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El inicio de 2026 no solo dio comienzo a un nuevo año de gobierno para la gestión de Javier Milei sino que en la práctica significó el impulso para alcanzar aquellas reformas estructurales que el líder de La Libertad Avanza considera necesarias para el crecimiento de la Argentina.

El tratamiento de la Ley de Reforma Laboral, la baja en la edad de imputabilidad y la Ley de Glaciares, entre otras normas, llegaron a las Cámaras para encender el debate y al mismo tiempo, plantear nuevas realidades.

Con la participación de la senadora nacional por Salta, Flavia Rayón, el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren y del economista Santiago Bulat, el primer programa de la tercera temporada de Dínamo-Charlas de Energía, que conduce Nicolás Gandini, puso foco en particular, en la Reforma laboral y su real alcance.

Macroeconomía y Reforma laboral 2026

Desde la perspectiva macroeconómica del país, Bulat consideró que la actual apertura económica es un proceso «sin paracaídas». En ese sentido, explicó, Argentina se encuentra en una encrucijada donde la recuperación de la actividad productiva será «tenue» y el éxito de las nuevas normativas dependerá sobremanera de variables que exceden lo meramente legislativo. 

Bulat señaló que el «blanqueo» planteado por la reforma laboral es «bastante más agresivo» que el de la Ley Bases de 2024, en la medida en que ofrece incentivos fiscales significativos para quienes registren trabajadores durante el primer año. Sin embargo, advirtió que este instrumento por sí solo no garantizará la creación de puestos de trabajo. 

«La generación de empleo formal va de la mano de las políticas de desarrollo y del nivel de actividad, no exclusivamente de un cambio normativo”, advirtió. “La Argentina no atraviesa hoy una crisis de desempleo masivo, sino una crisis de calidad del empleo«, aseguró.

«Desde el inicio de la actual gestión, se han perdido aproximadamente 200.000 puestos de trabajo en el sector privado formal, pero esto se ve compensado en las estadísticas por el crecimiento del monotributo y la informalidad. La gente no dice ´no estoy encontrando absolutamente nada’, lo que dice es que lo que encuentra es probablemente facturando vía monotributo o a través del sector informal, explicó. 

El verdadero alcance de la reforma laboral

Más allá del debate en el recinto, la opinión pública se dirime entre la sensación de desprotección que generan algunos artículos de la norma y la expectativa de la generación de nuevos puestos de trabajo.

Desde la óptica de la senadora Royón, la reforma laboral es un paso necesario para modernizar leyes y convenios que en algunos casos datan de los años 70, pero no debe ser «sobrevendida» como la solución única para la creación de empleo. 

“Hoy existe una masa de 6 millones de argentinos en la informalidad debido a un andamiaje rígido que genera reticencia a la contratación formal. La idea es aceitar los mecanismos de contratación trabajando sobre el costo de los juicios laborales y la previsibilidad de las indemnizaciones. La mitad de los juicios actuales surge por la falta de claridad en los montos indemnizatorios”, puntualizó. 

En ese sentido, la legisladora destacó la oportunidad de adoptar a nivel nacional el «modelo de Salta», donde los peritos son independientes del Poder Judicial y no están atados al valor del juicio, lo que reduce los costos litigiosos hasta 10 veces. “Por eso me opuse al Fondo de Cese Laboral (FAL) tal como está planteado, ya que desfinancia el sistema previsional al desviar contribuciones patronales hacia cuentas privadas de las empresas”, objetó. 

En qué contexto se inscribe la reforma

Por su parte, Aranguren buscó anclar la puesta en vigencia y tratamiento de la normativa en el contexto actual. En ese sentido, el ex ministro de Energía recordó que el año pasado cerró con un resultado comercial energético histórico de 7.815 millones de dólares, revirtiendo décadas de déficit. 

“La producción de crudo está cerca de alcanzar los 900.000 barriles diarios, de los cuales Vaca Muerta aporta 600.000, lo que implica un crecimiento fenomenal si se compara con los 40.000 barriles que producía la formación en 2016. Estos logros son fruto de la continuidad de políticas de Estado y de la capacidad de diálogo iniciada con las mesas de competitividad de Vaca Muerta”, evocó. 

En este escenario, resaltó, se dio la extensión del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a proyectos de Upstream por encima de los u$s 600 millones, medida a la que consideró vital para «llenar los caños» de exportación. 

“Debido a la incertidumbre de los precios internacionales y a la lejanía de los mercados globales, se necesitan estímulos que den certezas al capital para invertir rápido y de forma masiva«. Pero el RIGI no es un privilegio, indicó, sino “un adelanto del futuro que la Argentina debería tener”, signado por la libre disponibilidad de divisas, la ausencia del cepo cambiario y la conversión de YPF en una empresa profesional que liquide dividendos para el erario público, contribuyendo directamente con la educación y la seguridad, en lugar de ser utilizada para fines políticos, de acuerdo con Aranguren.

Apertura de la economía: riesgos y ventajas

A esta altura del gobierno de Javier Milei nadie puede negar que la fisonomía productiva del país cambió. A la destrucción del empleo en los cordones industriales urbano se opone el crecimiento de la ocupación en los sectores del agro, de la energía y de la minería. Al tiempo que, el trabajo en relación de dependencia en los términos tradicionales muta hacia subsistemas.

Para Bulat, esta política gubernamental no tiene contención real: se quitan aranceles y se formenta la competencia externa sin mecanismos que protejan a los segmentos que no pueden adaptarse con facilidad.

“La salida abrupta del Estado de la economía, especialmente en materia de obra pública, dejó un hueco que el sector privado no está llenando con la misma velocidad. Mientras sectores competitivos como la minería y la energía avanzan, otros que dependen de costos internos o impuestos altos esperan señales de mayor sostenibilidad antes de invertir”, insistió.  

De cara al futuro, proyectó, deberían eliminarse los «subsistemas» como el monotributo para dar paso a un régimen general unificado. “Estimo que eso quedará para una próxima etapa, cuando se aborde la reforma de un sistema previsional donde todos aporten de manera proporcional a sus ingresos, eliminando las distinciones que hoy fragmentan el mercado”, indicó. 

Consultado por la realidad cambiaria, Bulat afirmó que en estos momentos la Argentina se encuentra en un escenario de «tipo de cambio bajo» que invita a un nivel de importaciones significativamente mayor al crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI). “Mientras que la economía creció un 4%, las importaciones saltaron un 30%”, criticó. 

Esta dinámica, reflexionó, puede compararse con la experiencia de Chile en el año 1982, cuando se intentó estabilizar la economía del país vecino con un tipo de cambio muy apreciado que terminó generando un déficit de cuenta corriente insostenible, forzando una corrección traumática y un posterior salto inflacionario. 

“Para mí lo ideal sería tratar de evitar esa corrección tan fuerte. Resta ver si la revolución energética y minera será suficiente para cubrir el pago de deuda, el turismo y la formación de activos externos. La cuenta no da tan holgada como sugiere el Gobierno”, advirtió. 

De todos modos, acotó, resulta una «recontra buena noticia» la baja del riesgo país, ya que la posibilidad de financiarse a una tasa del 6% es un hito fundamental. “Si el Gobierno logra mantener esa consistencia y refinanciar los vencimientos de deuda en lugar de depender de dólares propios, la macroeconomía podría encontrar un respiro virtuoso”, aventuró. 

, Redaccion EconoJournal

La guerra en Medio Oriente ya esta comprometiendo una de las máximas electorales de Donald Trump: mantener baratas las naftas. Los precios de los combustibles en los Estados Unidos en las últimas 24 horas tocaron un máximo de toda la era Trump, tanto de su primer mandato presidencial como del actual.

La disparada de los precios constituye una línea roja para el presidente Trump, que enfrentará elecciones de medio término hacia el final de este año. Los mercados estiman que un alza significativa en los combustibles podría influir en el avance de la campaña militar de EE.UU. e Israel contra Irán, denominada como «Operación Furia».

El precio promedio de la nafta en EE.UU. este viernes subió siete centavos, alcanzando los US$ 3,32 por galón. La asociación AAA (American Automobile Association) informó que es el precio nacional promedio más alto desde septiembre de 2024.

El presidente de AAA, Edmund King, declaró esta semana que las agresiones militares en Medio Oriente causarán importantes perturbaciones en el comercio petrolero.

«Sin duda serán un catalizador para interrumpir la distribución global del petróleo, lo que inevitablemente provocará un aumento de precios», declaró King a The Times.

EE.UU. aún importa un 15% del petróleo que consume a diario, principalmente del Medio Oriente y Sudamérica, a pesar de la revolución del shale oil.

El crudo Brent roza este viernes los US$ 90 por barril, un máximo de dos años. El crudo West Texas Intermediate (WTI) este viernes trepa hasta un 8%, a casi US$ 88 por barril.

El combustible más caro de la era Trump

Los incrementos estan encendiendo las alarmas en Washington. Primero, porque se trata del precio más alto en naftas registrado tanto en la primera presidencia de Donald Trump como en la presente. Segundo, porque el mercado interno comenzó a sentir los coletazos de la respuesta iraní a menos de una semana de los ataques militares ordenados por Trump, lo que podría influir en las decisiones militares.

La Casa Blanca durante esta semana evaluó distintas opciones para intentar mantener a raya los precios de los combustibles. Una primera carta la jugó este viernes en el mercado internacional.

El secretario del Tesoro, Scott Bessent, anunció una flexibilización de las sanciones contra Rusia para que la India pueda comprar cargamentos de petróleo ruso durante un plazo de 30 días. La administración Trump había logrado que la India se comprometiera a reducir sus compras de crudo ruso, que se dispararon luego de la guerra de Rusia contra Ucrania.

Mientras tanto, EE.UU. sostiene la campaña de bombardeos conjunta con Israel sobre Irán. Trump declaró el jueves que quiere intervenir en la definición de un nuevo liderazgo político en Irán.

“Trabajaremos con el pueblo y el régimen para asegurarnos de que llegue alguien que pueda construir Irán de manera exitosa, pero sin armas nucleares”, dijo el presidente.

La máxima autoridad clerical de Irán, la Asamblea de Expertos, se reunió esta semana en Qom para iniciar el proceso de elección de un nuevo líder supremo tras la muerte del ayatolá Alí Jamenei. Su segundo hijo, Alí Jamenei Mojtaba, se perfila como candidato a sucederlo.

Trump adviritió que el posible sucesor no es de su gusto. «Ahora están considerando al hijo. La razón por la que el padre no se lo dio es que dicen que es incompetente», dijo.

, Nicolás Deza

El precio del Brent, el crudo de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, rompió este viernes los US$ 90 por barril y cierra la semana reflejando las dificultades de Asia para encontrar sustitutos a la producción de Medio Oriente y la continuidad de los ataques de Irán contra infraestructura petrolera. El ministro de Energía de Qatar advirtió que es probable un colapso total de la exportación desde el Golfo Pérsico.

El colapso de la navegación por el estrecho de Ormuz esta generando una creciente competencia desde Asia por los cargamentos de hidrocarburos, que ya esta repercutiendo en los precios en el surtidor en los Estados Unidos. Precisamente, la administración de Donald Trump anunció en las últimas horas que flexibilizará las sanciones para que la India pueda comprar petróleo de Rusia.

El secretario del Tesoro, Scott Bessent, dijo que otorgarán una exención por 30 días a la India para que pueda comprar cargamentos rusos. «Esta medida provisional aliviará la presión generada por el intento de Irán de secuestrar la energía mundial», declaró el funcionario en X.

Bessent afirmó que la exención no aportaría un beneficio financiero significativo a Rusia, ya que solo autoriza transacciones con petróleo ya varado en el mar.

Cientos de buques petroleros quedaron apostados dentro del Golfo Pérsico y en el Golfo de Omán por la negativa a cruzar por el estrecho de Ormuz, un punto nodal por el transita a diario unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y combustibles y una quinta parte del gas natural licuado del mundo.

El Brent toca un máximo de dos años empujado por la crisis en Medio Oriente

Sin embargo, el anuncio del Tesoro estadounidense no fue suficiente para calmar el precio del Brent, que en esta jornada del viernes estan registrando subas de hasta 7%.

Al cierre de esta nota, el Brent cotizaba a 91,06 dólares por barril, un máximo visto por última vez en marzo de 2024, hace dos años atrás.

En tanto, el ministro de energía de Qatar, Saad al-Kaabi, declaró que prevé que todos los productores de energía del Golfo Pérsico interrumpan sus exportaciones en cuestión de semanas.

Un colapso total en las exportaciones dispararía los precios del petróleo a US$ 150 dólares por barril, declaró el ministro qatarí en una entrevista al Financial Times publicada este viernes.

Qatar es el segundo productor mudial de GNL por detrás de los EE.UU. Qatar Energy, la empresa con mayor capacidad de producción de GNL en el mundo, anunció el lunes el cierre de producción de gas natural licuado tras un ataque iraní contra infraestructuras portuarias.

El ministro de Energía de Qatar declaró que el plazo para reactivar la planta a plena capacidad sería de «semanas a meses».

, Nicolás Deza

La modificación de la Ley Nacional de Glaciares (Ley 26.639) fue uno de los grandes ejes temáticos que monopolizó el intercambio de ideas en el debut de la tercera temporada de Dínamo – Charlas de Energía, bajo la conducción periodística de Nicolás Gandini. 

Consultada al respecto, la senadora nacional Flavia Royón explicó por qué resulta tan importante clarificar la normativa sancionada en 2010. “La Ley de Glaciares protege, justamente, los ambientes glaciar y periglaciar. Con los glaciares descubiertos, como el Perito Moreno, no hay discusión alguna: representan reservas hídricas estratégicas que deben cuidarse. En el ámbito periglaciar, en tanto, hay que diferenciar el caso de los llamados ‘glaciares de escombro’, que son rocas con un contenido de agua muy variable, por lo que no siempre está claro que tengan una función hídrica”, distinguió. 

En función de lo estipulado en la legislación, indicó, se encaró la realización del Inventario Nacional de Glaciares (IANIGLA) a partir de imágenes satelitales. “Sin embargo, para determinar de manera fehaciente la función hídrica de los glaciares de escombro a lo largo de la cordillera, faltaron tomas de muestras y estudios territoriales y de laboratorio que claramente son más onerosos”, advirtió. 

En ese sentido, destacó la decisión de San Juan que resolvió evaluar sus propias áreas periglaciares y logró demostrar que no tenían función hídrica. «La controversia pasa por cómo desafectar esas geoformas del inventario y si las provincias que teóricamente manejan los recursos están facultadas para llevar a cabo esa labor», señaló.

Con la adecuación de la Ley de Glaciares, resaltó, se aclarará que todo el ambiente periglaciar se encuentra protegido hasta tanto las provincias demuestren mediante evaluaciones técnico-científicas que las zonas que suscitan dudas carecen de función hídrica. “Así como está hoy, la norma incluso inhabilita hacer estudios de impacto ambiental”, cuestionó la legisladora salteña. 

Ley de Glaciares: un Frankenstein legal 

A criterio de Juan José Aranguren, no debe perderse de vista que la Ley de Glaciares actual nunca fue reglamentada y que existen contradicciones internas en sus artículos. “La norma es un ‘Frankenstein’. Hay una parte que dice ‘se puede’ y otra que dice ‘se prohíbe’. Además, al ser una Ley de Presupuestos Mínimos, va en contra del artículo 124 de la Constitución Nacional, que establece que las provincias son las dueñas originarias de los recursos. Lo que ahora se está modificando -en buena hora- es devolverles a las provincias lo que la Constitución dice”, manifestó el ex ministro de Energía de la Nación. 

Obviamente, añadió, todas las decisiones deben tomarse con base en estudios que las avalen. “No creo que ninguna provincia quiera afectar sus recursos hídricos estratégicos en función de una explotación minera. Viene bien una aclaración para las zonas con glaciares de escombro, donde hay muchos emprendimientos de clase mundial cuyo desarrollo se encuentra impedido. Lo que indica la modificación de la ley es que esas zonas deben analizarse y comprobar si está bien explotarlas o no”, argumentó. 

Tal como están las cosas, advirtió, la Argentina -pese a contar con abundantes recursos- aún no tiene en marcha ningún proyecto del principal mineral de transición: el cobre. En su opinión, este escenario deriva en gran medida de las restricciones que impone la actual Ley de Glaciares, la cual carece de precedentes en el resto del mundo. 

“Así lo evidencia la evolución en los últimos 15 años de la industria de Oil & Gas, que pese al cepo cambiario y los controles de precio se fue desarrollando de la mano de liberaciones parciales, como el Decreto 929 de 2013, la Resolución 46 de 2017, el Plan Gas.Ar, la Ley Bases y ahora el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)”, comparó. 

La antigua Ley de Glaciares y el tiempo perdido 

Tal como sostuvo Royón, desde una perspectiva minera Chile posee una fisionomía parecida a la de la Argentina, e inclusive cuenta con más glaciares en su zona cordillerana. “Sin embargo, no tiene Ley de Glaciares. Y sus exportaciones mineras son 10 veces mayores que las nuestras”, remarcó. 

En el caso del cobre, en particular, el economista Santiago Bulat le puso cifras concretas a la brecha exportadora entre ambos países limítrofes. “Mientras que Chile exporta el recurso por u$s 55.000 millones anuales, para la Argentina ese valor es actualmente cero”, cuantificó. 

Además de no poseer una redacción clara, intervino Royón, la vigente Ley de Glaciares desconoció el marco jurídico previo, como el Código Minero (que dispone de un capítulo ambiental), la Ley General del Ambiente y la Ley de Aguas. “Teniendo en cuenta toda esa legislación preexistente, podría decirse que su sanción fue un exceso”, calificó la ex secretaria de Minería de la Nación. 

La normativa fue fruto de una negociación política, señaló Aranguren, más que de una planificación coordinada. “Bajo mi gestión quisimos reglamentarla y aportar claridad, pero ni siquiera la pudimos discutir internamente. Cada parte tenía su propio interés y había artículos que entraban en conflicto con otros”, recordó. 

En definitiva, resumió Royón, lo que se procura con la aclaración de la Ley de Glaciares es proteger el agua. “Se trata de instalar que con esta modificación legislativa se está entregando el agua, entre otras barbaridades. Lo que se busca, en verdad, es determinar dónde hay función hídrica para garantizar su protección. No se va a autorizar ninguna actividad minera que ponga en riesgo el recurso”, subrayó. 

Este paso que se está dando ahora, completó Aranguren, tiene una trascendencia fundamental. “Con los limitantes de esta ley, perdimos 15 años de desarrollo minero en la Argentina”, sentenció. 

, Lorena Alem

Genneia, la principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país, cerró un acuerdo con el BID Invest por un financiamiento total de US$ 320 millones para la construcción de cuatro nuevos parques solares y la instalación de centrales de almacenamiento de baterías de energía eléctrica.

Genneia y BID Invest sellaron el primer tramo del financiamiento por US$ 185 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años para el desembolso completo. “Este acuerdo no solo consolida el liderazgo de Genneia en la transición energética, sino que se posiciona como un catalizador fundamental para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas”, señaló la compañía en un comunicado.

El acuerdo facilitará la ejecución de los parques solares San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW), en la región de Cuyo, y de los parques Lincoln y Junín (de 20 MW cada uno) en la provincia de Buenos Aires. Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en Buenos Aires para optimizar la estabilidad de la red frente a picos de demanda.

El alcance del financiamiento obtenido por Genneia

Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).

Desde Genneia explicaron que esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló que «este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable».

Genneia cuenta con un 23% del total de la potencia instalada de energías renovables, alcanzando el 21% en energía eólica y un 26% en solar. La reciente entrada en operación de los parques solares en San Rafael y Anchoris, ambos en Mendoza, y el Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, elevaron la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.580 MW. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur (129 MW).

, Redaccion EconoJournal

Por Guadalupe Muñoz (*)

La comunicación institucional, en particular la que concierne a sectores con una gran interacción con el entorno ambiental y social como la minería, ha experimentado una metamorfosis profunda en los últimos cinco años en Argentina. Este cambio responde a una reorientación estratégica impulsada por el desarrollo tecnológico, la madurez del sector, la presión y el interés genuino de la sociedad de entender el impacto de la minería y la necesidad imperante de legitimación y de desmitificación de la industria.

Giro estratégico de la minería: del silencio a la transparencia activa

Históricamente, la comunicación minera solía caracterizarse por una postura reactiva, enfocada sobre todo en la defensa ante críticas y crisis. Era común que las empresas priorizaran el bajo perfil, comunicando solo lo estrictamente necesario y, a menudo, en un lenguaje técnico inaccesible. Esta estrategia, generó, además de una suspicacia y sospecha por parte de la opinión pública que sentía que algo se le ocultaba, un vacío informativo que fue rápidamente ocupado por narrativas activistas que rechazan la minería en todas sus formas, creando un ciclo de desconfianza.

Sin embargo, en los últimos cinco años, hemos observado un quiebre fundamental. Las principales compañías mineras del mundo han adoptado un modelo de comunicación proactiva y multidimensional. Este cambio se debe a varios factores convergentes:

1. El imperativo del desarrollo: Existe en la sociedad un trade off entre la generación de empleo y la intervención en el medio ambiente, donde se vislumbra un crecimiento de las comunidades con una demanda genuina de nuevas verticales de crecimiento y generación de empleo.
2. La visibilidad del contexto global: En un contexto geopolítico cada vez más convulsionado, el mundo demanda una forma de reserva de valor, y el oro ocupa ese espacio. Además, la minería de metales críticos (litio, cobre y plata) se ha posicionado como un pilar en la transición energética global. Esta relevancia obliga a las empresas a comunicar su rol no solo como extractores de recursos, sino como proveedores de soluciones para el cambio climático.
3. La madurez de la comunicación institucional y la autocrítica: La experiencia demostró a las empresas mineras que la estrategia del rígido bajo perfil y el silencio informativo no sólo era ineficaz, sino perjudicial, generando un vacío ocupado, entonces, por el activismo antiminero. Este autodiagnóstico impulsó una apertura proactiva, reconociendo que la única forma de fortalecer la licencia social es a través de la transparencia y la pedagogía social.
   Las compañías asumieron el rol de explicar e incluso mostrar de qué se trata la minería, destacando los beneficios concretos que trae al desarrollo local y a nivel país, y la rigurosidad de los estándares de seguridad y regulación que la posicionan como una de las industrias más controladas. Esta comprensión de la importancia de la comunicación, como eje estratégico, es un factor clave que ha fortalecido la aceptación social de la industria.

La evidencia de la transformación: el data analytics suite (DAS)

Un estudio reciente, como el Data Analytics Suite (DAS), desarrollado por la consultora de Asuntos Corporativos y Marketing LLYC para analizar la conversación digital sobre el sector, ilustra con claridad esta tendencia. La disposición de la industria a comunicar más proactivamente, favorece a la construcción de una sociedad más informada y eso a su vez favorece a que, como demuestran estos análisis, el debate público haya evolucionado hacia un escenario más constructivo y de mayor volumen de diálogo en las redes.

El DAS detalla que, si bien la conversación total aumentó en mensajes y usuarios únicos (lo que implica un incremento en los mensajes positivos), lo más relevante es que la discusión mutó de una dicotomía simple («minería sí o minería no») a un debate más enriquecedor sobre cuál es la mejor manera de desarrollar la actividad en el país.

Los datos de este diagnóstico resaltan:

• Aumento del apoyo en el debate: Las comunidades digitales aliadas a la minería incrementaron de manera significativa su volumen, pasando de aproximadamente un 35% a cerca del 47.4% de los mensajes totales en el período reciente.
• Desacople de la negatividad: Por primera vez, el crecimiento de los mensajes positivos no arrastró un incremento en espejo de las menciones negativas, lo que demuestra una mayor aceptación de la industria y un apoyo social más consolidado.
• Enfoque en el «cómo»: La relevancia de comunidades digitales con un discurso más especializado, nos habla de una demanda social por mayor información sobre el impacto verdadero de la minería, enfocando la discusión en el desarrollo y la implementación.

El impacto: de la dicotomía del debate, a la discusión fructífera

El resultado de esta nueva estrategia comunicacional implica una reconfiguración de la aceptación social. Si bien la oposición a la actividad sigue siendo un actor relevante y legítimo, el debate mutó de un planteo dicotómico («minería sí o minería no») a una discusión más fructífera sobre el cómo.

El sector logra, en gran medida, desplazar la narrativa desde una visión puramente productiva y resultadista, hacia una que incluye la sustentabilidad económica, social y ambiental.

Este cambio permite a gobiernos, sindicatos y proveedores incorporar la minería en la planificación de desarrollo regional sin el estigma paralizante de años anteriores.

La clave de este éxito radica en un principio fundamental que debe perdurar: la comunicación no es un mero departamento de prensa. Es una función estratégica, un driver de la licencia social. Las empresas que entienden que el proyecto no empieza cuando se inicia la exploración, sino cuando se entabla el primer diálogo honesto y transparente con los distintos públicos de interés, son las que hoy lideran la nueva era de la minería en Argentina. La tarea ahora es sostener y profundizar esta confianza a largo plazo.

(*) Directora de Asuntos Corporativos LLYC Argentina

, Guadalupe Muñoz

Dioxitek lleva erogados casi 700 millones de pesos dentro de un plan de inversión a cinco años valuado en US$ 14 millones para sostener e incrementar la producción en su planta de dióxido de uranio en Córdoba. La empresa espera este año batir un nuevo récord de producción anual, alcanzando las 200 toneladas de dióxido de uranio.

La empresa estatal que produce dióxido de uranio para los combustibles de las centrales nucleares argentinas concluyó el año pasado 12 proyectos con una erogación de $ 682.912.907, según el plan de inversión visto por EconoJournal. La inversión prevista durante 2026 superará los 6000 millones de pesos.

El plan de inversión tiene relación directa con la solicitud realizada el año pasado a la municipalidad de Córdoba para continuar operando por ocho años más mientras finaliza la Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa.

El plazo permitirá amortizar esta importante inversión de Dioxitek en la planta en Córdoba, que es vital para asegurar la generación nucleoeléctrica nacional y que emplea a más de un centenar de trabajadores cordobeses.

Precisamente, una de las centrales nucleares es Embalse, emplazada también en Córdoba, en donde el Estado nacional invirtió más de US$ 2000 millones para su extensión de vida hasta 2045. Embalse representa el 40% o más de la generación eléctrica cordobesa anual según datos de CAMMESA.

Dioxitek invertirá en Córdoba más de 7000 millones hasta 2027

El plan de inversión global de Dioxitek en su planta de dióxido de uranio en Córdoba prevé una primera inversión de 7.148.156.943 de pesos (sin IVA) en un total de 50 proyectos hasta abril de 2027.

Unos $ 682.912.907 ya fueron erogados en 12 proyectos finalizados durante 2025. El principal gasto fue en la compra de Equipamiento Analítico de Caracterización, con $ 299.384.325 invertidos.

Por el lado de los proyectos en ejecución, la empresa estará invirtiendo $ 3.012.744.036 solo hasta junio de 2026. De los 19 proyectos en ejecución únicamente quedan 5 en proceso de licitación y/o adjudicación. La erogación más importante será de $ 558.000.000 en Espectrometría ICP-MS Biológica.

Finalmente, existen otros 19 proyectos planificados que se ejecutarán prácticamente durante la segunda mitad de 2026 y que demandarán una inversión de $ 3.452.500.000. La mayor erogación será en la Extensión Área Homogeneización, con una inversión de $ 445.000.000 y un plazo de culminación en septiembre de 2026.

Según la diagramación actual, el proyecto de Evaluación, adecuación y puesta en marcha planta de osmosis será el último en ser concluido, para abril de 2027.

La inversión en Córdoba es posible gracias al saneamiento económico de la empresa, centrado en la nueva tarifa Dioxitek cobra a Nucleoeléctrica Argentina desde 2024 por el servicio de conversión de concentrado a dióxido de uranio. Es un pilar del modelo de negocio que se implementó en Dioxitek para sanear la empresa y hacerla rentable.

Gracias a ese plan, la empresa informó un récord de producción de 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025 y que espera volver a batir este año.

Córdoba exige un plan de inversiones concreto en la negociación con Dioxitek

Dioxitek y la municipalidad de la ciudad de Córdoba negocian ante la Justicia Federal de Córdoba un nuevo acuerdo para que la planta productora de dióxido de uranio pueda seguir operando por al menos ocho años más. Es el plazo que la empresa estatal solicitó para seguir garantizando la provisión de dióxido de uranio y terminar la construcción y puesta en operación de la nueva planta en Formosa.

El pedido ante el Juzgado Federal fue formulado el año pasado por el actual gerente general de Dioxitek, Rodrigo Martín. “Se logró hacer con la mejora del dióxido de uranio, mejoras tanto preventivas para la planta de Córdoba, como para la planta de Formosa, para lograr en un futuro cercano, su culminación. Vemos un horizonte de ocho años para lograr mover la planta de Córdoba a la planta de Formosa”, dijo Martín, según consta en un acta judicial de septiembre pasado vista por EconoJournal.

La empresa aduce que necesita ese plazo para amortizar la inversión que esta realizando en Córdoba y en terminar la nueva planta, un planteo que habia sido reconocido por la municipalidad, siempre sujeto a una mudanza definitiva a Formosa.

Sin embargo, el intendente Daniel Passerini sorprendió esta semana con declaraciones en contra del nuevo plazo solicitado por la empresa. «Lo que hace falta es que el Gobierno nacional termine las obras en Formosa. No vamos a autorizar nada si no hay un plan de inversiones concreto«, dijo el intendente.

El Secretario de Asuntos Nucleares y ex presidente de la firma, Federico Ramos Napoli, defendió el plan de inversión. «Dioxitek asumió el enorme desafío de, en apenas dos años, superar más de una década de abandono total. En un momento delicadísimo en materia económica para la compañía, se apostó por el orden y la producción y, optimizando recursos, se logró un masivo plan de inversión cuyos resultados son más que alentadores«, publicó Ramos Napoli en su cuenta de X.

Dioxitek lleva más de una década operando bajo el paraguas de un acuerdo judicial que ha sido prorrogado en más de una oportunidad y que venció en diciembre. De no llegar a un nuevo acuerdo, Dioxitek debería cerrar su planta en Córdoba, con la consecuente pérdida de unos 150 puestos de trabajo y los riesgos para la continuidad de la generación nuclear de todo el país.

, Nicolás Deza

TORONTO. -Los protagonistas de la industria minera coinciden en que la concreción de los grandes proyectos de producción de cobre va a significar un punto de inflexión para el desarrollo del sector en el país. Lo que todavía no termina de estar claro es si Argentina va a lograr dar ese salto.

Si se toma como guía la mayoría de las declaraciones públicas de políticos y empresarios durante la convención PDAC, que concluyó este miércoles, la concreción de ese objetivo resulta inexorable. El optimismo pareciera irradiarlo todo. Sin embargo, más allá de las ventajas que ofrece el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, algunos son más cautelosos, sobre todo por los problemas de infraestructura y las dudas que todavía existen en torno a la consolidación de la estabilidad macroeconómica.  

Los FID de los proyectos de cobre siguen pendientes

Si bien el diseño de los grandes proyectos de cobre ha ido avanzando, ninguna de las empresas tomó aún la decisión final de inversión (FID, según la sigla en inglés). No es un dato menor. El FID es el momento en que el directorio de la compañía aprueba formalmente invertir miles de millones de dólares para construir la mina. Antes de ese punto puede haber exploración avanzada, estudios, permisos e incluso anuncios optimistas, pero la inversión fuerte todavía no está comprometida.

A partir del FID, el proyecto pasa de la fase de estudio a la fase de construcción. Esa decisión es crítica porque compromete el desembolso de capital durante décadas con un piso que en estos casos no baja de los US$ 3000 millones.

EconoJournal le preguntó el lunes al viceministro de Economía, Daniel González, si el hecho de que no se hubiera firmado ni un solo FID era motivo de preocupación y el funcionario lo negó. “Solamente es un tema de maduración. Los proyectos mineros son de larguísimo ciclo y solo firman el FID cuando tienen absolutamente todas las aprobaciones. (…) No veo para nada señales de cautela”, aseguró.

En la misma línea se manifestó el empresario Martín Pérez de Solay. “El FID llega una vez que se cumplieron un montón de etapas. El proyecto debe tener la aprobación del RIGI, las declaraciones de impacto ambiental, los permisos sectoriales, etc. Cuando todo eso se completa se produce el FID. Ahora, normalmente cuando el FID llega a la mesa se aprueba. El FID es una consecuencia lógica de un montón de pasos previos y en la actualidad la minería está avanzando”, aseguró el CEO de Glencore Argentina en la entrevista que concedió a este medio en Toronto.

La infraestructura como cuello de botella

Es cierto que la minería es una actividad de largo plazo y que ha venido registrando un avance de la mano del RIGI. Desde ese punto de vista, lo dicho por González y Pérez de Solay, por citar solo dos ejemplos, es atendible, pero todavía hay varios cuellos de botella sin resolver y el más relevante de todos pareciera ser la falta de infraestructura.

En el gobierno son conscientes de ese déficit estructural, pero no están dispuestos a que los recursos para las obras salgan del presupuesto público. “Nosotros estamos hablando con todos para ver qué es lo que necesitan, pero no nos vengan a pedir plata porque plata para eso no hay”, remarcó González. El esfuerzo oficial estuvo puesto en estos dos primeros años en garantizar estabilidad macroeconómica y ofrecer incentivos sectoriales como el RIGI para que sean las empresas privadas quienes pongan los fondos.

Las mineras, por su parte, valoran las transformaciones que impulsó el gobierno nacional y ven a la política en su conjunto alineada con este proceso, pero se resisten a hacerse cargo de la infraestructura. En sus planes de inversión contemplan las obras directamente ligadas al proyecto –camino de acceso a la mina, líneas eléctricas, mineroductos, etc.–, pero no la construcción de rutas, caminos e instalaciones portuarias ya que eso no forma parte de su core business y además suelen ser obras que después utilizan muchos otros actores económicos.

Geoff Streeton, vicepresidente ejecutivo y director de desarrollo de Eramet, lo dejó claro el lunes en el Argentina Day. «La competitividad no se limita a las condiciones fiscales. También es infraestructura, suministro energético y mano de obra capacitada. Esos son desafíos muy grandes para la Argentina»  

El tema de la falta de infraestructura se trató en las distintas reuniones reservadas que González mantuvo con los ejecutivos de las principales mineras en Toronto, pero todavía no hay un acuerdo sobre ese punto. También ha habido reuniones entre funcionarios del Consejo Federal de Inversiones, las empresas y representantes del gobierno de Canadá para explorar distintas alternativas. 

¿Cuál es la inversión que se necesita en caminos, rutas, vías de ferrocarril y servicios portuarios para los distintos proyectos mineros de cobre? ¿Cuánta carga habrá que mover? ¿Están esos datos sobre la mesa de negociación? ¿Hay una estrategia logística asociada a la explotación del cobre?

No es casualidad que el proyecto de producción de cobre que está más cerca de concretarse es la reactivación de Alumbrera, donde la infraestructura ya está montada. Con la mejora que han venido registrado los precios de este mineral algunas fases productivas que habían quedado sin concreción ahora son viables desde el punto de vista económico. Incluso el proyecto MARA podría acelerarse porque también tiene previsto procesar el mineral de Agua Rica en las instalaciones de Alumbrera.

Para el resto de los proyectos la incertidumbre es mayor. El distrito Vicuña, por ejemplo, que integra a los yacimientos Josemaría y Filo del Sol, evalúa la posibilidad de que el cobre sea exportado a través de Chile, lo que requeriría acuerdos complementarios al Tratado de Integración y Complementación Minera entre Argentina y Chile ya que el volumen sería muy significativo. ¿Le interesa a Chile recibir todos esos camiones transportando minerales argentinos? ¿Quién le va a mejorar las rutas y los puertos a Chile para que esto ocurra? 

Un dato citado en el último informe sobre cobre de la Secretaría de Minería permite entender el impacto que tendrán estos proyectos a nivel logístico: la cantidad total de mineral extraído y roca estéril promedio removida para producir una tonelada de cobre refinado es de 510 toneladas de material, de las cuales, unas 255 toneladas corresponden a mineral de cobre, que es el volumen aproximado efectivamente trasladado a las concentradoras.

Otros factores que inciden en la toma de decisiones

La falta de infraestructura es el problema más visible hoy, pero las empresas suelen evaluar todo un conjunto de variables antes de tomar el FID y dentro de ese paquete sobresalen también la situación macroeconómica y los riesgos regulatorios.

“La estabilidad macroeconómica es absolutamente clave”, subrayó en el Argentina Day la directora global de Asuntos Corporativos de Glencore, Anne Edwards. Las empresas elogian lo hecho por el gobierno en este aspecto porque saben que, por más garantías que les otorgue el RIGI, si hay una corrida cambiaria y el Banco Central se queda sin dólares no hay RIGI que valga.

Es cierto que, si el inversor termina teniendo un problema, el RIGI le garantiza que puede llevar la disputa a arbitraje internacional, por ejemplo, ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), pero las mineras no entran como inversores de un determinado proyecto con la expectativa de ir a litigar.

Otro elemento que incide es el riesgo regulatorio. La incertidumbre que supuestamente les genera la Ley de Glaciares a los distintos proyectos sobresale en este punto. Por eso el gobierno impulsa su modificación.  

Por último, las dificultades en el acceso al financiamiento y la evolución de los precios del cobre también inciden al momento de tomar una decisión final de inversión. 

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

Enarsa, la empresa estatal de energía que preside Tristán Zocas, un directivo que responde políticamente a Santiago Caputo, envió el lunes por la noche el pliego licitatorio con el que el Gobierno busca adjudicar a una empresa privada la tarea de actuar como agregador y comercializador del gas natural licuado (GNL) necesario para cubrir el pico de demanda del próximo invierno.

En los hechos, implicará que por primera vez desde 2008 —cuando la Argentina comenzó a importar GNL— un privado estará a cargo de comprar los cargamentos que requiera el sistema, regasificarlos en Escobar y revender el fluido a los distintos segmentos del mercado:

• distribuidoras que abastecen la demanda prioritaria (residencial),
• generadores eléctricos —en un contexto en el que CAMMESA se está retirando gradualmente del rol centralizado de despacho y gestión de combustibles— y
• grandes usuarios industriales que necesitan gas importado para sostener la actividad fabril.

El pliego establece que las ofertas deberán presentarse el 6 de abril y que Enarsa se tomará hasta el 21 del mismo mes para adjudicar. En el sector privado llamó la atención ese plazo, dado que el criterio de selección será esencialmente económico: los oferentes deberán proponer un precio único de GNL que trasladarán a los compradores locales.

Los tiempos del GNL

Cuanto más se demore la adjudicación, advirtieron fuentes del mercado a EconoJournal, más se tensionará el calendario de abastecimiento. El adjudicatario no tendrá tiempo para comprar los cargamentos que deberían arribar a la terminal de Escobar en mayo.

En lo formal, el ganador obtendrá también un derecho de preferencia (First Refusal) para operar también en 2027. Lo concreto es que si la definición de la licitación se estira, se achican los tiempos para cerrar contratos internacionales y asegurar slots logísticos, en un mercado que ya muestra volatilidad.

En principio, se preveía que Enarsa iba a adquirir un primer cargamento para reactivar la terminal —garantizando el stock mínimo técnico para su puesta en marcha—, pero una demora en la adjudicación podría complejizar aún más la transición hacia el nuevo esquema privado.

El pliego también dispone que el adjudicatario deberá pagar una prima de US$ 98,5 millones a Enarsa y a YPF, accionistas en partes iguales de la terminal regasificadora de Escobar, la única operativa en el país. Además, exige acreditar un patrimonio neto superior a US$ 125 millones y experiencia en comercialización de gas y derivados por más de US$ 800 millones en los últimos cinco años.

No se conoce el volumen de GNL a importar (la cifra final dependerá de las proyecciones que realice cada oferente) , aunque se estima que oscilará entre 15 y 20 cargamentos. Esa cifra es central para la ecuación económica: el adjudicatario deberá abonar un canon fijo por el uso de la terminal entre mayo y septiembre, de modo que cuantos más barcos descarguen, menor será el costo unitario de regasificación.

Cuáles son las empresas interesadas en la importación de GNL

Entre los jugadores que podrían participar se menciona a Trafigura, uno de los mayores traders globales de materias primas, que en la Argentina opera la marca Puma y en los últimos años avanzó en la comercialización de gas natural. En 2024, por ejemplo, importó gas desde Bolivia para abastecer centrales térmicas del norte del país, entre ellas la usina El Bracho, en Tucumán.

También es probable que se presente YPF, principal productor de gas del país y socia en la terminal de Escobar, con fuerte experiencia en trading y contratos en el mercado interno. Esa capacidad comercial es uno de los atributos clave que deberá tener el adjudicatario: no sólo comprar GNL en el exterior, sino colocarlo eficientemente entre distribuidoras, generadores y grandes usuarios.

Otras compañías que analizaron el pliego son Naturgy y la francesa TotalEnergies, uno de los mayores productores de gas natural de la Argentina.

La complejidad de la guerra agrega más incertidumbre a la apuesta del Gobierno

Si el esquema ya era ambicioso —por el traspaso del riesgo comercial desde el Estado hacia un privado— el escenario internacional agregó una capa adicional de incertidumbre.

La escalada en Medio Oriente tras la ofensiva conjunta de Estados Unidos e Israel contra Irán impactó de lleno en el mercado. El TTF, referencia europea del GNL en el puerto de Rotterdam, llegó el martes a US$ 17 por millón de BTU y este miércoles retrocedió a la zona de US$ 14-15. La volatilidad obliga a cualquier potencial adjudicatario a diseñar coberturas financieras para protegerse ante saltos o caídas abruptas de precios.

A ese riesgo se suma otro frente aún abierto: el regulatorio. El Gobierno no definió cómo autorizará el traslado del precio del GNL que surja de la licitación a los cuadros tarifarios de las distribuidoras del segmento regulado. Sin una señal clara sobre el pass through —total o parcial— del costo de importación, las empresas temen que se genere un descalce financiero que complique los pagos.

Algunas compañías que evalúan presentarse ya plantearon la necesidad de acelerar ese mecanismo o, alternativmente, establecer un esquema explícito que garantice la cadena de cobros. De lo contrario, el riesgo comercial no sólo estará en el mercado internacional, sino también puertas adentro.

En ese delicado equilibrio entre precios globales, tiempos administrativos y reglas tarifarias se juega una de las decisiones más sensibles del invierno 2026: asegurar el gas cuando más se necesita, pero bajo un esquema desconocido en el país.

, Nicolas Gandini

Por Gustavo Araujo (*)

El mercado de reaseguros con epicentro en Londres está recalibrando de manera abrupta el riesgo geopolítico en el Estrecho de Ormuz. Las primas de riesgo por guerra escalaron desde niveles marginales a valores que, en la práctica, alteran por completo la ecuación económica de cada viaje asegurado. Cuando el costo del seguro pasa de ser una fracción razonable del valor del casco a convertirse en un porcentaje significativo, el tránsito deja de ser una decisión operativa y pasa a ser una apuesta financiera de alta volatilidad.

En paralelo, los clubes de Protección e Indemnización (P&I Clubs) retiran cobertura por contaminación y responsabilidad civil en la zona. Sin P&I vigente, un petrolero no puede operar en puertos relevantes del sistema internacional. No es una sanción explícita ni una orden administrativa sino más bien la lógica contractual del comercio global. Sin seguro, no hay descarga. Sin descarga, no hay mercado.

¿Qué ocurre con el mercado?

En consecuencia, y mientras la Administración Trump discute escenarios de escolta y disuasión, el mercado parece haber ejecutado ya el cierre. El comercio marítimo contemporáneo descansa sobre una arquitectura jurídica y actuarial que funciona como infraestructura crítica. Las pólizas no son un accesorio si no que son condiciones de posibilidad. Cuando el mercado decide que el riesgo es “inasegurable”, el activo pierde operatividad económica.

La naturaleza del shock es distinta a la de episodios previos. No es una restricción geológica ni un daño físico a la capacidad productiva pero el resultado es un shock de oferta con rigidez extrema en el corto plazo. El precio puede ajustarse con rapidez, pero la cantidad disponible para el comercio internacional no responde en la misma magnitud, porque el cuello de botella no está en el pozo sino en la póliza.

Este tipo de dinámica tiende a consolidar un régimen de precios energéticos estructuralmente más altos y con mayor volatilidad implícita. La elasticidad efectiva se reduce porque el incentivo de precio no corrige la restricción. Aun cuando otras cuencas intenten compensar, la magnitud de los flujos que atraviesan Ormuz no es trivialmente sustituible en semanas.

Desde la perspectiva de portafolio, la variable crítica deja de ser exclusivamente el flujo de caja proyectado y pasa a incorporar la asegurabilidad de la cadena de suministro. Sectores intensivos en transporte marítimo de larga distancia enfrentan un encarecimiento estructural del seguro y del capital de trabajo, con impacto directo en sus márgenes y en la tasa de descuento exigida por equity y deuda.

Cómo impacta el conflicto en Argentina: la distancia como atributo

Para Argentina, la asimetría es favorable en el margen. La mejora en términos del intercambio proviene de precios internacionales más altos para los productos energéticos, sin una exposición directa al corredor en conflicto. Los precios de realización mejoran, los flujos de caja del sector se fortalecen y la capacidad de autofinanciar inversión se acelera. En ese contexto, la oferta potencial de divisas aumenta y el tipo de cambio enfrenta presiones de apreciación en línea con la dinámica observada desde comienzos del año.

Los activos argentinos, además, incorporan una prima geográfica. En un escenario donde el mercado penaliza la cercanía a zonas de fricción estratégica, la distancia opera como atributo.

El cierre actuarial de Ormuz no necesitó un bloqueo físico para ser efectivo. Bastó con que el mercado asegurador decidiera que el riesgo no tenía precio. En el comercio global moderno, lo que no es asegurable deja de existir en términos económicos.

(*) Head of Research de Criteria

, Gustavo Araujo

Un consorcio liderado por el mayor fondo de inversión del mundo, BlackRock, acordó la compra de AES Corporation, la compañía de energía estadounidense dueña de AES Argentina, una de las principales generadoras en el país. AES Corporation es la empresa que el año pasado obtuvo una sentencia favorable en una demanda contra el Estado argentino por US$ 732 millones en tribunales internacionales.

AES Corporation notificó esta semana que acordó la venta de la compañía a un consorcio de empresas liderado por Global Infrastructure Partners (GIP), empresa controlada por BlackRock. El acuerdo está valuado en aproximadamente US$ 33.400 millones.

Y es que, el consorcio -que conformado por GIP, el fondo EQT Infrastructure VI, CalPERS (un fondo de pensiones de empleados públicos de California) y Qatar Investment Authority- acordó pagar 15 dólares en efectivo por cada acción de AES.

«Esta transacción posicionará mejor a AES para impulsar el crecimiento a largo plazo en todas sus unidades de negocios, incluidas las empresas de servicios eléctricos reguladas y la energía limpia competitiva en EE. UU. y los activos de infraestructura energética crítica en América Latina«, comunicó AES.

AES es una multinacional estadounidense enfocada en el rubro de generación eléctrica, con operaciones en cuatro continentes. La empresa reportó activos de generación por 32,1 GW de potencia instalada en su reporte global de 2024. También destaca por ser el principal vendedor de energía limpia en el mundo a través de contratos PPA y por ser el principal importador de GNL en Centroamérica y el Carible.

Blackrock: La sentencia millonia contra Argentina en el CIADI

La empresa con sede en Virginia, EE.UU., fue noticia el año pasado por obtener una sentencia favorable contra el Estado argentino por 732 millones de dólares en el Centro Internacional de Arreglo de Diferendos de Inversión (CIADI).

La demanda de AES iniciada en el CIADI en 2002 fue por la pesificación de los contratos de concesión de la represa hidroeléctrica de Alicurá. En el marco de la salida de la convertibilidad en 2001, el Estado nacional modificó las condiciones contractuales que establecían ingresos en dólares, generando pérdidas para los concesionarios.

AES reclamaba un resarcimiento de US$ 1814 millones, que con intereses podía alcanzar los 2500 millones. El CIADI, que es un tribunal del Banco Mundial para la resolución de controversias entre empresas y Estados, falló en mayo a favor de AES pero por una cifra finalmente inferior.

Con el fallo en su favor, la empresa estadounidense inició una demanda contra la Argentina en una corte de Washington con el objetivo de ejecutar el cobro.

La empresa tiene presencia en el país a través de AES Argentina. Su subsidiaria local es una de las principales compañías generadoras de electricidad del país, con una potencia instalada de 3001 MW.

, Nicolás Deza

La 28 Reunión Logística APLA se realizará los días 14 y 15 de abril en San Pablo, Brasil, y convocará a ejecutivos y especialistas de toda América Latina para analizar el contexto económico regional, los desafíos estructurales de la logística industrial y las nuevas tecnologías aplicadas a la cadena de suministro. Los participantes tendrán además acceso especial a Intermodal South America.

La Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) celebrará en abril de 2026 una nueva edición de la Reunión Logística APLA, consolidada a lo largo de casi tres décadas como el encuentro de referencia regional de logística para la industria petroquímica y química.

La jornada de APLA

El evento reunirá a ejecutivos de Supply Chain, Operaciones, Logística, Compras y áreas Comerciales, junto a representantes de empresas productoras y distribuidoras, operadores logísticos, terminales portuarias, consultoras y proveedores tecnológicos de la región. Además de la actualización técnica, la reunión ofrecerá espacios especialmente diseñados para el networking y la generación de oportunidades de negocio entre los principales tomadores de decisión del sector.

 La agenda comenzará con un análisis económico y político regional, que permitirá contextualizar el escenario en el que operan las cadenas de suministro en América Latina, con un especial énfasis en el corredor transversal Brasil – Paraguay – Argentina – Chile. Luego continuará con paneles y conferencias centrados en los temas que hoy marcan la evolución de la logística industrial.

La agenda del encuentro

Entre los contenidos destacados del programa se incluyen:

• Visión de la logística del sector petroquímico y químico en América Latina.

• Exportación de Vaca Muerta a Brasil.

• Impacto de las tarifas en el escenario de Supply Chain.

• Impacto en la logística del nuevo escenario de químicos y plásticos.

• Compra de terminales por parte de empresas navieras.

• Desafíos de la logística marítima en la región.

• Actualidad del Puerto de Houston.

• Hidrovías: panorama actual y perspectivas de Manaos.

• Actualidad de los puertos en Latinoamérica: demoras, dimensión, capacidad y perspectivas hacia el mediano y largo plazo.

• Innovación: inteligencia artificial en la gestión de puertos y casos reales de optimización de operaciones.

• Transporte rodoviario: herramientas para gestionar la escasez de conductores.

• Sostenibilidad: criterios de evaluación de ESG corporativa.

• Panorama y perspectivas del comercio exterior de productos químicos de Brasil Como parte de la propuesta de valor del encuentro, los participantes tendrán acceso a Intermodal South America, la feria líder de logística, intralogística, tecnología, comercio exterior y transporte multimodal de la región.

Con una agenda alineada a los desafíos actuales del sector y un entorno propicio para el intercambio profesional, la 28 Reunión Logística APLA vuelve a posicionarse como un espacio estratégico para anticipar escenarios, fortalecer vínculos y potenciar el desarrollo de negocios en la logística de la industria petroquímica y química latinoamericana.

, Redaccion EconoJournal

Southern Energy (SESA) y SEFE Securing Energy for Europe firmaron en Berlín el contrato para la venta por parte de SESA de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) por 8 años. Se trata de la mayor venta de este combustible desde la Argentina al exterior en términos de volumen y de plazo, informaron este miércoles las compañías.

La comercialización de GNL comenzará a partir de fines de 2027 cuando se inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que serán instalados por SESA en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. El consorcio de Southern Energy está conformado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

En diciembre ambas compañías habían anunciado un acuerdo marco o Heads of Agreement para negociar un contrato de venta de GNL, proceso que concluyó a través de este contrato definitivo firmado en el AXICA Convention Centre de Berlín.

El volumen de GNL previsto en el contrato representa más del 80% de la capacidad de producción del “Hilli Episeyo”, que será de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, y más del 30% de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción que llegará a los 6 millones de toneladas anuales de gas licuado.

El proyecto prevé una primera etapa con la instalación del Hilli Episeyo frente a las costas rionegrinas y una inversión inicial estimada en torno a los US$7.000 millones en infraestructura. En una segunda fase se incorporará un nuevo buque de licuefacción, el MKII, lo que demandará la construcción de un gasoducto dedicado desde Vaca Muerta.

Por el avance del proyecto en cuanto a ingeniería, contratos y decisión final de inversión, Southern está en condiciones de ser el primer exportador de GNL del país, a lo que seguirá las iniciativas de YPF con sus socios internacionales ENI y Adcap, y el proyecto de la empresa Cammuzi.

GNL: la firma del acuerdo en Berlín

Del evento participaron Rodolfo Freyre, presidente de SESA; Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Martin Rueda, director general de Harbour Energy Argentina y Director Titular de SESA; Patricio Da Ré, Project Integration director de YPF y director Titular de SESA.

También se encontraban Karl Staubo, CEO de Golar LNG; Federico Petersen, CCO de Golar LNG y Director Titular de SESA; y Matías Lacabanne, CCO de SESA, con la presencia de la embajadora argentina en la República Federal de Alemania, Betina Pasquali de Fonseca.

Además, por parte de SEFE participaron su CEO, Egbert Laege; Doris Honold, miembro del Consejo de Supervisión; Jean-Manuel Conil-Lacoste, Vicepresidente Ejecutivo de LNG; y Sharif Islam, Vicepresidente de LNG Origination – Atlantic.

Southern Energy informó también que «los ingresos derivados de este contrato permitirán monetizar los muy ampios recursos de gas de la formación no convencional de Vaca Muerta y generar una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país».

Freyre detalló que “el contrato con SEFE tiene relevancia porque confirma el posicionamiento de la Argentina como un nuevo proveedor internacional y estratégico de GNL para la diversificación de las fuentes globales de suministro. Pero también constituye un aporte clave para fortalecer la seguridad energética en Europa».

Por su parte, Barnaud aseguró que «gracias a la determinación y enfoque compartidos, se logró avanzar de un HoA a un SPA (“Sales and Purchase Agreement”) plenamente consolidado en poco más de tres meses. Este rápido progreso demuestra que SESA es el socio adecuado para ampliar nuestro portafolio en América del Sur y, de ese modo, fortalecer la seguridad energética de Europa».

El CCO de SEFE detalló que con entregas que comenzarán ya en 2027, SEFE será «la primera compañía energética alemana en recibir cargamentos provenientes de Argentina, y también el primer cliente mundial de GNL de largo plazo del país”.

El consorcio exportador de GNL

La conformación de Southern está integrada por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), y lleva adelante el más avanzado de los proyectos de exportación de GNL de la Argentina, a través del desarrollo de distintas etapas sucesivas durante los próximos años.

Se trata de una inversión superior a US$15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de dos buques de licuefacción que serán instalados en el Golfo San Matías. El consorcio prevé alcanzar exportaciones por más de US$20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035.

El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, y tendrá una elevada participación de proveedores locales durante la operación del proyecto.

Su contraparte en este acuerdo es la compañía energética internacional con su sede principal en Berlín, encargada del suministro e impulso de la descarbonización de sus clientes en Europa. Sus actividades abarcan la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento.

SEFE es considerado uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía. Sus 50.000 clientes van desde pequeñas empresas hasta municipios y organizaciones multinacionales.

, Ignacio Ortiz

TORONTO. –Martín Pérez de Solay asumió en abril del año pasado como CEO de Glencore Argentina con el objetivo de acelerar los proyectos de producción de cobre que la compañía, una de las mineras más grandes y poderosas del mundo, tiene en el país. “El reinicio de Alumbrera es lo más inmediato, lo más rápido que podemos hacer para poner cobre en el mercado”, aseguró a EconoJournal durante la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) . A fines de 2026 se comenzarán a reactivar las instalaciones con el objetivo de producir en el primer semestre de 2028.

Luego será el turno de MARA y El Pachón. El ejecutivo sostuvo que el RIGI es clave para la concreción de esas obras y advirtió que la falta de infraestructura es el gran desafío a resolver. No obstante, en todo momento buscó dejar en claro que la prioridad de la compañía es realizar esos desarrollos. “Estamos avanzando para construir los proyectos, no para ver qué pasa”, concluyó.  

–Glencore tiene tres grandes proyectos de producción de cobre. El reinicio de Alumbrera, el proyecto MARA que aprovecharía las instalaciones de Alumbrera con la producción proveniente de Agua Rica y en tercer lugar El Pachón. ¿Esos tres proyectos se van a escalonar a lo largo del tiempo?

Los proyectos están avanzando en paralelo, con equipos haciendo los estudios y la ingeniería independientes para cada proyecto. Lo que va a marcar el tiempo de esos proyectos es la disponibilidad de infraestructura, un problema crítico de Argentina. En ese contexto, el reinicio de Alumbrera es lo más inmediato, lo más rápido que podemos hacer para poner cobre en el mercado. Los precios del cobre son interesantes y para nosotros el reinicio de la Alumbrera es clave para acelerar Agua Rica, porque nos va a permitir entrenar gente y poner los equipos en funcionamiento. Va a posibilitar que se vean los beneficios de la producción de cobre de una manera más rápida porque por lo general el tiempo que pasa entre el anuncio y la realidad suele ser muy largo. 

–Alumbrera había cerrado en 2018. ¿El reinicio se explica por la mejora de los precios del cobre?

Las fases 13 y 14 de Bajo de la Alumbrera ahora son posibles por la mejora en los precios, pero fundamentalmente porque va a permitir acelerar el proyecto MARA. Sin MARA, probablemente Bajo de la Alumbrera no tendría sentido. No es un proyecto que haríamos simplemente por tres años. Agua Rica tiene un acuerdo con la UTE YMAD-Alumbrera, para procesar el mineral de Agua Rica en las instalaciones de Alumbrera. Las ventajas que tiene es que la infraestructura eléctrica existe, la infraestructura de transporte existe, el mineraloducto existe, la planta de filtros en Tucumán existe, el punto de carga del ferrocarril en Tucumán existe, la descarga y el shiploader en Puerto Alumbrera están disponibles. Entonces, esa infraestructura hace que Agua Rica pueda ir más rápido de lo que va a ir El Pachón.

–¿Y cuándo empieza la construcción de la mina de Agua Rica?

La construcción de la mina, sujeta a los permisos correspondientes, comienza en 2028. Va a llegar cuando termina la fase del reinicio de Alumbrera.

–El Pachón es considerado uno de los proyectos de cobre sin desarrollar más grandes del mundo debido a sus enormes recursos, pero su desarrollo siempre fue considerado muy costoso.

El Pachón es probablemente uno de los reservorios más grandes que existen en Argentina, con una capacidad de producir durante muchísimos años a tasas realmente altas. Estamos en el proceso de condemnation drilling. A veces buscamos un lugar donde no haya cobre para poner una escombrera o una planta de tratamiento y encontramos más recursos. Es cierto que la infraestructura es un gran desafío para ese proyecto, pero la infraestructura es un gran desafío para todos los proyectos de cobre en Argentina. En el caso de Agua Rica va a ser más fácil porque la infraestructura ya existe.

–¿El problema es la falta de infraestructura o el riesgo argentino?

Históricamente cuando se observaba el Total Government Take –la carga fiscal total sobre un proyecto minero- en Chile o Perú, y lo comparaba con Argentina, Argentina era un 20% más cara. Entonces, ¿por qué alguien iba a desarrollar un proyecto en Argentina si tenía recursos en Chile y Perú, con una economía más fácil y con países que en los últimos 20 años se han esforzado por respetar los contratos? Lo que hace el RIGI ahora es balancear la cancha. Pone a Argentina en igualdad de condiciones que Chile y Perú, tanto desde el punto de vista del Total Government Take como desde la estabilidad legal y jurídica.

–El RIGI fue sancionado por ley y una porción significativa de los legisladores se opuso, básicamente aquellos nucleados en el kirchnerismo. ¿Qué garantías tienen de que estas reformas no se puedan revertir en el futuro si cambia el signo político del gobierno?  

Un dato importante es que el RIGI tiene un marco institucional más fuerte y cuenta con el respaldo de la mayoría de las provincias. Las críticas provienen más de un sector ideológico que de una realidad que se pueda encontrar en Argentina.

–¿La reforma de la ley de Glaciares los beneficia o les resulta indiferente?

Algunos dicen que la ley de Glaciares generaba un marco de incertidumbre y otros directamente la identificaban como una prohibición para el desarrollo minero. El gobierno entendió la necesidad de aclarar el texto para que puedan coexistir la protección del medio ambiente y la industria. A todo el sector le da muchísima más claridad sobre qué es lo que se puede hacer y cómo hay que hacer las cosas. Hay que cuidar y proteger los recursos naturales. Y los recursos naturales son tanto el medio ambiente como los minerales que podemos producir para potenciar la mejora en la calidad de vida de todos los argentinos. Más trabajo, más ingresos, más pymes que se mueven. La minería tiene una relación de 4 a 1 de empleo directo contra indirecto.

En el gobierno pronostican para los próximos años una suba fuerte y sostenida de la producción y exportación minera apuntalada por las mayores inversiones. ¿Comparte ese escenario?

Argentina tiene siete grandes proyectos de cobre en estado de exploración avanzada. Si se suman las capacidades nominales de esos proyectos, arroja una producción potencial de 1.7 y 2 millones de toneladas por año. Y eso es la punta del iceberg. El problema actual, es que nadie va a invertir en explorar más si estos proyectos no empiezan a ponerse en marcha.

–Ninguno de esos proyectos tiene la decisión final de inversión. ¿Todavía hay temor por parte del inversor?

No creo que sea eso. El FID llega una vez que se cumplieron un montón de etapas. El proyecto debe tener la aprobación del RIGI, las declaraciones de impacto ambiental, los permisos sectoriales, etc. Cuando todo eso se completa se produce el FID. Ahora, normalmente cuando el FID llega a la mesa se aprueba. El FID es una consecuencia lógica de un montón de pasos previos y en la actualidad la minería está avanzando. Estamos avanzando para construir los proyectos, no para ver qué pasa. Yo soy ingeniero y vine a Glencore para construir estos proyectos.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

TORONTO. -La numerosa delegación argentina de funcionarios y empresarios que por estos días recorre las calles de Toronto se congregó este martes por la mañana en la bolsa de valores de esta ciudad (TSX) para realizar el tradicional toque de campana de apertura del mercado junto a representantes de otros cinco países latinoamericanos. El secretario de Minería, Luis Lucero, encabezó la comitiva nacional con gobernadores y ministros provinciales en un evento mayormente simbólico y con un fuerte componente de marketing.

«Cada año, esperamos dar la bienvenida a delegados de todo el ecosistema global y reafirmar nuestro compromiso de impulsar el crecimiento del sector y facilitar conversaciones que definan el futuro de las finanzas mineras», declaró Loui Anastasopoulos, director ejecutivo de la Bolsa de Valores de Toronto y director global de Formación de Capital de TMX Group.

La TSX y la TSXV son patrocinantes de la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) e interactuarán con empresas, inversores y actores clave de la industria a través de una serie de actividades a lo largo del encuentro. Las Bolsas facilitan y organizan charlas técnicas, mesas redondas, capacitaciones y encuentros cerrados para vincular a potenciales inversores con funcionarios y empresarios. El toque de campana es el componente más simbólico y de visibilidad pública dentro de ese combo de actividades, un gesto institucional que refuerza vínculos y posicionamiento.

Este lunes se realizó la apertura del mercado de la delegación minera de Norteamérica, hoy fue el turno de la delegación latinoamericana con Chile, Brasil, Perú, Uruguay, México y Argentina, y mañana miércoles le toca a Australia.

La importancia de TSX

El 40% de las empresas que cotizan en bolsa a nivel global están listadas en Toronto Stock Exchange (TSX) y su rama de capital de riesgo TSX Venture Exchange (TSXV). En la primera operan fundamentalmente empresas medianas y grandes, productores mineros consolidados con proyectos en producción o construcción avanzada, mientras que TSXV está orientada a compañías junior con proyectos de exploración en etapa inicial.

De este modo, el sistema financiero canadiense apuntala todo el ciclo minero: exploración, desarrollo, construcción y producción. La TSXV financia la exploración temprana y la TSX absorbe los proyectos que maduran. Esto explica por qué Toronto concentra a cerca del 40% de las cotizan en bolsa a nivel global.

TSX opera desde 1861, mientras que TSXV fue creada recién en 1999. Esta última surgió de la fusión de la Vancouver Stock Exchange y la Alberta Stock Exchange con el objetivo de unificar reglas y supervisión, centralizar la regulación bajo el mismo operador (TMX) y darle mayor credibilidad internacional al mercado junior.

Las empresas que cotizan en TSXV tienen la posibilidad de ascender a la TSX a medida que crecen y se consolidan. Desde el año 2000 hasta 2025, más de 300 empresas mineras han logrado este ascenso

El modelo británico opera de modo similar con el London Stock Exchange como mercado principal y el Alternative Investment Market como mercado junior. La diferencia es que Londres es más fuerte en grandes mineras globales (Rio Tinto, Glencore y Anglo American tienen su listing principal ahí), pero no es tan dominante en juniors puramente exploratorias como Toronto.

Vínculos con Argentina

El grupo que opera la Toronto Stock Exchange y la TSX Venture Exchange está llevando adelante una colaboración activa con la provincia de Mendoza para canalizar inversiones mineras esa provincia y la región andina en general. De hecho, Mendoza busca posicionarse como un hub financiero minero regional y, tal como informó EconJournal, las autoridades de la provincia realizarán varias presentaciones durante la PDAC para avanzar en la concreción de ese objetivo.

Mendoza también fue sede en noviembre de un Finance Day & TSX Roadshow, organizado con participación de TSX/TSXV, que reunió a gobiernos y actores del sector para promover proyectos mineros frente a inversores globales. Además, la provincia será sede del Andean Capital Forum, un congreso internacional que se desarrollará del 20 al 22 de abril de 2026 y que buscará vincular proyectos mineros de la región andina con las principales fuentes de financiamiento global. TSX también tiene fuertes vínculos con las autoridades de San Juan, Salta y Catamarca con la intención de canalizar capital extranjero para proyectos de cobre y litio.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

TORONTO. –Manuel Gómez Bello es presidente de la Cámara de Proveedores Mineros de Catamarca y de la Federación Argentina de Proveedores Mineros. Vio resurgir la demanda de la mano de los proyectos de litio en Catamarca y Salta y ahora sigue con expectativa lo que puede llegar a pasar en esa misma zona con la reactivación de Alumbrera y el proyecto MARA, que aprovecharía las instalaciones de Alumbrera con la producción proveniente de Agua Rica. “Nosotros venimos de trabajar en la industria del litio y el ratio del cobre con la minería es 10 a 1. Cada proyecto metalífero equivale a diez proyectos de litio”, sostiene y remarca la necesidad de que los proveedores locales puedan integrarse a las obras desde el comienzo para crecer y desarrollarse.

–¿Son muchos los proveedores que se sumaron a la minería en los últimos tiempos?

El país está necesitando actividad económica y el refugio hoy está siendo la minería. Grandes empresas que antes hacían obra pública ahora el único refugio que tienen es la minería. Por lo tanto, aquellos proveedores a los que veíamos como aliados estratégicos en la etapa de construcción de los proyectos también están necesitando quedarse en la etapa de producción. Por eso las provincias productoras generan las leyes de compre local.

–Hay algunos funcionarios nacionales y provinciales que dicen que las leyes de compre local les restan competitividad a los proyectos y a la larga eso termina perjudicando a la industria en su conjunto.

Las compañías tienen que entender que es necesario trabajar con los proveedores locales y la única forma es que exista una normativa que acompañe esa necesidad. A veces se fija 50/50 o 70/30. Tiene que haber oportunidades de crecimiento y desarrollo para las zonas de influencia primaria.

–¿Qué provincias mineras no lo hacen?

Ninguna. En las provincias donde la minería se está ejecutando existen regímenes de compre local.

–¿Y no se cumple?

Sí, se cumple. Por eso estamos teniendo más oportunidades. Los funcionarios nacionales que cuestionan estos regímenes no son conscientes de las necesidades que existen en las provincias.

–¿Y si se cumplen cuál es el problema que ven ustedes?

Lo que pasa es que es una ley que hay que vigilar todo el tiempo que se cumpla. Se dialoga permanentemente para ir mejorando. Es complicado.

–También están aquellos que afirman que cuando arranquen los grandes proyectos de cobre esta discusión sobre proveedores locales no va a tener mucho sentido porque todos los proveedores que hay no van a alcanzar.

Nosotros hicimos un análisis de capacidad instalada en la provincia de Catamarca y si se pusiera en construcción un proyecto de cobre no podríamos cubrir ni siquiera el 20% de las necesidades.

–Está claro que van a tener que venir proveedores de otros lugares.

Sin duda, pero en el inicio de los proyectos también se ve la buena voluntad de las mineras. Si una empresa arranca con un 60% de proveedores foráneos porque es cómodo y los trae de otro lugar nos está coartando la posibilidad de crecimiento. Si empiezo hoy con un proyecto que está comenzando a desarrollarse, lo más probable es que también me desarrolle junto con el proyecto, que también tenga la oportunidad de crecer, no para hacer todo, pero sí para ser parte de ese desarrollo. Si bien las leyes son claras, hay que controlar su cumplimiento. Hay que trabajar como venimos trabajando todas las provincias, el Estado, los privados y los gremios sentados en una misma mesa de trabajo.

–Es probable que Catamarca sea la primera provincia que vuelva a producir cobre porque está prevista la reactivación de Alumbrera y el proyecto MARA también apuesta por aprovechar parte de esa infraestructura existente.

La lógica indica que sí porque Alumbrera tiene resulto el problema de la infraestructura, pero lo que viene después de la mano del proyecto MARA no es tan sencillo. Es una obra compleja.

–La reactivación de Alumbrera sin el proyecto MARA, ¿puede mejorar la demanda de modo significativo?

Algo mueve. Hay que tener en cuenta que nosotros venimos de trabajar en la industria del litio y el ratio del cobre con la minería es 10 a 1. Cada proyecto metalífero equivale a diez proyectos de litio. Por más que sea un proyecto menor va a tener un impacto altamente positivo. Solamente la reactivación de Alumbrera podría generar 1000 puestos de trabajo y un proyecto grande como MARA en su etapa de construcción puede demandar entre 5000 y 7000 trabajadores. Son los proyectos que nos van a cambiar la matriz productiva.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

Pampa Energía, la compañía que preside Marcelo Midlin, presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025. En el segmento de oil & gas, la producción total creció 32% interanual, mientras que las reservas probadas alcanzaron los 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que al cierre del año anterior.

En generación, el EBITDA alcanzó los US$111 millones, un 28% más que en igual período de 2024. La mejora estuvo impulsada por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en sus centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.

Gustavo Mariani, CEO de la compañía, destacó el impacto de los cambios regulatorios en el sector: “La implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.

Pampa Energía: Fuerte crecimiento en petróleo y gas

Durante 2025, Pampa Energía logró reponer reservas por una cantidad equivalente a tres veces su producción, lo que permitió extender el horizonte de las mismas de 8 a 10 años. Además, informó que el desarrollo de Rincón de Aranda, uno de sus principales proyectos en Vaca Muerta, continúa en su etapa inicial y avanza conforme al plan de expansión previsto.

Las ventas del trimestre alcanzaron los US$507 millones, un incremento del 16% interanual. En el acumulado de 2025, la facturación llegó a aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024.

El EBITDA ajustado del cuarto trimestre se ubicó en US$230 millones, lo que representó una suba del 26% respecto del mismo período del año anterior.

En materia financiera, en noviembre de 2025 Pampa emitió un bono internacional por US$450 millones a una tasa del 7,75% y a 12 años, el plazo más largo alcanzado por una empresa privada argentina en el mercado internacional.

La operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera alineada con su plan de inversiones, según precisaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La continuidad de los ataques de Irán contra infraestructura energética y buques petroleros sigue empujando al alza el precio del Brent, el crudo de principal referencia para las inversiones en Vaca Muerta. La cotización del Brent cruza la barrera de los US$ 80 por barril en esta jornada del martes, con subas de más del 7%. Al cierre de esta nota incluso tocando los US$ 83,50 por barril.

El mercado está poniendo en precio el cierre temporal de la refinería de Ras Tanura en Arabia Saudita tras recibir el lunes el impacto de un drone iraní.

«Es una refinería de clase mundial, muchos precios del mundo se forman con la salida de producto de Ras Tanura, por lo que muchos precios estan con problemas. No se están publicando, hay contratos que no se pueden avanzar», explicó una fuente del mercado a EconoJournal.

Reportes de las últimas 24 horas también señalan ataques contra tanques de almacenamiento de petróleo crudo en Fujaira, Emiratos Árabes Unidos (EAU) y en el puerto de Duqm en Omán. Este último es el segundo contra dicho puerto desde el domingo.

Por el lado del gas natural licuado, los precios en Europa vuelven a subir significativamente en la jornada del martes. El precio en el Dutch TTF, el punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa, tocó este martes los € 65 por MWh, es decir, unos US$ 22 por millón de btu (MMBTU). En la jornada del lunes había tocado un máximo de 16 dólares por MMBTU.

Qatar Energy, el principal productor de GNL del mundo, anunció el lunes la suspensión temporal de la producción de GNL tras un ataque iraní contra infraestructura portuaria que respalda las exportaciones. La empresa controlada por el gobierno de Qatar anunció este martes que también suspende producciones en el downstream como urea, polímeros y metanol.

Estrecho de Ormuz: China presiona a Irán para que cese sus ataques

China a través del ministerio de Relaciones Exteriores instó el lunes a las partes involucradas en el conflicto en Medio Oriente a cesar las hostilidades y retomar las negociaciones de paz.

“China ha instado a Estados Unidos e Israel a cesar inmediatamente las acciones militares para evitar una mayor escalada de tensiones y que el conflicto se expanda y se propague a toda la región del Medio Oriente”, dijo el ministro de Exteriores, Wang Yi.

La agencia Bloomberg reportó que el gobierno chino esta presionando en privado a Irán para que no siga atacando infraestructura energética y que no impida el paso de buques petroleros y metaneros por el Estrecho de Ormuz.

La Guardia Revolucionaria Islámica de Irán anunció el lunes el cierre del paso y amenazó con prender fuego a los barcos que intenten cruzar por el estrecho, contradiciendo declaraciones del ministro de Exteriores, Abbas Araghchi, quien el domingo había afirmado que no había planes para cerrar el estrecho.

Por Ormuz transitan a diario unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y derivados (combustibles) y una quinta parte del GNL del mundo. Qatar es el segundo país en exportaciones de GNL del mundo.

Mientras tanto, la administración de Donald Trump sigue sin definir una línea clara sobre los objetivos estadounidenses. Trump había afirmado el sábado que el ataque coordinado con Israel era de carácter preventivo para eliminar el riesgo de desarrollo de un arma nuclear por parte de Irán. También instó a la población iraní a un levantamiento popular que derroque al régimen teocrático.

El presidente estadounidense añadió el lunes que su administración prevé una operación militar de cuatro o cinco semanas para cumplir con el objetivo de desarmar las capacidades nucleares iraníes.

Sin embargo, el secretario de Guerra, Pete Hegseth, rechazó la idea de que EE.UU. atacó a Irán con el objetivo expreso de derrocar al régimen. «Esta no es una llamada guerra de cambio de régimen, pero el régimen sin duda cambió», dijo Hegseth el lunes tras las declaraciones de Trump.

, Nicolás Deza

La balanza comercial minera tuvo un superávit de US$ 708 millones en enero y marcó un salto de 188% en comparación con el mismo mes de 2025, que había sido de tan solo US$ 246 millones. La suba se explica principalmente por un incremento en dólares de las exportaciones de oro, cuya cotización a nivel internacional subió más de un 70% durante todo 2025.

También se explica por los envíos al exterior de plata y por un salto en los volúmenes exportados de carbonato de litio equivalente (LCE, por sus siglas en inglés). Además, la balanza comercial del primer mes del año fue un 121,3% mayor al superávit del sector minero de los últimos 24 meses, según se desprende del último informe de la Secretaría de Minería.

Cabe recordar que en 2025 las exportaciones mineras marcaron el récord de US$ 6.037 millones, la cifra más alta en la historia del sector. El saldo comercial de la minería es el resultado de la diferencia entre las exportaciones mineras, que en enero de este año alcanzaron los US$ 812 millones, y las importaciones, que totalizaron USD 104 millones en el mismo período.

“Las exportaciones realizadas por el conjunto de empresas del sector de minería fueron siete veces mayores a sus importaciones”, indica el informe de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera con información de la Aduana.

Oro, plata y litio, el 97,7% del total de las exportaciones mineras en enero

Las exportaciones mineras de enero de US$ 812 millones significaron un crecimiento interanual de un 82,1% respecto a los US$ 446 millones exportados en el mismo mes de 2025 (en enero de 2024 solo superaron los US$ 180 millones).

Separando por rubros, en enero las ventas al exterior de minerales metalíferos alcanzaron el 87% de las exportaciones del sector (US$ 707 millones), marcando un incremento interanual de 86,8%.

Tres grupos de productos representaron el 97,7% de las exportaciones de minerales realizadas en enero, teniendo en cuenta los metalíferos y los no metalíferos del país: el oro explicó un 71,5%, es decir, totalizó ventas al exterior por US$ 580,6 millones en el primer mes del año. Esto se explica porque durante 2025 la onza de oro pasó de cotizar alrededor de 3.000 dólares a concluir el año cerca de los 5.000 dólares. Además, la plata representó un 14,4% y el litio un 11,9% de las exportaciones mineras.

En dólares, las exportaciones de litio sumaron US$ 96 millones en enero, marcando un incremento interanual de 74,5%. Sin embargo, la suba en este caso no se explica por el precio, sino por el incremento en los volúmenes exportados. En rigor, la Argentina pasó de producir y exportar 70.000 toneladas de LCE en 2024 a concretar envíos al exterior por 100.000 toneladas en 2025.

Si bien el precio internacional de litio promedió en alrededor de 10.000 dólares por tonelada, recién en octubre de 2025 comenzó a subir hasta ubicarse un poco por arriba de los 20.000 dólares por tonelada entre enero y febrero de 2026.

Luego siguen las exportaciones de plata con el 14,3%, que representaron US$ 115,8 millones y los envíos al exterior de litio, con el 11,9% del total y sumando US$ 96,4 millones en enero.

Al mismo tiempo, y según el informe de la cartera minera, los minerales industriales ocupan el 0,9% de las exportaciones de minerales (US$ 7 millones), teniendo un incremento interanual de 10,6%, mientras que rocas de aplicación abarcaron 0,2% del total exportado minero (US$ 2 millones) y presenta una disminución interanual de 67,5%.

, Roberto Bellato

TORONTO. -El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, destacó este lunes la voluntad política del presidente Javier Milei para llevar adelante reformas estructurales, detalló los cambios que impactan en el sector minero, como el RIGI y la reforma de la Ley de Glaciares, y en todo momento buscó dejar en claro que no hay vuelta atrás con la transformación que lleva adelante el gobierno. Su exposición tuvo lugar ante más de 400 personas en la apertura del Argentina Day, evento organizado este lunes en la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), donde compartió panel con el secretario de Minería, Luis Lucero, y el titular de la Agencia Argentina de Inversiones, Diego Sucalesca.

Al terminar, conversó con EconoJournal, sobre el futuro de la minería argentina y rechazó que la puesta en marcha de los proyectos de cobre se demoren por desconfianza. También dejó espacio para analizar cómo impacta la coyuntura en el sector energético a raíz del bombardeo de Estados Unidos sobre Irán.   

–¿Qué perspectiva ve para la minería argentina en los próximos años? –le preguntó EconoJournal.

Claramente, la minería es uno de los vectores del crecimiento de la Argentina. El presidente Javier Milei ayer lo comentó (en la apertura de sesiones ordinarias del Congreso). De hecho, el RIGI fue diseñado fundamentalmente para la minería de cobre y para el GNL también. Nosotros somos tremendamente optimistas, no solo con el litio que ya es una realidad, y con el cobre, porque ya se han anunciado algunos de los proyectos más grandes del mundo, sino que incluso minerales como plata y oro que estaban en declinación han sumado proyectos. La minería en su conjunto es una de las áreas de mayor foco que tenemos en mí Secretaría y en el gobierno en general.

–¿El hecho de que ninguno de los grandes proyectos de cobre haya firmado la decisión final de inversión (FID, según la sigla en inglés) es un síntoma de cautela por parte de las empresas?

No, solamente es un tema de maduración. Los proyectos mineros son de larguísimo ciclo y solo firman el FID cuando tienen absolutamente todas las aprobaciones. Pensá que algunos han hecho su solicitud al RIGI hace pocos meses, de hecho, la mayoría. Por lo tanto, necesitan la declaración de impacto ambiental. No veo para nada señales de cautela. De hecho, estar acá en PDAC ante 450 personas muestra que hay un entusiasmo muy grande con respecto a las inversiones de minería.  

–¿Y cómo se soluciona la falta de infraestructura que opera como un cuello de botella para el despliegue de los proyectos?

Ese cuello de botella se soluciona solo, con el paso del tiempo, y nosotros tenemos un rol importante, y las provincias también, para asegurar que estén las condiciones creadas para que haya interés de los privados para construir la infraestructura necesaria. Eso aplica a caminos, a trenes –donde vamos a tener una privatización relativamente pronto—y aplica también a la provisión de energía, tanto en gas como en energía eléctrica. En energía ya tenés a las compañías privadas dispuestas a avanzar, pero lo que van a necesitar es que los clientes, en este caso las compañías mineras, estén ya en condiciones de avanzar. Esto tiene que ver con tu pregunta previa sobre la decisión final de inversión, de firmar un contrato de offtake. Para el tema de energía lo veo relativamente simple. En el caso de caminos, rutas y trenes es un poco más complejo. Nosotros estamos hablando con todos para ver qué es lo que necesitan, pero no nos vengan a pedir plata porque plata para eso no hay.

–¿Cómo redefine el mapa energético, sobre todo en lo que tiene que ver con los precios, el bombardeo a Irán?

Es muy pronto para decirlo. Los precios han subido muchísimo, pero tenemos que ver cómo evoluciona para conocer cuál es la restricción física en crudo, en GNL y en combustible. En combustible es algo que no se habla, pero hay una parte importante del diésel que viene también a través del estrecho de Ormuz. Es un momento para mirar. Por suerte, Argentina es un exportador de crudo creciente, prácticamente no importamos combustibles y cada día importamos menos GNL. En el peor de los casos, estamos en una situación mucho más cómoda de la que estábamos antes y en el mejor de los casos podemos incluso beneficiarnos de una situación de este tipo.

–Hace algunos años la suba de precios era un drama, ¿ahora podría incluso ser una bendición?

No sé si una bendición, pero hace unos años Argentina importaba 80 barcos de GNL por año, hoy estaremos importando 20, el año que viene probablemente 10 o 15 y sobre fines del año que viene vamos a estar exportando GNL. Claramente, ha habido un cambio estructural en la Argentina, que se inició antes, pero que se profundiza con este gobierno y nos pone en una situación mucho más favorable ante estos eventos.  

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

Qatar Energy, la principal compañía productora y exportadora de gas natural licuado del mundo, suspendió la producción de GNL este lunes tras un ataque de Irán contra dos de sus instalaciones en Qatar. Los precios del gas natural en Europa reaccionaron con subas de hasta un 50%, que ubican en US$ 16 por millón de BTU (MMBTU), un máximo de dos años.

La compañía controlada por el reino de Qatar, el segundo país exportador de gas natural licuado del mundo por detrás de los Estados Unidos, comunicó la suspensión de la producción de GNL y productos asociados debido a ataques militares contra sus instalaciones operativas en la ciudad industrial de Ras Laffan y la ciudad industrial de Mesaieed, en el marco del conflicto en Medio Oriente.

La comunicación disparó los precios en la cotización intradiaria del Dutch TTF, el punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa. Los precios en el TTF tocaron este lunes un máximo de € 48 por MWh, es decir, unos US$ 16 por MMBTU, lo que representa un aumento del 50% con respecto al precio de cierre del viernes. La cotización al cierre de esta nota se ubicaba en € 45 por MWh.

La producción de Qatar Energy representa un 20% del total del GNL mundial. La compañía opera 14 trenes de licuefacción, con una capacidad instalada de 77 millones de toneladas anuales de GNL.

Los clientes de Qatar Energy en Asia representan el 82% de las ventas de GNL. El 6% de las importaciones de GNL en la Unión Europea provinieron de Qatar en 2025.

Argus, una de las empresas internacionales líderes en servicios de cotización de materias primas, evaluó el impacto de la inestabilidad en Medio Oriente sobre los mercados de gas natural.

«Israel ha suspendido las exportaciones de gas a Egipto y es posible que se interrumpan las exportaciones de gasoductos iraníes a Turquía. Esta pérdida de suministro probablemente estimulará el interés en la compra de GNL al contado, incrementando la demanda de GNL en un momento en que el suministro a través de Ormuz se ha detenido temporalmente», señaló Argus una nota.

Irán comenzó a atacar infraestructura energética en Medio Oriente

Irán comenzó a ejecutar en las últimas 24 horas ataques contra infraestructuras energéticas y otras que respaldan la producción y exportación de hidrocarburos, marcando una escalada en las tensiones militares en Medio Oriente. Los mercados respondieron con una suba del precio del crudo Brent hasta los US$ 80 por barril durante la jornada de este lunes.

Arabia Saudita notificó este lunes el cierre temporal de sus operaciones en el complejo refinador de Ras Tanura tras un ataque de drones iraníes que habría sido total o parcialmente repelido.

«Algunas unidades operativas de la refinería fueron cerradas como medida de precaución, sin ningún impacto en el suministro de productos petrolíferos a los mercados locales», dijo una fuente oficial del ministerio en un comunicado publicado por la Agencia de Prensa Saudita.

También se reportaron otros ataques que obligaron a suspender la mayor parte de la producción de petróleo en el Kurdistán iraquí y en varios yacimientos de gas importantes de Israel, lo que limitó las exportaciones a Egipto.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía lanzó la licitación nacional e internacional para instalar 700 megawatts (MW) de almacenamiento de baterías de energía eléctrica en todo el país con la intención de reforzar el abastecimiento en lugares críticos del sistema. La compulsa lleva el nombre de AlmaSADI, tal como anticipó EconoJournal a fines de enero, y se instrumentará a través de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que será la encargada de firmar los contratos por 10 años.

La licitación se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 50 de la cartera a cargo de María Tettamanti. La convocatoria para sumar almacenamiento de baterías está orientada a sumar respaldo al sistema y mejorar su respuesta ante cortes masivos de electricidad y situaciones de alta exigencia.

Según el cronograma, el período de consultas será hasta el 17 de abril y las respuestas por parte de Cammesa se darán a conocer hasta el 24 del mismo mes. Las ofertas se podrán presentar hasta el 8 de mayo, la adjudicación será el 19 de junio y la firma de los contratos con Cammesa será a partir del 25 de junio.

En el pliego de bases y condiciones se establecen valores máximos para adjudicar almacenamiento de energía por región: en el Noreste Argentino (NEA) es de hasta 250 MW, en el Litoral 220 MW, en Buenos Aires están previstos hasta 150 MW, en el Noroeste (NOA) 120 MW, en las regiones de Centro y Cuyo 100 MW cada una y en La Pampa 50 MW.

El gobierno ya había lanzado una convocatoria similar el año pasado bajo el nombre de AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), con el objetivo de reforzar las áreas de Edenor y Edesur en el AMBA mediante la instalación de unidades de almacenamiento por 713 MW.

Licitación AlmaSADI: aspectos técnicos

La convocatoria para la provisión de la energía y la puesta a disposición de potencia a través de baterías será por al menos cuatro horas consecutivas y tendrá un valor máximo de adjudicación de 12.500 dólares por megawatts por mes (US$/MW-mes). El gobierno espera una inversión total estimada en US$ 700 millones.

El contrato de almacenamiento contemplará el pago de la energía suministrada a un valor de 10 dólares por megawatts por hora (US$/MWh). A partir de 2037, se remunerará a un precio establecido según mercado spot. Al mismo tiempo, el anexo aclara que el precio de la energía consumida será de 20 US$/MWh.

Como está previsto que las baterías de almacenamiento de energía eléctrica se utilicen cada vez menos en el tiempo, en los 10 años que durará el contrato la compulsa fija un factor anual con una remuneración mayor durante los años 2026, 2027 y 2028, que va descendiendo hasta 2037.

A la vez, tiene un factor de estacionalidad que permite una mayor remuneración de la energía durante los meses de mayor consumo de electricidad como son enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre, a diferencia del resto del año.

La penalización horaria para las centrales de almacenamiento que sean convocadas y estén indisponibles para un máximo de cuatro horas diarias tendrá un máximo de 1.500 US$/MWh. El anexo de la licitación aclara que “la indisponibilidad del equipamiento se evaluará, a los efectos del cálculo de la penalización horaria, en función del porcentaje de la potencia que presente indisponible”.

También prevé una penalización mensual que tendrá un tope en el 80% de la remuneración mensual máxima de la potencia acordada, que será exclusivamente cuando se deban a causas atribuibles a la propia instalación de generación de almacenamiento.

La compulsa tendrá un criterio de adjudicación donde se establece un valor de comparación que se determina para cada oferente según el valor ofertado y la ubicación del nodo de conexión de la central de generación.

“Para cada proyecto, considerando su ubicación en la red, la caracterización del punto de conexión y su tecnología, Cammesa calculará el valor de comparación como la suma de los componentes indicados (el valor de la oferta más el valor del impacto nodal), correspondientes al proyecto”, indica el anexo.

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

, Roberto Bellato

En el marco de la Apertura del 144° período de Sesiones Ordinarias, el presidente Javier Milei planteó este domingo que el aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros será un factor transversal de competitividad para la industrialización, y a la vez permitirá la incorporación del país en la cadena de valor estratégica de Occidente.

Con un lenguaje fuertemente confrontativo con la oposición presente en el recinto de la Cámara de Diputados, el jefe de Estado inició su diagnóstico sectorial destacando la transformación del complejo hidrocarburífero, y asegurando que el país inició una serie de procesos virtuosos que ya muestran resultados tangibles.

Esos resultados los atribuyó a las políticas de reordenamiento macroeconómico de su gobierno, y en particular mencionó el impacto de la herramienta que lleva un año de vigencia como lo es el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

«A través de este sistema de incentivos a la inversión, hemos aprobado proyectos por US$25.000 millones que ya están en marcha; y estamos evaluando solicitudes adicionales por US$45.000 millones. Los 32 proyectos presentados se distribuyen en 11 provincias y demandarán más de 60.000 puestos de trabajo directos e indirectos», reseñó Milei.

Y esto destacó que se logró en un proceso de corta vigencia: «Imagínense si sostenemos esta política a lo largo del tiempo, más aún considerando que buena parte de las inversiones actuales están desarrollando la infraestructura crítica que volverá viables aún más inversiones futuras. Ya por sus resultados presentes, estamos ante la política de desarrollo más eficaz del siglo«.

«Es la vocación de esta gestión transformar al RIGI no en una excepción, sino en una política de Estado que nos convertirá en el país más atractivo de la región para invertir»; auguró sobre la política que permitió acelerar el proceso de inversión de varias decenas de proyectos energéticos y mineros.

Energía: el proceso virtuoso con un futuro exportador de US$50.000 millones

«La Argentina está experimentando varios procesos virtuosos. El primero es la energía. El año pasado exportamos US$80.000 millones totales. Así, en cinco años, el complejo energético por sí solo estará exportando unos US$50.000 millones. Esto no es una esperanza, ya es una realidad», aseguró el mandatario.

En ese sentido, señaló que «el Gran Neuquén, en pocos años, será otra de las metrópolis argentinas«, en referencia a la capital de la provincia en donde se desarrolla mayormente las principales áreas de gas y petróleo de Vaca Muerta, formación geológica que no fue mencionada en el discurso. Pero también, «muchas otras ciudades cuentan con el mismo potencial. La minería se despegará por toda la Cordillera, generando cientos de miles de puestos de trabajo«.

Para eso, aseguró que durante el año legislativo su Gobierno va a «buscar remover las barreras legales que se interponen entre la sociedad y su riqueza, vamos a construir un marco legal robusto, que permita el desarrollo primario lejos de prejuicios ambientalistas absurdos», una referencia que remite, entre otros, al tratamiento de la reforma de la Ley de Glaciares en la que avanza el Parlamento.

«Me refiero a todos los recursos: a los minerales críticos como el cobre y el litio, a la pesca y a la agricultura, a los hidrocarburos convencionales y no convencionales, a las economías regionales y al sector agropecuario», complementó el mandatario.

Como parte de su eje central de crítica a la corrupción, Milei aseguró: «Si hiciéramos las cosas, no como una gran hazaña, sino como las hace Chile, la cordillera nos daría un millón de puestos de trabajo reales; no cosas inventadas en el sector público para tapar las atrocidades en materia de empleo. Quiero argentinos produciendo, no argentinos parásitos».

Milei definió al RIGI como «la política de desarrollo más eficaz del siglo»

«Desde hace casi un siglo, la Argentina está atrapada en la trampa del fetiche industrialista -cuestionó. Nos dijeron que la única forma de generar empleo era sostener un esquema industrial fuertemente subsidiado. Para tener este relato, se impidió activamente el desarrollo del agro y de las economías regionales con las retenciones, al tiempo que se limitaba el comercio con todo tipo de restricciones a las importaciones, que encarecieron todos los insumos industriales locales».

El Presidente también proyectó que «este boom no es solo una noticia para el sector energético, es la base de una industrialización nunca antes vista«. En ese sentido, aseveró que «la energía barata es el insumo transversal que cambia la ecuación de localización industrial. Donde hay energía abundante y barata, se instala la industria pesada».

«Veremos crecer la petroquímica, la siderurgia, el aluminio, pero no el del tongo, la producción de hidrógeno, el procesamiento de litio y minerales críticos«, resaltó al plantear una visión que se apoya en la idea de que la energía es el insumo básico que permitirá a la Argentina competir en sectores donde hoy está ausente, apalancada por herramientas como el RIGI, el cual calificó como «la política de desarrollo más eficaz del siglo» .

«Veremos data centers y capacidad de cómputo instalarse en la Patagonia, donde el frío natural la energía implican y crean condiciones únicas para la infraestructura y la inteligencia artificial, al margen del capital humano enorme que tenemos para responder a esa demanda», señaló. también garantizó que ante el temor de muchos de que en la Argentina del mañana falte trabajo, «todas estas nuevas industrias van a suplir con creces la demanda de trabajo retirada por las viejas industrias, y con muchos mejores sueldos».

Inserción estratégica en Occidente

Tras afirmar que «el país se quedó afuera del mayor ciclo de expansión económica en la historia humana, e implementó el régimen más antiexportador del planeta«, Milei consideró que «la economía debería tener el triple de la relación del comercio exterior con el PBI. Son números de vergüenza, y no puede volver a pasar».

«Tenemos los minerales críticos que necesita Occidente. Tenemos la energía, gas, petróleo, energía nuclear y energía renovable para abastecer cadenas de producción a escala«, resaltó en otro tramo de su discurso que sobrepasó la hora y media de duración, en parte por el agresivo intercambio verbal que mantuvo con los legisladores opositores.

En la ratificación del posicionamiento geopolítico del Gobierno, el presidente consideró que «el Atlántico Sur es el terreno de disputa estratégica de las próximas décadas. Rutas comerciales, recursos naturales, soberanía, la presencia creciente de actores que no comparten nuestros valores, somos parte de una alianza estratégica duradera, y eso es lo que estamos construyendo con Estados Unidos de Norteamérica«.

«Debemos sentarnos en la mesa del comercio internacional, hasta ser tan relevantes que nuestros intereses no puedan ser desoídos. Y esta relevancia proviene del aprovechamiento de nuestros recursos-aseveró-, somos un eslabón natural de la cadena de valor estratégica de Occidente».

Y en ese mismo sentido, sentenció: «Es hora de hacer de esto una política de Estado. Tenemos que crear el siglo de las Américas: Make América Great Again, de Alaska a Tierra del Fuego. Hagamos Argentina y América grandes nuevamente».

, Ignacio Ortiz

En el marco de la apertura de Sesiones de la Legislatura neuquina, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, aseguró que impulsa la reubicación de 2.000 trabajadores petroleros de la actividad convencional para que puedan ser absorbidos en Vaca Muerta.

Además, se refirió a la aprobación de la ley de Modernización Laboral que sancionó el Congreso y aseguró que es “un retroceso en las conquistas de los trabajadores”.

Rucci acompañó la Apertura de Sesiones de la Legislatura neuquina junto a su secretario adjunto, Ernesto Inal. En claro apoyo al gobernador Rolando Figueroa, una gran multitud de afiliados del gremio había copado las afueras del recinto. En este contexto, el titular del gremio petrolero más poderoso de Argentina conversó con EconoJournal y afirmó que la situación laboral en los yacimientos convencionales de Neuquén, Río Negro y La Pampa “es dificilísima” tras la salida de YPF de sus campos maduros y la caída que registra el sector.

“Hoy las grandes empresas apuestan al no convencional donde tienen un rédito rápido, un costo que es muy parecido y una utilidad mucho más grande. Esto lo ven venimos hablando con el gobernador y con las empresas de ponerle un freno y que, cualquier transición que se haga, se tiene que hacer de forma prolija, no tirando a los trabajadores a la calle”, expresó.

Rucci planteó específicamente que la salida de los convencionales por parte de YPF en yacimientos de las zonas de Rincón de los Sauces, Catriel, 25 de Mayo y Cutral Có tendría como consecuencia la eyección de entre 2.000 y 3.000 trabajadores petroleros de un total de 8.000 que se desempeñan en esas áreas.

Según los datos del mismo sindicato, solo en el bastión de Rucci, en Rincón de los Sauces, la exigencia de recorte de trabajadores en las áreas maduras por parte de las nuevas empresas fue de entre el 40 y el 50%. La semana pasada, el sindicalista había encabezado una asamblea en el yacimiento Desfiladero Bayo donde les había dicho a sus afiliados que “la peor idea que pueda llegar a tener YPF va a ser echar un solo compañero de este yacimiento, porque van a tener el quilombo más grande de su historia”.

Consultado por este medio, confirmó que hay conversaciones con las empresas con el fin de reubicarlos en la actividad no convencional y agregó que “son trabajadores que durante muchos años aportaron mucho a esta provincia y a la Nación como para tirarlos a la calle. Estamos hablando de personas que tienen 20 o 25 años de servicio”.

Rucci comentó, además, que “tenemos que acordar con las empresas para hacerlo bien. Hemos frenado los despidos pidiendo que haya una transición ordenada ya que hay muchos trabajadores que se quieren ir, pero el resto que quiera seguir trabajando, tiene que seguir de forma ordenada».

Figueroa y Rucci, contra el banco de horas

Por otro lado, Rucci se refirió a la reciente aprobación de la Ley de Modernización Laboral, y la calificó como “un retroceso en la conquista de los trabajadores. Claramente se ve que esto está hecho para beneficiar a grandes empresas”. El gremialista fue categórico acerca de los cambios y afirmó que “no hay ningún punto que favorezca a los trabajadores, absolutamente ninguno”.

El sindicalista sostuvo que entre los cambios impulsados, la nueva redacción que impone un 2% de tope de aportes para las asociaciones sindicales quizás implique que se resienta el financiamiento de la obra social OsPePri.

En consonancia, el gobernador neuquino también opinó ayer acerca de los cambios y su impacto en la actividad petrolera y aseguró que el banco de horas -dispuesto en las modificaciones a la jornada de trabajo- “no lo van a poder aplicar. Estamos trabajando mucho esto con Marcelo (Rucci) y creemos que todo se va a ir analizando con el andar. Hay muchas cosas que hay que ver en la práctica cómo funcionan, más allá de la letra muerta”.

Si bien Rucci ya había planteado anteriormente su oposición a los cambios, el gremio finalmente no adhirió al paro convocado por la CGT el 19 de febrero pasado ni se movilizó junto a otras asociaciones de trabajadores.

, Laura Hevia

La empresa constructora Milicic participará del 2 al 5 de marzo en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), que se celebra en Toronto y es considerada uno de los principales encuentros internacionales del sector minero. En esta edición, la empresa asistirá como aliada de la Cámara de Comercio Canadá Perú, con el objetivo de ampliar su presencia internacional y fortalecer vínculos con referentes de la industria.

El evento funciona como una plataforma para el intercambio técnico y la generación de oportunidades comerciales vinculadas a la exploración y el desarrollo de proyectos mineros. Desde la compañía señalaron que su participación apunta a consolidar relaciones con actores del sector y a avanzar en iniciativas asociadas a la innovación y el desarrollo sostenible.

Avance de obras en la Unidad Minera Constancia

En paralelo a su agenda internacional, Milicic inició en Perú la ejecución de obras civiles vinculadas a la implementación del sistema de chancado de Pebbles en la planta de procesos de la Unidad Minera Constancia, operada por Hudbay Perú S.A.C..

La planta fue diseñada para concentrar cobre y molibdeno mediante distintas etapas, que incluyen chancado primario, molienda en molinos SAG y de bolas, clasificación en hidrociclones, flotación, remolienda, espesamiento, filtración y disposición de relaves. El proyecto actualmente en ejecución contempla la incorporación del sistema de manejo de Pebbles —previsto en la ingeniería original— con el objetivo de optimizar el circuito de conminución.

Según indicó Omar Bayona, residente de proyecto, se trata del primer gran desafío de construcción en infraestructura minera encomendado a Milicic Perú por parte de Hudbay, compañía con operaciones a nivel internacional.

Alcance técnico y ejecución en entorno altoandino

El alcance de los trabajos incluye la ejecución de plateas de cimentación, zapatas aisladas, losas y pedestales de hormigón armado, con un volumen estimado de 1.650 metros cúbicos de concreto y 185 toneladas de acero. Estas estructuras servirán de base para la instalación del sistema de manejo de Pebbles en la planta concentradora.

Las tareas contemplan replanteo, relevamiento de información en campo, excavaciones, rellenos, construcción de estructuras de hormigón simple y armado, además de instalaciones provisorias e ingeniería de soporte para la etapa constructiva.

Juan Pablo Menin, gerente de Operaciones, señaló que el proyecto se ejecuta bajo estándares de seguridad, salud ocupacional, medio ambiente y calidad alineados con los sistemas de gestión del operador, en un contexto geográfico exigente como el de las zonas altoandinas del Perú.

El avance de esta obra en la región de Cusco marca un nuevo paso en la estrategia de expansión regional de Milicic en el segmento de infraestructura minera, en un país que concentra una parte significativa de los desarrollos del sector en América Latina.

, Redaccion EconoJournal

Loginter llevó adelante una operación en la Dársena E del Puerto de Buenos Aires, donde descargó tres locomotoras de 114 toneladas cada una, destinadas al Ferrocarril San Martín.

La maniobra requirió una planificación operativa especializada y se ejecutó en modalidad tándem, con dos grúas operando en simultáneo para cada unidad debido a su peso y dimensiones. La operación incluyó además la descarga de cajonería con repuestos correspondientes a las locomotoras, garantizando una gestión integral de la carga.

La descarga de las tres locomotoras

«Este tipo de operaciones demuestra la capacidad técnica y la experiencia de Loginter en el manejo de cargas de proyecto y movimientos de gran porte, que demandan altos estándares de seguridad, coordinación y eficiencia operativa», indicaron desde la empresa.

Asimismo, la participación en este tipo de iniciativas, contribuye al desarrollo del sistema ferroviario argentino, acompañando proyectos estratégicos que impactan directamente en la logística y la conectividad del país.

, Redaccion EconoJournal

Mike Meding, vicepresidente de McEwen Copper y CEO del proyecto de cobre Los Azules, expuso este domingo a sala llena en el Argentina Mining Day organizado en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). Los Azules, ubicado en la provincia de San Juan, es el primer proyecto de cobre aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), pero todavía no tiene garantizados los fondos para iniciar su construcción.

En diálogo con EconoJournal, Meding sostuvo que trabaja para conseguir ese financiamiento y aclaró que, si bien el CAPEX del proyecto es de 2700 millones de dólares, la aprobación del RIGI obliga a invertir en los dos años posteriores a su aprobación solo el 40% de la inversión mínima comprometida. “El mínimo son 200 millones de dólares. Por lo tanto, estamos obligados a invertir 80 millones de dólares”, remarcó.

–El año pasado recibieron la aprobación del RIGI para el proyecto Los Azules, ¿cuándo podría empezar su construcción?

Nosotros estamos haciendo en este momento la ingeniería para llegar a una decisión de construcción a fines de 2026. Espero para noviembre o diciembre poder tener la ingeniería de detalle a un nivel que nos permita recomendar al directorio la construcción. Dado que la factibilidad era bastante detallada, creo que en lo técnico estamos muy bien preparados. Al mismo tiempo estamos realizando los trabajos para obtener el financiamiento porque cuando uno recomienda la construcción tiene que tener los fondos para poder hacerlo y en eso estamos trabajando.

–Sin un socio grande como BHP o Río Tinto, ¿se puede avanzar igual o ese socio es indispensable?

La capacidad técnica nosotros la tenemos. Por ahí no estoy preocupado. Un socio como Río Tinto, que ya invirtió en nuestra empresa 100 millones de dólares, ayuda al balance sheet y a los completion guarantees, las garantías de terminar el proyecto para poder obtener el financiamiento. Eso es importante y habitualmente estos proyectos no se financian solo con un socio. Si bien nuestro proyecto es “relativamente económico”, igual son 4000 millones de dólares que tenemos que financiar. Es decir, un socio estratégico ayuda bastante. Es mucho más fácil con un socio grande, pero existen varios socios que podrían ser los indicados. Lo típico es un project finance con el apoyo de un trading house, los típicos grandes que transan los minerales que también inviertan y ahí estamos viendo cual es la mejor forma de asociarse. Ofertas hay, pero ahora resta ver quién es el mejor.

–Cuando aprueban el RIGI te dan dos años para desembolsar el 40% de la inversión comprometida. Entiendo que en el RIGI no comprometieron los 4000 millones que mencionó recién sino una cifra menor.

Nosotros hicimos la presentación con la información de la PEA que tuvimos en su momento. La PEA arrojó un CAPEX de 2700 millones de dólares, pero lo que hay que invertir en los primeros dos años es el 40% del mínimo y el mínimo son 200 millones de dólares. Por lo tanto, estamos obligados a invertir 80 millones de dólares en los primeros dos años.

–Eso podrían desembolsarlo incluso sin empezar la construcción

Sin problemas.

–¿Les cambia algo a ustedes si finalmente se reforma la ley de Glaciares como pareciera que va a ocurrir?

Creo que la reforma de la ley de Glaciares, tal como pasó por el Senado, da mucha más certidumbre al sector minero, mucha más certidumbre al sector de exploración. Es apta para atraer más inversiones porque da más tranquilidad a los inversores y al mismo tiempo sigue protegiendo lo que es el objetivo de la Ley de Glaciares: la protección de recursos estratégicos de agua. Creo que es un muy buen balance entre previsibilidad y protección.

–¿Y a ustedes en el proyecto Los Azules como les impacta?

Si el proyecto avanza y llega a 30, 40 o 50 años, la reforma de la Ley de Glaciares obviamente ayuda.

–Hay nueve grandes proyectos de producción de cobre en gateras, algo inédito en la historia argentina de los últimos años ya que desde 2018 Argentina no produce cobre en cantidades industriales, pero ninguno de esos nueve tiene la decisión final de inversión, ¿qué es lo que frena esa decisión? El gobierno primero sacó el RIGI, ahora va a reformar la ley de Glaciares, quiere generar cierta certidumbre político-económica, ¿alcanza con eso o qué falta?

Es un tema de tiempos porque para la decisión necesitas tener un cierto grado de información técnica. Eso es lo principal porque una mina no se construye en un año. Normalmente un proyecto minero necesita 15 o 20 años entre el descubrimiento y la entrada en producción, dependiendo de la jurisdicción. No es que, porque se sanciona una ley o se otorgan una serie de incentivos, mañana se hace una mina. Así no funciona el sector. Son inversiones de largo plazo y de mucha densidad de información técnica que hay que obtener, pero sin el marco regulatorio adecuado no se hacen las inversiones para llegar a ese punto. Yo veo con muy buenos ojos lo que ha pasado. Desde que fue elegido el presidente Javier Milei, ha mostrado una voluntad de desburocratización y de apoyo a la industria, de apoyo a las industrias, no solo a la minera, y ha mostrado gobernabilidad, que puede implementar y sostener reformas de forma muy importante. Y todas son buenas noticias.

–Las proyecciones oficiales marcan que en la próxima década va a despegar la producción de cobre y las exportaciones en el país, de la mano de un crecimiento de las inversiones y el supuesto que está detrás de eso es que el precio del cobre va a subir porque hay una demanda creciente y la oferta no alcanza a compensar a la demanda. ¿Comparte ese diagnóstico y cree que varios de esos proyectos pueden entrar en producción en la próxima década?

Sí, hay muchos proyectos que están bastante avanzados. Los cinco grandes proyectos están todos por desarrollarse pronto. Veo con muy buenos ojos el sector y la posibilidad de que Argentina pueda jugar un rol muy importante dentro de los próximos diez años en la producción de cobre.

–El CEO de BHP. Mike Henry, dijo el año pasado aquí en la PDAC que Argentina puede convertirse en uno de los cinco mayores productores de cobre a nivel mundial, ¿es muy optimista eso?

Yo tenía el dato de que podía ser top 10, pero dependerá de cómo vaya el crecimiento de los distintos proyectos. Cuando un proyecto avanza, automáticamente atrae más inversión. Hay un circuito virtuoso o, en otras palabras, la marea alta sube todos los barcos.

¿Entonces en la próxima década cuántos de estos proyectos grandes pueden entrar en producción?

En los próximos diez años por lo menos cinco.

–¿Y Los Azules está entre esos cinco?

Sí, obvio.

–Usted decía que la construcción de Los Azules puede empezar entre 2027 y 2029, ¿cuántos años hay que esperar para que ese proyecto comience a producir.

Nosotros tenemos un tiempo estimado de construcción previsto de 33 meses. Estimamos que se podría producir cobre a partir de 2029, pero la declaración de producción comercial con un cierto nivel de capacidad esperamos para 2030.    

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

TORONTO. -Canadá es el principal inversor minero en Argentina y una de las potencias del sector a nivel global. Alberto Carlocchia se desempeña como coordinador del Comité de Minería de la Cámara de Comercio Argentino Canadiense, entidad encargada de potenciar la relación sectorial entre ambos países. EconoJournal conversó en la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) con este abogado, que antes trabajó en Cerro Negro, Cerro Vanguardia, Cerro Moro y Patagonia Gold, sobre el potencial de la minería argentina y las distintas medidas que viene tomando el gobierno para promover la actividad, como el RIGI y la modificación de la Ley de Glaciares. “La minería tiene que ser una causa de Estado, que todos la defiendan a rajatabla y que sea algo intocable para que se constituya en prosperidad para nuestra gente”, aseguró.

–Las proyecciones oficiales sobre la actividad minera prevén un fuerte crecimiento de la inversión extranjera directa, la producción y las exportaciones en los próximos años. ¿Ese escenario se va a cumplir o puede verse frustrado?

El mundo necesita recursos minerales que Argentina tiene. Por lo tanto, tarde o temprano, ese despegue se va a dar. La única manera de pasar de la ilusión a la prosperidad, y que eso se pueda traducir en bienestar para la gente, es desarrollando nuestros recursos. Se han dado pasos para que la expectativa empiece a ser realidad. Uno de esos pasos es el RIGI. El RIGI es una herramienta que nos da competitividad y pone a nuestro país dentro de un espectro de potenciales destinos de inversión en minería. Nos saca del banco de suplentes, hablando en términos futbolísticos, y nos pone adentro de la cancha. Ahora depende de nosotros jugar el partido. Para eso se necesita no solamente una ley, porque por sí sola una ley no construye las minas. Se necesita gestión y que estas nuevas reglas perduren en el tiempo, que la competitividad que te da el RIGI sea de largo plazo y trascienda a los distintos gobiernos.

–¿Se puede brindar esa garantía de largo plazo en un país donde en su momento se aprobó la ley de inversiones mineras que prometía estabilidad fiscal por 30 años y después no se la cumplió?

La única manera es que haya un acuerdo político para que la minería no solo sea una política de Estado sino una causa de Estado, que todos la defiendan a rajatabla y que sea algo intocable para que se constituya en prosperidad para nuestra gente.

–¿Hoy la minería es una causa de Estado?

Lo que yo veo es una decisión muy fuerte de un gobierno, que tiene respaldo popular, para ir por ese camino. Asegurar que esto va a ser así en el futuro, no se lo puede asegurar en ningún lado, pero la trayectoria del país ofrece ciertas pautas. Además, hay un cambio muy importante en la sociedad respecto de acompañar lo que creen que les va a ser beneficioso y les va a dar prosperidad. Y eso también lo estamos viendo en el sector minero.

–En algún momento la aprobación de los RIGI para los distintos proyectos venía demasiado lenta. ¿Se aceleraron los plazos?

Hace unos meses advertí que el RIGI es como tener una Ferrari, pero el problema era que no le estábamos poniendo nafta. Bueno, el surtidor empezó a despachar combustible, empezaron a salir los RIGI, se empezó a mover el tema y creo que se va a seguir moviendo. Igual, como decía el gran Mostaza Merlo, hay que ir paso a paso. Hay decisiones que son cruciales para el país, no solamente para el sector minero, como la flexibilización laboral, la reforma tributaria y la adecuación de la Ley de Glaciares.

–Un cuestionamiento que se les suele hacer a muchas empresas del sector minero es que prometen grandes inversiones, pero luego ponen excusas para no invertir. En un momento reclamaban acceso preferencial al mercado de cambios, luego el RIGI, luego la falta de infraestructura y últimamente la reforma de la ley de Glaciares.

Para poder desarrollar proyectos como los que necesita nuestro país, para ser previsibles y para estar en condiciones de competir con el mundo esos son temas que deberían estar garantizados. La industria minera tiene características totalmente distintas a lo que estamos acostumbrados los argentinos con nuestra mentalidad cortoplacista. Filo del Sol obtuvo resultados espectaculares. ¿Usted cree que fue porque un geólogo estaba caminando a 5.000 metros de altura, se tropezó con una piedra y se cayó adentro de un depósito lleno de oro y de cobre? No, hace más de 25 años que se está explorando esa zona. A pérdida. ¿Por qué digo a pérdida? Porque a lo mejor eso en ningún momento se iba a convertir en una mina. Entonces, no es que el sector pide por pedir, porque quiere estar cómodo, sino porque las características de la industria minera lo demandan. La infraestructura y los tiempos de la Argentina hoy no están hechos para la industria minera, como sí están hechos en otros países con un desarrollo minero que a su vez ha impulsado otras actividades económicas. Argentina no miró su gran potencial minero hasta la década del 90, y empezó a desarrollarlo en la segunda mitad de esa década. Comparado con países como Canadá o Australia, nosotros somos muy jóvenes y todo este proceso hay que transitarlo. La única manera de avanzar es que los proyectos se vayan realizando y empiecen a mostrar un cambio en la matriz productiva.

La industria minera de Chile y Canadá

–Siempre se suele poner el ejemplo de Chile que comparte la cordillera con Argentina y su producción minera representa 12 puntos del PBI mientras que en Argentina no llega al 1%. ¿Qué hizo Chile que no hizo Argentina?

El gran potencial de Chile es la cordillera. Sus oportunidades de desarrollar otras industrias son más acotadas con respecto a la Argentina. En ese sentido es una situación similar a la de la provincia de San Juan. En San Juan el 70% del territorio es montaña. No van a plantar soja ahí. Ahora bien, desde el punto de vista geográfico, nosotros como país nos asimilamos más a Canadá que a Chile. Por el tamaño y por las oportunidades de generación de desarrollo a partir de determinados recursos. Ahora bien, lo que nosotros tenemos que tener claro es que por tener recursos no somos un país rico, y que es hora de que pongamos foco en la diversificación de nuestra matriz productiva. Si logramos como país aprovechar todas las potencialidades que tenemos la verdad es que Argentina podría ser tranquilamente una potencia. En eso le doy la derecha al presidente. Argentina tiene todas las condiciones para ser potencia, depende puramente de nosotros. Tenemos la posibilidad como país de ampliar la torta y de que haya porciones para todos. Ahora, si nos cerramos y esa torta no se agranda, se va a achicar tanto que va a terminar siendo un alfajor.

–Si la referencia es Canadá, entonces la pregunta es, ¿qué hizo Canadá que la Argentina no hizo?

Canadá no necesita un RIGI porque esa es la regla. El RIGI debería ser la condición general, no la excepción. La discusión no tiene que estar centrada en si desarrollamos o no nuestros recursos naturales sino en cómo los desarrollamos.

–Algunos sectores rechazan que Argentina se convierta en lo que califican como una economía extractivista.

La verdad es que ese término es nefasto. Somos un país que desarrolla su industria y sus potencialidades, y no veo que haya algo de malo en eso.

Modificación de la Ley de Glaciares

–¿La modificación de la ley de Glaciares es indispensable para que los grandes proyectos de cobre arranquen?

No me puedo meter en cada proyecto en particular porque realmente desconozco cómo es su estructura, tamaño y el lugar en el que está e incluso dónde están ubicados los 16.000 glaciares que verificó el IANIGLA, pero si hablamos de seguridad jurídica, hoy la ley de glaciares es una zona gris. El problema de la ley no es su objetivo de protección, que comparto plenamente, el problema son sus definiciones tremendamente amplias, Los expertos señalan que tenés glaciares de escombros que están inactivos y suelos congelados que no aportan agua. Hay una confusión que paraliza proyectos. Esa confusión es la que hay que aclarar, porque hay proyectos que necesitan llevarse adelante, porque son oportunidades de desarrollo para los ciudadanos en un país que lo necesita. Entonces, necesitamos una adecuación técnica.

Con esto no quiero que se crea que estoy hablando de un retroceso ambiental. La minería moderna puede convivir tranquilamente con la protección del agua, pero hacen falta reglas claras y basarnos en la ciencia, no en las interpretaciones ideológicas. Por ejemplo, a menudo se ilustra el debate de la ley de glaciares con imágenes del glaciar Perito Moreno. Viví en Santa Cruz, tuve la oportunidad de estar ahí, de ver rompimientos. Es una obra maestra de la naturaleza que nadie en su sano juicio quiere poner en riesgo. Ahora bien, el Perito Moreno no es el estándar de los 16.000 glaciares que relevó el IANIGLA. Si esos 16,000 cuerpos de agua fueran de la magnitud del Perito Moreno, no habría espacio físico en la cordillera para albergar a todos esos hielos. El debate que se tiene que dar en el Congreso no es sobre esos glaciares icónicos y activos que son intocables. Hay formaciones menores que son imperceptibles, inactivos de roca o fósiles que no aportan agua en absoluto, pero igual se prohíbe la actividad. Se habla del principio precautorio, pero el principio precautorio no es un principio de parálisis, el principio precautorio es estudiar, medir, monitorear con base científica. Prohibir por desconocimiento o poner una imagen distorsionada de la realidad, es frenar el desarrollo.

Acuerdo comercial con Estados Unidos

–Los acuerdos firmados con Estados Unidos para crear una zona comercial preferencial para minerales críticos, ¿cómo pueden impactar en el desarrollo del sector minero argentino?

Creo que va más allá de minerales críticos, pero minerales críticos es uno de los puntos cruciales. Se explica por la necesidad de Estados Unidos de asegurarse nuevas fuentes de abastecimiento para gestionar y generar sus recursos industriales. El litio y el cobre son la base, hoy por hoy, de la generación de la nueva energía. Nosotros estamos posicionados como un país que tiene recursos y muchos nos ven como aliados estratégicos para esta transición a la descarbonización. No me sorprende. Cuantos más tratados de libre comercio la Argentina firme, bienvenido sea. Hace un rato hablábamos de Chile; Chile ha puesto sus productos en el mundo a través de tratados de libre comercio firmados con países desarrollados. No hay lugar a donde vayas que no veas un vino chileno. El mundo necesita la cadena de suministro de minerales críticos, y nosotros tenemos los minerales críticos. Tenemos minerales y recursos humanos talentosos. Podemos ser una fuente de desarrollo de una nueva matriz energética.

–Hoy el litio se exporta a China. Estados Unidos va a querer que vaya a Estados Unidos.

Estimo que sí; pero para eso tiene que tener refinerías y para eso hay que ver de dónde son los capitales que están desarrollando los proyectos. Hoy hay muchos capitales chinos que están desarrollando sus proyectos operativos acá en Argentina, con lo cual va de suyo que ese mineral va a ir a China. Si nos ponemos a hilar fino, el accionista final de las empresas chinas es el Estado chino.

La importancia de la PDAC

–En este contexto de desarrollo de la industria minera argentina, ¿por qué es importante para empresarios y funcionarios venir a la PDAC?

Porque es una de las ferias más importantes del mundo, si no la más importante. Hay una convergencia público-privada muy importante. Es la vidriera ideal para las empresas, fundamentalmente para lo que es el desarrollo sostenible de la propia industria, que es la exploración. Siempre digo que la exploración no es solamente búsqueda de recursos, sino que es lo que sostiene en el tiempo a la industria minera, porque sin exploración no hay proyectos, sin proyectos no hay minas y sin minas no hay minerales. En la PDAC hay todo un sector denominado Investors Exchange, donde las empresas, principalmente juniors, que son las que se dedican a explorar, están exhibiendo las bondades de sus proyectos para buscar inversión.

Es un foco donde comulga el sector público, que va a mostrar las bondades de su provincia o país para atraer inversiones; el sector privado, ya sea el productor para generar negocios o el explorador para encontrar inversiones; y el sector financiero. Converge absolutamente todo lo que se da alrededor de una industria que, como muy pocas, requiere altísimos niveles de financiación a muy largo plazo y trabaja en una comunión público-privada como ninguna otra industria en el mundo.

–Ustedes desde la Cámara Argentino Canadiense cumplen un rol preponderante para potenciar la PDAC y el vínculo entre Argentina y Canadá

Potenciar el desarrollo del comercio entre Argentina y Canadá es una misión esencial. En PDAC propiamente dicho, y dada la magnitud de la feria y lo que es Canadá dentro del universo global de la minería, siendo el principal inversor minero en Argentina, nuestra tarea es de coordinación y de armonización para articular escenarios, eventos, puntos de encuentro y generación de actividades en las cuales puedan convivir los dos países. Este año tenemos tres eventos de magnitud. Uno que hacemos siempre, todos los años, es acompañar a una provincia a hacer una presentación cerrada en el estudio Gowling, que es uno de los más prestigiosos a nivel mundial. Esa provincia tiene la posibilidad de darse a conocer más aún a distintos públicos: clientes del estudio, fondos de inversión y exploradoras que están buscando nuevos horizontes, entre otros. Este año lo vamos a hacer con Mendoza.

Un segundo evento, que este año se reedita, es una actividad para el sector público en la cual reunimos en un workshop a autoridades provinciales canadienses con autoridades provinciales argentinas de minería. Dentro de una serie de tópicos que hemos descrito y que ya hemos compartido con los dos gobiernos, cada provincia canadiense hace una presentación mostrando cómo trabaja desde el sector público determinados temas que hacen a la estructura política, de control, de desarrollo y de incentivo.

El tercer evento está más apuntado al desarrollo de sinergias desde el punto de vista del abastecimiento de las cadenas de suministro entre Argentina, Chile y Perú. Nosotros tenemos una vinculación muy estrecha con la Cámara de Comercio Canadá-Perú y la Cámara Chileno Canadiense de Comercio, y en esta oportunidad estamos armando un cóctel de networking en el cual se está invitando a empresas chilenas, peruanas y canadienses, principalmente proveedores, para darles un espacio distendido para conocerse y empezar a hacer las primeras vinculaciones para el desarrollo de esas sinergias de abastecimiento a los tres países.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

El precio del crudo Brent, el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, trepa este domingo un 11,47% en la apertura de los mercados en Asia, luego de un fin de semana marcado por las tensiones en Medio Oriente producto de los ataques de los Estados Unidos e Israel contra Irán y la represalia iraní que abarcó objetivos en países árabes.

Por otro lado, la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) anunció que reiniciará el desarme de los recortes voluntarios de producción, con un aumento de producción de 206.000 barriles por día a partir de abril.

En la apertura de los mercados en Asia, el precio del Brent sube a US$ 80,79 por barril, un máximo visto por última vez desde 2024.

Los mercados energéticos estan especialmente atentos al tránsito de los buques petroleros y de gas natural licuado por el estratégico estrecho de Ormuz, un punto nodal global por el que transitan unos 20 millones de barriles por día de petróleo crudo y derivados del petróleo y una quinta parte del GNL mundial.

Medio Oriente: Irán no bloqueará el estrecho de Ormuz por el momento

El ministro de Asuntos Exteriores de Irán, Abbas Araghchi, buscó este domingo despejar dudas sobre la continuidad del tránsito. «Irán no tiene intención de cerrar el Estrecho de Ormuz en este momento, y no hay planes para interrumpir las actividades marítimas allí», informó Araghchi.

Sin embargo, gran parte de los buques petroleros y de GNL han estado evitando durante el fin de semana cruzar el estrecho de Ormuz y han decidido mantenerse a resguardo dentro del Golfo Pérsico y en el Golfo de Omán, frente a las dudas sobre la seguridad en el paso.

Financial Times reportó que las compañías de seguro advirtieron a los propietarios de barcos que cancelarían las pólizas de seguro y aumentarían los precios de cobertura para los buques que viajen a través del Golfo y por Ormuz.

La reacción responde a la operación conjunta realizada por EE.UU. e Israel contra los blancos gubernamentales y militares en Irán. En ese sentido, el presidente de los EE.UU., Donald Trump, anunció por la noche del sábado que el Líder Supremo de Iŕan, el ayatolá Ali Jamenei, resultó muerto producto de los ataques. Medios oficiales iraníes confirmaron la información.

En respuesta, Irán ejecutó a lo largo del fin de semana ataques con drones y misiles contra Israel y blancos militares y activos de los Estados Unidos en distintos países del Medio Oriente.

Sin embargo, varios ataques de forma intencionada o accidental impactaron en espacios civiles como hoteles y aeropuertos, lo que generó fuertes protestas diplomáticas de los países árabes.

La OPEP+ reanuda el desarme de los recortes voluntarios de producción

Las tensiones en Medio Oriente además coincidieron con una reunión programada de la OPEP+, el esquema que desde 2016 agrupa a la Organización de Países Exportadores de Petróleo con Rusia y otros exportadores de petróleo.

Ocho países que integran la OPEP+ decidieron incrementar su objetivo de producción de crudo en 206.000 barriles por día desde abril, marcando una reanudación del compromiso de desarme de los recortes voluntarios de producción, vigentes desde 2023.

Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán se reunieron virtualmente el domingo para revisar los dos recortes voluntarios que acordaron en 2023, uno por 1,66 millones de bpd y el restante por 2,17 millones de bpd.

Este grupo de países decidió en 2024 comenzar a desarmar esos recortes de producción de forma paulatina, aunque en noviembre de 2025 suspendieron la reposición de producción programada para marzo, para no generar una presión bajista todavía mayor sobre los precios del crudo.

Ahora, los ochos integrantes de la OPEP+ decidieron retomar el desmantelamiento del recorte de 1,66 millones de bpd. En consecuencia, este domingo acordaron un aumento de producción de 206.000 bpd desde abril.

Los participantes justificaron su decisión “en vista de una perspectiva económica mundial estable y de los actuales fundamentos saludables del mercado, como se refleja en los bajos inventarios de petróleo”.

También confirmaron su intención de compensar íntegramente cualquier exceso de producción desde enero de 2024. Los ocho países programaron una próxima reunión para el 5 de abril de 2026.

La consultora Rystad Energy evaluó que el aumento de producción anunciado por la OPEP+ no modifica el impacto que una interrupción en el tránsito por Ormuz tendría sobre el mercado físico de petróleo, aunque envía la señal de estar dispuestos a activar la capacidad de producción que se encuentra ociosa.

«La decisión se centra más en la señal que en el volumen. La OPEP+ está demostrando estar preparada para utilizar la capacidad sobrante si es necesario, pero no está dispuesta a abrir el grifo de forma agresiva en esta etapa», concluyó Rystad Energy en una nota.

, Nicolás Deza

El gobernador Rolando Figueroa dejó inaugurado esta mañana el 55° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura neuquina donde presentó su Plan 2030 para la provincia que apunta la creación de obra pública y reducción de la deuda pública de Neuquén. En este marco, anunció un proyecto de ley que implicará una renegociación de regalías para el GNL y oficializó un nuevo fideicomiso con petroleras para la construcción de nuevas rutas.

Durante el discurso que brindó ante legisladores provinciales, funcionarios de su gestión, Diputados y Senadores, representantes de petroleras y de la comunidad, el mandatario habló acerca de las proyecciones de Vaca Muerta y anunció, entre otros proyectos, dos específicos para el sector.

Figueroa enmarcó su presentación dentro de cuatro ejes a los que denominó: “De dónde venimos, Estado presente, Relación Estado-privados y Hacia dónde vamos”. En este último punto encasilló el anuncio de un proyecto de ley que buscará generar determinadas condiciones a la producción de gas natural licuado (GNL).

“Viene una nueva etapa para Neuquén. Vaca Muerta se pudo lograr, se creyó en ello, empezó a tomar relieve y ahora visualizamos la nueva era de 2030 de la mano de dos proyectos de GNL que se abastecerán con gas neuquino”, sostuvo en referencia al proyecto Argentina LNG que lidera Southern Energy y el de YPF con ENI y Adnoc.

Figueroa anunció un nuevo pro

El gobernador argumentó que el futuro de la provincia está atado a la monetización de Vaca Muerta, que consideró debe hacerse rápidamente y, en este marco, dio a conocer que están elaborando junto a YPF un proyecto de ley provincial específico para los proyectos de GNL que se oficializará en las próximas semanas.

Según confirmó, la norma incluirá la negociación del monto de las regalías en las áreas petroleras específicas donde se extraiga gas para los proyectos de GNL con el objetivo de asegurar más rentabilidad y, a su vez, apuntará a crear más infraestructura y puestos de trabajo en la provincia.

La decisión se basaría en la necesidad de generar competitividad específicamente para estos proyectos y también se apoya en los cambios implementados en la Ley Bases que le permitieron a Neuquén crear nuevas condiciones a la hora de negociar una nueva concesión petrolera y extenderla por 10 años.

Concretamente, desde el año pasado a la hora de otorgar una nueva concesión no convencional, la provincia establece un canon del 6% destinado a obras de infraestructura junto con la participación accionaria del 10% de la petrolera provincial GyP.

Bajo este nuevo esquema, el gobernador explicó que las nuevas concesiones que impliquen como producto final gas licuado se discutirán bajo nuevos parámetros que contemplarán el valor específico del metano.

Si bien se negó a dar mayores precisiones -ya que este punto en particular aún estaría en negociación con la petrolera- dejó entrever que la decisión busca mejorar el precio de venta del GNL argentino: ”Tenemos que ser competitivos porque ahora se toman los valores a lo que vale nuestro subsuelo pero cuando competimos con el mundo, tenemos que ser eficientes”, había dicho en el recinto momentos antes de anunciar el nuevo proyecto.

Consultado por EconoJournal acerca del impacto que esto podría tener en las regalías, el gobernador explicó que lo que buscan es establecer un monto específico para los proyectos que contemplen la producción de GNL “que tome como referencia el valor de mercado del metano. Lo estamos trabajando y nos tenemos que poner de acuerdo en esos puntos”, respondió

Por otro lado, dijo que el proyecto de ley apunta también a generar infraestructura y puestos de trabajo en las zonas de Cutral Có y Plaza Huincul. Figueroa argumentó que el beneficio a esas localidades se basa en que las áreas recientemente adquiridas por YPF a Pluspetrol -Meseta Buena Esperanza, Las Tacanas y Aguada Villanueva- tienen influencia sobre esas zonas y que, por este motivo, buscan generar el beneficio de sus pobladores.

Figueroa anunción un nuevo fideicomiso para el Circuito Petrolero

Otro de los anuncios que realizó el gobernador neuquino tuvo que ver con el lanzamiento de un nuevo fideicomiso con empresas petroleras que apuntará a crear y mejorar nuevas rutas que conectan Neuquén capital, Añelo y Rincón de los Sauces.

Tras la experiencia del año pasado que permitió avanzar en una estructura mediante la cual 10 operadoras aportaron US$50 millones para la concreción de la Circunvalación de Añelo, ahora Figueroa dio a conocer que ya firmó un memorándum con las empresas para avanzar en nuevas rutas, pero que esta vez, deberá ser avalado por los legisladores provinciales.

En este sentido, detalló que el acuerdo incluirá a las principales vías del Circuito Petrolero, incluyendo a la Ruta provincial 7 desde su conexión con Río Negro hacia Añelo, la 51 hasta la intersección con 17 y la ruta 8 desde el cruce con 51 hasta Rincón de los Sauces.

«¿Cuál es la metodología y por qué va a mediar la Legislatura? Porque nosotros todo esto lo tenemos que lograr para tener la infraestructura acorde con la meta superior del 2030. Tenemos que generar esas inversiones lo más rápido posible para acelerar al ritmo económico», respondió Figueroa ante la consulta.

Por último, detalló que este mecanismo implicará que la industria financiaría una parte de estos proyectos mediante el pago anticipado de regalías «a cobrar recién con el incremental que tengamos por entre 2029 y 2030. Otra parte será mediante el pago anticipado de peaje y otra, con impuestos».

, Laura Hevia

TORONTO. -La Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) tuvo su primera edición en 1932 como un pequeño encuentro de prospectores y exploradores, quienes buscaron crear una red de apoyo que los contuviera en medio de la Gran Depresión. Desde entonces, la convención se realizó casi todos los años, salvo durante el final de la Segunda Guerra Mundial. Otra excepción fue en 2021 cuando se llevó adelante solo de manera virtual debido a la pandemia de la Covid-19.

Toronto ha sido siempre el lugar en el que se desarrolló este evento porque es la histórica sede de la asociación de prospectores y desarrolladores que le da nombre a la convención y porque en esta ciudad operan la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y la TSX Venture Exchange (TSXV), donde están registradas más de 1100 empresas mineras, aproximadamente el 40% de todas las que cotizan en bolsa alrededor del mundo. La TSX reúne a las firmas más grandes y consolidadas, mientras que la TSXV es un mercado de capital de riesgo para compañías emergentes.

Referente internacional de la industria minera

Durante sus primeras décadas, la PDAC fue un evento centrado en la exploración minera y dirigido principalmente a geólogos, buscadores de minerales y pequeños empresarios, pero a medida que la actividad comenzó a crecer en Canadá se fue transformando en un lugar de reunión de toda la industria minera, incluyendo grandes compañías, inversores y gobiernos. 

A partir de la década del 90 la convención se internacionalizó, transformándose en la mayor vidriera de la industria minera en el mundo. “Nos dicen constantemente que la Convención PDAC es como los premios Oscar o el Super Bowl para nuestro sector”, afirmó en 2013 Glenn Nolan, el primer presidente indígena que tuvo la asociación.

Desde 1997 PDAC se realiza en el Metro Toronto Convention Centre, un moderno establecimiento de 65.000 m2 en pleno centro de la ciudad. El año pasado tuvo 27.353 participantes provenientes de 130 países. El 33% de los asistentes fueron extranjeros y dentro de ese grupo las diez nacionalidades con más convocatoria han sido Estados Unidos, Australia, Reino Unido, Argentina, Perú, Brasil, Chile, México, Mongolia y Turquía, en ese orden. Sorprende el cuarto puesto de Argentina dado el bajo desarrollo de su industria minera. Es un caso donde predominan fundamentalmente las expectativas. “Argentina podría convertirse en uno de los cinco principales productores de cobre a nivel mundial”, declaró el año pasado en esta convención Mike Henry, el CEO del gigante BHP.

Organización influyente en el diseño de políticas públicas

La PDAC es mucho más que una convención anual. La asociación que organiza el evento tiene más de 8.200 miembros individuales y corporativos y es una referencia para geocientíficos, empresas, consultores, inversores y gobiernos. Trabaja en temas de responsabilidad social, seguridad y prácticas ambientales, así como en la promoción de una minería responsable y sostenible. Mantiene comités, planes estratégicos y publicaciones, como sus informes anuales y la revista Core, que editan desde 2013 cuando rediseñaron y renombraron su viejo boletín trimestral llamado In Brief.

La PDAC también impulsó en 1997 la creación de Mining Matters, una organización benéfica afiliada que genera kits de material educativo sobre minería para docentes y estudiantes que incluyen muestras de rocas y minerales, pósters, fotografías, videos, diagramas, libros y juego de cartas para las actividades escolares.

Mining Matters también tiene un programa educativo itinerante sobre ciencias de la Tierra llamado Mining Rocks que desarrolla en escuelas, campamentos y comunidades en todo Canadá, incluyendo comunidades indígenas. Incluye actividades como identificación de rocas y minerales, formación geológica, uso cotidiano de los minerales e introducción a carreras en geociencias y minería. A su vez, en las comunidades indígenas se suelen incorporar actividades culturales típicas, como tallado de esteatita o elaboración de joyas con amatista y se utiliza vocabulario en lenguas locales, como inuktitut. Todos los años, Mining Matters también les ofrece a veinticinco docentes pases gratis para visitar la convención PDAC.

“Los programas educativos Mining Matters de PDAC brindan a los estudiantes información sobre la importancia de la minería en la sociedad, educación sobre geología local y oportunidades profesionales en la industria minera. Los resultados de Mining Matters hasta la fecha son muy alentadores: los niños pequeños llegan a casa después de la escuela mostrando pequeños trozos de roca a sus padres y siendo capaces de identificar qué tipo de roca es, en inuktitut e inglés, y diciendo que quieren ser geólogos de grandes. El programa Mining Matters ayuda a despertar ese interés. Esto es importante para (la minera) Agnico Eagle, ya que ayuda a sentar las bases para garantizar una fuerza laboral más interesada y capaz”, destaca Graeme Dargo, Superintendente de Participación Comunitaria de la multinacional Agnico Eagle Mines, según aparece citado en la web de Mining Matters.

Todo este conjunto de acciones y programas convierten a la PDAC en una organización influyente en el diseño de políticas públicas y financiamiento para un sector que es muy relevante dentro de Canadá. Según el último informe anual de la Mining Association of Canada, este país produce más de 60 minerales y metales en casi 200 minas que contribuyen con un 4% de su Producto Interno Bruto. Es el principal productor de potasa del mundo, el segundo mayor productor de niobio y uranio, y el tercero de diamantes preciosos y paladio. La minería empleó de modo directo a 430.000 personas en Canadá durante 2023, el 2,1% de su fuerza laboral. Además, el empleo indirecto sumó otros 281.000 puestos, para un total de 711.000, uno de cada 28 empleos en el país del norte.

Críticas y resistencias a la PDAC

A medida que se fue convirtiendo en un referente sectorial, la PDAC también generó resistencias en la sociedad civil. Uno de los espacios más críticos es la red de activistas, académicos y organizaciones socioambientales con base en Canadá llamada Beyond Extraction. No es una ONG tradicional ni una institución formal con estructura empresarial sino una plataforma de articulación política y académica que todos los años organiza una contra-conferencia y actividades públicas en paralelo a la convención. Consideran a PDAC no sólo como una feria o un espacio técnico, sino como un símbolo y un centro de poder del capitalismo extractivista que, según ellos, perpetúa la destrucción ecológica y las desigualdades socioambientales.

Como respuesta a los materiales educativos creados por Mining Matters, Beyond Extraction distribuye a través de su web un libro para colorear que se opone a las narrativas que equiparan la minería con la sostenibilidad ambiental, el empleo y la tecnología y en su lugar ponen el foco en el impacto sobre el agua, la tierra, los animales y la comunidad en general.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

TORONTO. -El gobierno de Mendoza presentará en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) su propuesta de creación de un fondo cerrado de oferta pública destinado a acelerar el desarrollo de la minería en la provincia. “Lo que buscamos es que inversores puedan colocar recursos en proyectos existentes, que ya tienen declaración de impacto ambiental y una cierta reducción del riesgo”, aseguró a EconoJournal Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente provincial. Además, Mendoza busca convertirse en un hub financiero para la región a través de la iniciativa Andean Bridge.

En 2024 el gobierno mendocino puso en marcha una agresiva política de promoción minera para la exploración en el sur de la provincia, más precisamente en el Departamento de Malargüe. La iniciativa la tomó la empresa provincial de promoción minera Impulsa, haciendo la línea de base ambiental en un polígono de 18.000 kilómetros cuadrados que se llama Malargüe Distrito Minero Occidental. A su vez, en el Departamento de Las Heras, al norte de Mendoza, la empresa PSJ avanza con un proyecto de explotación de cobre que en diciembre obtuvo la Declaración de Impacto Ambiental.

El proyecto PSJ San Jorge tiene una inversión comprometida de alrededor de US$ 600 millones en sus distintos años de ejecución, incluyendo la construcción de la mina, la infraestructura asociada y la puesta en funcionamiento. En cuanto al distrito minero Malargüe, primero se aprobaron 34 proyectos, en diciembre del año pasado se aprobaron 27 proyectos más y actualmente se están analizando otros 71 en la autoridad ambiental minera.

Los niveles de inversión de estos proyectos de exploración de Malargüe son muy distintos a los de PSJ, que ya está trabajando en la etapa de factibilidad económica previa a la construcción. Hay una heterogeneidad muy grande entre los distintos proyectos de exploración, pero por lo general suelen requerir una inversión cercana a los US$ 20 millones. Por ejemplo, esos desembolsos comprometieron Geometales, propiedad del Grupo Mindlin, y la canadiense Kobrea Exploraciones.     

La intención del gobierno es sumar inversores para los proyectos del distrito minero Malargüe Occidental, aunque además va a informar sobre el desarrollo de dos nuevos distritos mineros en el noroeste y en el sureste de la provincia. El que está un poco más avanzado es el Distrito Minero Norte, donde se está avanzando con la contratación de la investigación geológica, en el área circundante del proyecto PSJ. La segunda zona que está en estudio es la parte oriental del distrito minero Malargüe.

“Son nuevas oportunidades de desarrollo de inversiones que buscamos desarrollar de la misma forma con la que hace dos años empezamos con el distrito minero Malargüe, con una contratación de los estudios geológicos para luego seguir con la construcción de la línea de base ambiental y empezar a desarrollar cada uno de esos proyectos con los titulares que hay ahora y con los que podrían empezar a sumarse”, remarcó Latorre.

Instrumentos financieros para vehiculizar inversiones

El objetivo provincial es desarrollar instrumentos capaces de traccionar nuevas inversiones porque en la actividad minera el grado de incertidumbre en las etapas de prospección y exploración es muy alto.

“Nosotros queremos darle volumen y celeridad al desarrollo de la exploración porque estuvimos 15 años sin desarrollar la actividad en la provincia y porque en la actualidad hay un boom que requiere mayor exploración para hacer frente a la creciente demanda global. En los próximos 30 años se va a necesitar la misma cantidad de cobre que la que usamos en los últimos 120 años”, subraya Latorre.

La provincia está avanzando con el proceso de aprobación de un fondo cerrado de inversión de oferta pública, uno de los nuevos instrumentos que va a presentar en la PDAC para financiar proyectos mineros del distrito minero Malargüe. Las autoridades provinciales expondrán este domingo a las 8:30 en el Soho Hotel, el martes por la tarde en un evento organizado por el Consejo Federal de Inversiones y la bolsa de valores de Toronto y el miércoles por la mañana en otra actividad que realiza la Cámara Argentino Canadiense en el estudio Gowling.

–¿Cómo funciona ese fondo cerrado de inversión? –le preguntó EconoJournal a Latorre.

–Hay distintos fondos. El fondo cerrado de inversión que hace oferta pública es un proyecto liderado por Impulsa, que es la empresa provincial minera. Lo que busca es que inversores puedan colocar recursos en proyectos existentes, que ya tienen declaración de impacto ambiental y una cierta reducción del riesgo por la especificación y el expertise técnico de la empresa provincial, asesorando en cuánto a la viabilidad de esos proyectos. Esa es una de las herramientas, pero también se están creando fondos cerrados de inversión privados. Lo que estamos buscando desde el gobierno, ya no desde la empresa provincial sino desde el gobierno, es posicionar a Mendoza como un hub financiero. Eso lo estamos trabajando con la TSX (Toronto Stock Exchange). En estos últimos dos años la TSX ha venido a Mendoza más que a muchos otros lugares del mundo porque estamos trabajando juntos para que los proyectos locales estén en condiciones de realizarse en la TSX o en BYMA (Bolsas y Mercados Argentinos). Eso lleva una tarea de educación financiera previa que venimos encarando para poder crear y reforzar ese ecosistema en este nicho tan particular de la inversión minera.

–¿Este fondo ya está aprobado?

–Está pendiente de aprobación en la CNV (Comisión Nacional de Valores). Entiendo que debería obtener la aprobación como mucho en el transcurso de este primer semestre, pero lo vamos a presentar y también vamos a presentar el Andean Bridge para posicionar a la provincia como un hub financiero para la región andina.

El aporte de la bolsa de valores Toronto Stock Exchange

–¿Firmaron algún tipo de convenio con TSX? –le preguntó EconoJournal.

–No hemos firmado un convenio porque no ha sido necesario, pero sí tenemos proyectos de trabajo en común y eso ha ido vertebrando las actividades. La TSX-V (Venture Exchange) ha venido en distintas oportunidades a la provincia durante 2024 y sobre todo durante 2025 para ayudar a conectar a los titulares de los proyectos mineros con el sector financiero. Particularmente estamos trabajando juntos en el Andean Bridge. Los que trabajamos somos el gobierno de Mendoza, a través de la empresa provincial, la TSX, una consultora internacional IN-VR, la bolsa de valores de Buenos Aires y también la Bolsa de Comercio de Mendoza.

–¿Qué aporta la TSX al proyecto Andean Bridge?

–Ellos aportan toda su expertise, ofrecen las capacitaciones que son necesarias para los proyectos y además generan espacios de coworking muy interesantes donde todos esos inversores que vienen atraídos por todos estos actores relevantes del sector financiero empiezan a conocer a los titulares de proyectos mineros y a los vehículos de inversión –fondos tanto públicos como privados–. No olvidemos que en el mercado de capitales cualquier bolsa gana con la cantidad de proyectos sujetos a inversión. Si la TSX tiene capitales, pero no hay proyectos para esos capitales el flujo se reduce. El principal interés de ellos es que aquellos actores que buscan oportunidades de inversión en esa bolsa, se puedan conectar y puedan canalizar esa inversión a proyectos particulares.    

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

TORONTO. -Una numerosa delegación argentina de más de 300 personas entre funcionarios y empresarios buscará ratificar a partir de este domingo la apuesta del país por el desarrollo minero en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), el evento más importante que organiza el sector a nivel mundial en la ciudad de Toronto.  

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González encabezará la comitiva oficial de la que también forman parte el secretario de Minería, Luis Lucero, y el titular de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, Diego Sucalesca. Además, estarán presentes los gobernadores de Santa Cruz, Río Negro, Jujuy y La Rioja y funcionarios de primera línea de Mendoza, Río Negro, Catamarca y Salta.

Los funcionarios trajeron a la PDAC del año pasado el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que había sido sancionado en julio de 2024, como principal novedad. Ahora ya pueden mostrar 10 proyectos aprobados por más de US$ 25.000 millones, de los cuáles cuatro corresponden al sector minero, y cerca de 30 que esperan luz verde oficial, entre ellos los megadesarrollos de cobre Vicuña (BPH-Lundin) y Agua Rica (Glencore). Además, traen bajo el brazo la media sanción del proyecto de reforma de la ley de Glaciares, que el jueves aprobó el Senado.

El objetivo oficial es mostrar la consolidación de un proceso de reformas macroeconómicas y sectoriales para convencer a las empresas que ya están en el país de que concreten los desembolsos y además seducir a nuevos inversores. De modo paralelo, muchos empresarios que ya tienen proyectos de exploración y explotación minera en Argentina buscarán recolectar fondos o incluso sumar socios para apuntalar sus inversiones, pues Toronto es el principal centro financiero de la minería a nivel mundial.

Dónde se realizará la PDAC

La PDAC se realizará desde este domingo hasta el miércoles en el Metro Toronto Convention Centre (MTCC), un moderno establecimiento compuesto por dos edificios (North y South Building), de diseño horizontal y una superficie total de 65.000 m2, integrados al complejo urbano del downtown de Toronto.

El centro de convenciones, que tiene 77 salas de reuniones y un teatro para 1200 espectadores, está rodeado de torres de oficinas, hoteles y edificios corporativos. A solo cien metros se ubica la CN Tower, el mayor símbolo de la ciudad, que fue la torre más alta del mundo con 553 metros desde 1976 hasta 2007, cuando fue superada por el Burj Khalifa.

El MTCC se conecta peatonalmente con estaciones de transporte como Union Station y con el sistema PATH, una red de galerías subterráneas que en conjunto alcanza los 30 kilómetros y permite desplazarse cómodamente entre estaciones, estadios deportivos, museos, oficinas y comercios a resguardo de las inclemencias del tiempo.

La agenda de la PDAC

La ceremonia de apertura de la convención será este domingo a las 9 con el discurso de Karen Rees, presidenta de la PDAC, una geóloga con 37 años de experiencia en el sector minero. De 10:30 a 11:30 está previsto que exponga Gustavo Pimenta, CEO de Vale.

La principal actividad argentina de ese primer día se desarrollará de 10 a 12 horas en el pabellón de Argentina Mining, una compañía que organiza eventos y conferencias en el sector minero. Allí expondrán Michael Meding, vicepresidente y CEO de McEwen Cooper, empresa que tiene a cargo el desarrollo del proyecto cupífero Los Azules; Joaquín Marías, presidente y CEO de Argenta Silver, quien expondrá sobre el proyecto de exploración de plata El Quevar en Salta; y Guillermo Re Kühl, presidente de Sophia Energy, quien tiene a su cargo el desarrollo de uranio Sofía, en el norte de Santa Cruz.

Por la tarde, se podrá seguir el panel sobre “el potencial, los retos y la innovación de la frontera minera de América Latina” donde expondrán ejecutivos de Barrick Mining, Glencore, Anglo American, Aldebaran Resources y Socionaut.

A las 16 horas tendrá lugar en el Hotel Soho el evento “Canada-Argentina Workshop. Mining Governance and Competitiveness”, un espacio cerrado de intercambio de mejores prácticas entre autoridades provinciales de ambos países. Por el lado canadiense, asistirán representantes de las provincias de Ontario, Quebec, British Columbia, Alberta y Saskatchewan para relatar su experiencia sobre cierre de minas, relación con la comunidad, otorgamieno permisos, etc. Lo organizan la Cámara de Comercio Argentino Canadiense y el Consejo Federal de Inversiones.

Por último, el domingo a las 18 horas se realizará el cocktail “The Andean Mining Night” organizado por las Cámaras Canadienses de Argentina, Chile y Perú con la intención de fortalecer los vínculos entre proveedores de esos tres países. El encuentro será en el restaurante Queens Harbor, a la vera del lago Ontario.

El lunes es el día fuerte para la delegación argentina ya que entre las 8 AM y las 13 horas se realizará el Argentina Day. Daniel González, Luis Lucero y Diego Sucalescas expondrán allí sobre el panorama minero y el contexto macroeconómico. También habrá un panel con representantes de Eramet, Glencore, Lundin Mining y Goldman Sachs y otro donde expondrán gobernadores y ministros provinciales. Estarán presentes Alberto Weretilneck, gobernador de Río Negro; Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz; Carlos Sadir, gobernador de Jujuy; y Ricardo Quintela, gobernador de La Rioja.

Por la tarde, a las 14:30, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, inaugurará además en la feria el stand de la empresa provincial Fomicruz.

El martes a las 8.30 las autoridades argentinas realizarán el tradicional toque de campana en la apertura de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX). A las 14:30 se realizará, también en la sede de TSX, una mesa redonda con autoridades de las provincias mineras argentinas en un evento organizado por TSX y el CFI. Participarán Jimena Latorre, ministra de Energía Ambiente de Mendoza; Andrea Confini, secretaria de Estado de Energía y Minería de Río Negro; Jaime Álvarez, ministro de Energía y Minería de Santa Cruz; José Ignacio Lupión, ministro de Producción y Minería de Salta; y Juan Pablo Perea, ministro de Minería de San Juan, entre otros funcionarios.

Las autoridades de Mendoza presentarán allí la iniciativa Andean Bridge, con la que Mendoza apuesta a convertirse en un hub financiero para la minería de toda la región andina.

Ese mismo martes a las 18:30 tendrá lugar también el tradicional cocktail que todos los años organiza la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) en el Hotel Sangri-La.

El miércoles, día de cierre del evento, funcionarios del gobierno de Mendoza expondrán por la mañana en el estudio Gowling sobre la reactivación de la actividad minera en la provincia, poniendo el foco en el proyecto de cobre PSJ San Jorge y en los distintos proyectos de exploración que se están llevando adelante en el distrito minero Malargue, donde la provincia busca que se suman más inversores extranjeros. Allí expondrán Hebe Casado, vicegobernadora de Mendoza; Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente; Jeronimo Shantal, director de Minería; Fabián Gregorio, CEO de PSJ Cobre Mendocino; y James Hedalen, CEO de la canadiense Kobrea Exploration Corp. La actividad es organizada por la Cámara Argentino Canadiense. 

El mismo miércoles entre las 10 y las 13, en la sede de la TSX, compañías exploradoras presentarán distintos proyectos mineros ante inversores en una ronda de reuniones breves de 10 minutos. La sesión de matchmaking será inaugurada por el director para Sudamérica de TSX & TSXV, Guillaume Légaré.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

Irán respondió este sábado a ataques militares de Israel y los Estados Unidos disparando misiles y drones contra bases militares y objetivos estadounidenses en varios países del Golfo Pérsico. Los ataques militares cruzados estan afectando la logística petrolera por el estratégico estrecho de Ormuz, punto nodal por el que transita a diario el 20% del petróleo crudo transportado por barco del mundo.

Reportes indican que buques petroleros y de gas natural licuado están evitando el paso por el estrecho de Ormuz y se están acumulando dentro del Golfo Pérsico y en el Golfo de Omán, ante la incertidumbre sobre el potencial alcance de la escalada militar y si el paso por el estrecho es seguro.

Irán oficialmente aún no declaró un bloqueo al paso, pero la agencia Reuters publicó que la Guardia Revolucionaria iraní esta enviando mensajes por radio a los buques advirtiendo que no crucen por el estrecho. Financial Times reportó que las compañías de seguro están avisando a las navieras que cancelarán las pólizas a los buques que crucen por Ormuz.

La perspectiva de un conflicto era anticipada en los mercados. El crudo Brent en las últimas dos semana alcanzó su precio más alto en seis meses, tocando los US$ 72 por barril.

El estrecho de Ormuz, clave para el comercio de hidrocarburos

Por el estrecho de Ormuz transitan unos 20 millones de barriles diarios de petróleo crudo y productos refinados según datos recientes de la Administración de Información Energética (EIA) de los EE.UU. Las principales terminales de exportación de hidrocarburos en Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Kuwait se encuentran precisamente dentro del Golfo Pérsico.

Sin embargo, Arabia Saudita y EUA cuentan con infraestructura que permite sortear el estrecho de Ormuz y mitigar en cierta medida una interrupción del tránsito de petróleo. La EIA estima que aproximadamente 2,6 millones de barriles diarios de capacidad de los oleoductos saudíes y emiratíes podrían estar disponibles en caso de una interrupción del suministro.

Saudi Aramco, la petrolera estatal saudita, además opera el oleoducto Este-Oeste, que se extiende entre un centro de procesamiento de petróleo cerca del Golfo Pérsico y el puerto de Yanbu en el Mar Rojo y que cuenta con una capacidad de transporte de 5 millones de barriles por día.

En cambio, las implicancias de una interrupción al paso por Ormuz para el GNL son mayores. La agencia estadounidense estima que cerca de un quinto del comercio mundial del fluido cruza por el estrecho. Qatar es el tercer país exportador mundial de GNL, por detrás de los EE.UU. y Australia.

La enorme mayoria del GNL que sale del Golfo Pérsico tiene como destino final Asia. La EIA estima que el 83% del GNL que circuló por el estrecho de Ormuz en 2024 se dirigió hacia mercados asiáticos. China, India y Corea del Sur fueron los principales destinos, representando el 52%.

Ataques militares cruzados entre Irán, EE.UU. e Israel

El presidente de los EE.UU., Donald Trump, anunció este sábado que realizó ataques en conjunto con Israel contra Irán. En represalia, Irán atacó Israel y objetivos estadounidenses en Baréin, Kuwait, Qatar y los Emiratos Árabes Unidos. Los ataques se producen luego de las reuniones diplomáticas del jueves en Genova para negociar el futuro del programa nuclear iraní.

Trump afirmó este sábado que el objetivo primordial es “eliminar amenazas inminentes” provenientes de Teherán y sentenció que “Irán nunca tendrá un arma nuclear”.

Los ataques militares continuarán y tienen por blanco la infraestructura misilística, las fuerzas navales y los «proxies terroristas» de Irán, según lo declarado por el presidente.

La administración Trump demanda a Irán garantías y mecanismos de inspección permanentes sobre el enriquecimiento de uranio y la acumulación de stocks de uranio enriquecido. «No estoy feliz con el hecho de que no estan dispuestos a darnos lo que queremos», declaró Trump el viernes.

Arabia Saudita, Qatar y Kuwait condenaron los ataques iraníes y advirtieron de graves consecuencias. En un comunicado, el Ministerio de Asuntos Exteriores saudí afirmó que el reino «condena y denuncia con la mayor firmeza la flagrante agresión iraní y la flagrante violación de la soberanía» de los Emiratos Árabes Unidos, Baréin, Qatar, Kuwait y Jordania».

El ministerio afirmó la “plena solidaridad y apoyo de Arabia Saudita a los países hermanos”, y agregó que el reino pondrá “todas sus capacidades” a su disposición para apoyar cualquier medida que adopten en respuesta.

, Nicolás Deza

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció este viernes ante inversores un plan de inversión para 2026 que oscilará entre los US$5.500 y US$5.800 millones, tras la presentación de resultados. La hoja de ruta financiera busca capitalizar la eficiencia operativa en Vaca Muerta para alcanzar una producción proyectada de 215.000 barriles diarios, lo que supone duplicar los niveles registrados al inicio de la década y consolidar un EBITDA ajustado récord de hasta u$s6.200 millones.

«Casi el 70% de este fondo se destinará a nuestra operación de shale. Nuestro objetivo es una producción de aproximadamente 215.000 barriles diarios. Esto representa más del doble de la producción disponible en el período 2020. Además, se espera que la tasa de salida anual se sitúe en torno a los 250.000 barriles diarios de petróleo«, afirmó el titular de YPF este viernes junto a Pedro Kearney. VP Finance, y Maximiliano Westen, VP Strategy, New Businesses & Controlling.

El salto productivo proyectado para el año se fundamenta en un cambio del perfil de activos de la compañía. Marín explicó que este incremento del EBITDA, que se ubica entre un 40% y 50% por encima de los niveles de 2023, se logra «a pesar de la caída de los precios internacionales» gracias a un programa de eficiencia que atraviesa todas las áreas de la petrolera.

La rentabilidad del negocio de upstream se convirtió en la prioridad de la gestión, lo que implica una retirada acelerada de los yacimientos que no ofrecen retornos de doble dígito. En este sentido, el titular de YPF fue categórico al definir el futuro inmediato de la operación en los campos maduros que históricamente formaron el núcleo de la empresa.

«Mi objetivo personal es no tener producción convencional para fin de año. Queremos ser una compañía de shale -afirmó Marín. Durante este año, el costo de extracción está bajando, no solo porque dejamos de producir convencional, sino también porque estamos mejorando la producción de shale y porque nos enfocamos mucho en la productividad. Creemos que para fin de año, la ganancia total para YPF será de siete dólares por barril».

El rol estratégico del proyecto VMOS en el crecimiento de YPF

Para sostener este crecimiento, el directivo vinculó la producción a la capacidad de transporte, destacando el rol estratégico del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Según el CEO, la infraestructura es el cuello de botella que la compañía comenzó a destrabar para permitir que el flujo de crudo hacia los mercados internacionales no se detenga durante el primer semestre de 2026.

«Se espera que durante el primer semestre entreguemos entre 200.000 y 210.000 barriles diarios, lo cual no representa un gran aumento», señaló al explicar que las razones se encuentran en las limitaciones de la evacuación. «Por eso YPF fue uno de los impulsores de VMOS, necesitamos más evacuación para obtener más producción. Además, tenemos muy buenos resultados en las nuevas instalaciones, como La Angostura Sur», agregó.

En términos de costos, el titular de YPF destacó que la compañía logró perforar a un valor de US$4.000 por metro, una cifra que la sitúa en la vanguardia de la industria local. Este nivel de competitividad se reforzó mediante un proceso de licitación con empresas de servicios internacionales que permitió una reducción drástica en los costos de herramientas clave.

En ese sentido, reveló que YPF avanzó en «un proceso de licitación muy competitivo con cifras que eran muy altas para las compañías de servicios petroleros. Y esperamos, después de la licitación, haber reducido el costo unitario de esas herramientas en más del 20%. Así que, durante el primer trimestre se verá una reducción en nuestro gasto de capital».

Respecto a la salud financiera, la empresa proyecta un flujo de caja libre entre neutral y ligeramente negativo para 2026. Este equilibrio se explica porque el elevado EBITDA se verá compensado por el plan de inversiones, el pago de impuestos y los aportes de capital a proyectos de infraestructura, sumado a un ratio de apalancamiento que bajará a 1.6x.

Para compensar el gasto de capital, YPF acelerará su programa de desinversiones (M&A). La venta de la distribuidora MetroGas aparece como el hito más próximo en el calendario financiero de la firma, una vez que se resuelvan las instancias administrativas con el Poder Ejecutivo nacional.

«Respecto a MetroGas, sí, ahora estamos en la etapa final, estamos terminando con el gobierno la obtención de la prórroga, no sé si será en un mes aproximadamente, y después venderemos MetroGas este año», aseguró. Esto lo coloca en una posición de flujo de caja libre neutral, suponiendo que las fusiones y adquisiciones restantes se realicen este año.

Argentina LNG y el objetivo de alcanzar la Decisión Final de Inversión

En cuanto al proyecto Argentina LNG, Marín aclaró que, si bien es el pilar del futuro exportador, el año 2026 no demandará desembolsos masivos inmediatos, sino que estará centrado en alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) y asegurar la estructura de financiamiento con organismos internacionales y bancos comerciales.

«En cuanto al GNL, no es una gran inversión este año. Este año nos centramos en la inversión inicial (FID) de 12 millones de toneladas anuales», garantizó Marin. Sin embargo, aseguró que «Argentina LNG emerge como una alternativa confiable, robusta y flexible a nivel mundial, con una economía excepcional y un sólido apoyo de múltiples partes interesadas».

La visión a largo plazo para el gas natural licuado incluye la participación de socios estratégicos como ENI y la plataforma ADNOC. Marín detalló que el proyecto busca una estructura de financiamiento y que ya se evalúa una expansión para sumar una tercera unidad flotante de licuefacción hacia la próxima década.

Finalmente, el presidente de la petrolera envió un mensaje de resiliencia ante la volatilidad del mercado global. Aseguró que la compañía trabajó en bajar su punto de equilibrio (break-even) para que la operación sea sustentable incluso si el precio del barril Brent sufriera una caída drástica e inesperada.

«Nos preparamos para no tener problemas con el gasto de capital este año y seguir subiendo. Seguro que está entre 40 y 45 (dólares), incluso con nuestro gran precio de equilibrio de cuarenta y cinco este año, no tenemos problema. Después de estos dos años, YPF será algo más fuerte de lo que verá en el futuro», completó.

, Ignacio Ortiz

El oficialismo logró aprobar en el Senado las modificaciones a la Ley de Glaciares con 40 votos a favor y 31 en contra. El proyecto es una de las principales demandas del sector minero para destrabar inversiones millonarias. Según fuentes del Congreso consultadas por EconoJournal, despejada la media sanción en la Cámara Alta, el tratamiento en Diputados podría concretarse a fines de marzo o durante el mes de abril.

Las mismas fuentes indicaron que la agenda del gobierno para el sector minero ahora está enfocada en fortalecer la participación de la Argentina en el Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC 2026), la convención minera más grande del mundo que se desarrollará entre el 1 y el 4 de marzo en Toronto, el principal centro financiero de Canadá, donde participará EconoJournal.

Además, el gobierno argentino realizará entre el 9 y 12 de marzo el Argentina Week en Nueva York, donde participará el presidente Javier Milei; el ministro de Economía, Luis Caputo, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni; el Canciller, Pablo Quirno, entre otros funcionarios.

En este evento, que contará con referentes de distintos sectores de la economía, habrá un panel específico sobre minería, donde participarán los empresarios Rob McEwen de la compañía McEwen Mining (en la Argentina está a cargo del proyecto de cobre Los Azules); Simon Trott de Rio Tinto, que en el país cuenta con inversiones en cobre y litio; y Tristan Pascall de First Quantum Minerals, a cargo del desarrollo de cobre Taca Taca.

El moderador del panel que se llamará “Desbloqueando la frontera minera de Argentina: la próxima potencia mundial en minerales críticos” será el viceministro de Energía y Minería, Daniel González. El gobierno proyecta que Argentina producirá al menos un millón de toneladas anuales de cobre durante las próximas dos décadas.

Ley de Glaciares: la agenda para mostrar a la Argentina en el PDAC y Nueva York

La intención del Poder Ejecutivo es mostrar en ambos eventos la media sanción en el Congreso argentino del proyecto que introduce modificaciones a la Ley de Glaciares que, según creen en el gobierno, atraerá inversiones millonarias, sobre todo en los proyectos de cobre de clase mundial que hay en carpeta en el país.

La delegación argentina del PDAC 2026 contará con gobernadores de provincias mineras, funcionarios nacionales y referentes del sector. El equipo económico prevé también poner sobre la mesa el portfolio de proyectos de litio, cobre, oro y plata, ente otros minerales, para atraer inversiones mineras a partir de los beneficios que otorga el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

En este sentido, el gobierno llevará como novedad también la extensión del plazo por doce meses más para que las compañías presenten proyectos de inversión para adherirse al RIGI, que ahora será hasta el 8 de julio de 2027.

En la edición del año pasado del PDAC, la delegación argentina contó con más de 170 personas y fue encabezada por la secretaria general de la presidencia Karina Milei, y el entonces secretario de Finanzas, Pablo Quirno, hoy a cargo del Ministerio de Relaciones Exteriores. También participó el secretario de Minería, Luis Lucero.

La Ley de Glaciares en Diputados

Además, las mismas fuentes señalaron que el tratamiento de la Ley de Glaciares en Diputados demorará algunas semanas porque el gobierno ahora está enfocado en la inauguración de las sesiones ordinarias del Congreso el próximo domingo 1° de marzo y en la agenda de temas que estarán presentes en el discurso de Javier Milei.

Si bien todavía faltan algunas semanas para que se trate en el recinto, en el gobierno creen que, luego de la media sanción en el Senado, hay condiciones para alcanzar los votos necesarios para aprobar definitivamente el proyecto en Diputados.

, Roberto Bellato

Con 42 votos a favor y 4 en contra, la Legislatura de Río Negro aprobó este viernes el proyecto de ley que establece un marco normativo y brinda estabilidad fiscal por 30 años al proyecto Argentina LNG. De esta forma, se ratificó el acuerdo firmado el 23 de enero pasado entre la provincia y las empresas Argentina LNG SAU e YPF.

La normativa apunta a reglamentar las condiciones para posicionar a la provincia como un hub exportador de energía a escala global y a funcionar de manera complementaria al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), blindando el desarrollo ante eventuales cambios en la matriz impositiva o normativa de la jurisdicción local. Además, declara de interés público al megaproyecto y a todas las obras que contemple y lo exime del pago del Impuesto de Sellos.

El gobernador Alberto Weretilneck celebró la aprobación en redes sociales y expresó que “estamos muy contentos. Son US$20.000 millones, 40.0000 puestos de trabajo. Ahora Río Negro tiene rumbo, va a ser otra para que nuestros jóvenes, comerciantes y empresaros tengan un futuro garantizado a partir de la llegada de inversores nacionales e internacionales”.

Por su parte, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, manifestó que “es una gran noticia para el futuro energético de la Argentina. Seguimos adelante con más inversión, más desarrollo y más oportunidades para el país”.

Proyecto Argentina LNG en el recinto

El diputado de Juntos Somos Río Negro, Lucas Pica, fue el encargado de informar los alcances del proyecto a sus pares que, por gran mayoría, coincidieron en aprobar el proyecto de ley. En oposición votaron los diputados de los bloques Vamos con Todos y PJ-Nuevo Encuentro.

En este contexto el legislador oficialista resaltó que el megaproyecto Argentina LNG creará 40.000 nuevos puestos de trabajo y denominó a la infraestructura que se montará en el Golfo San Matías como una victoria económica y como “una revancha política y territorial frente a la provincia de Buenos Aires”.

Recordó además, la disputa con Bahía Blanca para instalar el proyecto en sus aguas y afirmó que la decisión de ir a Río Negro es “un grito de la reparación histórica de la norpatagonia”. “Nosotros sobre el final de la carrera le arrebatamos esa planta a Bahía”, celebró.

El bloque de la UCR también acompañó el proyecto. Desde su banca, Ariel Bernatene aseguró que la obra “convertirá a Río Negro en un actor central del mapa energético” y manifestó que “negarse sistemáticamente a toda inversión estratégica no protege el medio ambiente, sino que condena a una provincia al estancamiento”.

Del lado opositor, la diputada Magdalena Odarda (Vamos Con Todos) cuestionó que los socios internacionales ADNOC- XRG de Emiratos Árabes Unidos y la italiana ENI no figuren en el acuerdo, “lo que impide a la Legislatura controlar sus antecedentes”. Además, expresó que “Río Negro no participa en el negocio energético. No somos socios, no hay una situación de paridad”.

En consonancia, el legislador Delgado Sempé, del mismo bloque, criticó la exención del Impuesto de Sellos concedida a las corporaciones y comparó los anuncios actuales con promesas del pasado: “Ya lo vivimos con la planta nuclear, ya lo vivimos con el hidrógeno verde y, como le dije hoy, la tercera es la vencida”.

Las obras de infraestructura que demandará el proyecto

La presentación incluyó detalles acerca de la infraestructura que demandará el megaproyecto con la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción que estarán situadas a aproximadamente 7 kilómetros de las líneas de base de la costa, en una zona con una profundidad de agua de unos 40 metros.

Cada unidad tendrá una capacidad de producción de 6 millones de toneladas por año (MTPA), sumando un total de 12 MTPA en esta etapa y contarán con tres “trenes” de licuefacción de 2 MTPA cada uno.

La normativa precisó que el gas se transportará desde Neuquén mediante un gasoducto dedicado de 48 pulgadas y 520 kilómetros de longitud que se unirá a través de ductos submarinos a los buques licuefactores. Para esto, se prevé el desarrollo de instalaciones portuarias y bases de apoyo que incluirán talleres de mantenimiento, áreas de almacenamiento, instalaciones de respuesta ante emergencias y soporte logístico para las operaciones marítimas .

La comercialización del gas se realizará mediante la transferencia directa desde las unidades flotantes hacia los buques metaneros (con capacidades entre 140.000 m³ y 215.000 m³) utilizando una configuración “barco a barco” (side-by-side).

, Laura Hevia

Dioxitek y la municipalidad de la ciudad de Córdoba negocian ante la Justicia Federal de Córdoba un nuevo acuerdo para que la planta productora de dióxido de uranio pueda seguir operando por al menos ocho años más. Es el plazo que la empresa estatal solicitó para seguir garantizando la provisión de dióxido de uranio y terminar la construcción y puesta en operación de una nueva planta en Formosa.

Por otro lado, la Justicia Federal allanó esta semana las instalaciones por dos incidentes ocurridos dentro de la planta. Según consignó el medio La Voz de Córdoba, el primero de ellos ocurrió en 2023 y el segundo, un año después, éste último denunciado por los trabajadores. EconoJournal confirmó con la Autoridad Regulatoria Nuclear que la empresa reportó uno de los incidentes, cumpliendo con la normativa exigente.

La empresa estatal que produce dióxido de uranio para los combustibles de las centrales nucleares argentinas lleva 43 años operando en la planta ubicada en la ciudad de Córdoba. Ahora bien: tan sólo tres años después de su inauguración en 1982, la municipalidad aprobó la ordenanza 8133 de uso de suelo, que redefinió la zona como residencial y obliga a la empresa a cerrar la planta y mudar sus operaciones.

Un acuerdo en la justicia federal en 2014 estableció el compromiso de Dioxitek de mudar sus operaciones a la Nueva Planta de Uranio en Formosa mientras continúa operando temporalmente en Córdoba. Pero el acuerdo se cayó en diciembre, tras ser prorrogado en varias oportunidades.

Dioxitek solicita ocho años más de operación en Córdoba: las razones

La municipalidad de Córdoba y Dioxitek ahora están negociando un nuevo acuerdo. La empresa pidió un plazo de operación por ocho años mientras termina de construir y poner operativa la planta en Formosa. La municipalidad se inclina por aceptar el pedido, siempre y cuando la empresa presente un plan de trabajo definitivo con pasos concretos para el cierre en Córdoba y sin posibilidad de prórroga.

La empresa aduce que está ejecutando una importante inversión en Córdoba que necesita de un plazo de ocho años para su amortización, un planteo que fue reconocido por la municipalidad. Dioxitek anotó el año pasado un récord de producción, con 190 toneladas de dióxido de uranio producidas en Córdoba.

El pedido ante el Juzgado Federal fue formulado por el actual gerente general de Dioxitek, Rodrigo Martín. “Se logró hacer con la mejora del dióxido de uranio, mejoras tanto preventivas para la planta de Córdoba, como para la planta de Formosa, para lograr en un futuro cercano, su culminación. Vemos un horizonte de ocho años para lograr mover la planta de Córdoba a la planta de Formosa”, dijo Martín en un acta judicial de septiembre pasado vista por EconoJournal.

La construcción de la planta en Formosa quedó virtulamente paralizada desde septiembre de 2023 por falta de partidas presupuestarias. Actualmente se realizan tareas de conservación para evitar la depreciación o reducir riesgos sobre la planta y sus equipos. La Jefatura de Gabinete de Ministros informó en 2024 que a diciembre de 2023 el avance del proyecto era del 69,5%, con una inversión ejecutada de aproximadamente US$ 149 millones.

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, quien presidió Dioxitek hasta diciembre, evaluó que la planta de Formosa está sobredimensionada en su capacidad productiva, de 500 toneladas anuales. «Había un problema de la falta de modelo de negocio, porque la demanda agregada de las centrales nucleares argentinas que utilizan dióxido de uranio natural oscila en torno a las 210 toneladas», dijo Ramos Napoli en una entrevista a este medio.

La capacidad de producción de 500 toneladas, dividida en dos líneas de producción, fue originalmente pensada imaginando futuras expansiones del parque nuclear argentino con nuevas centrales de uranio natural y agua pesada.

Dioxitek: el resultado del allanamiento en sus instalaciones

Mientras avanza la negociación, se conocieron dos incidentes productivos dentro de la planta de Dioxitek en Córdoba que motivaron un allamiento de la Justicia Federal. EconoJournal confirmó con la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) que la empresa cumplió con la normativa y notificó uno de los incidentes, mientras que el otro evento no entraba dentro de los parámetros considerados para la notificación a la autoridad nacional que regula las instalaciones nucleares.

En concreto, el medio La Voz de Córdoba publicó imágenes de dos incidentes, uno del 2023 y otro del 2024. El incidente de 2023 involucró la rotura de una válvula y desperdicio de materiales peligrosos mientras se realizaba un trabajo de mantenimiento preventivo antes de que comience la producción en un horno HLF. El otro incidente fue una pérdida de uranio debido a la rotura de un tubo, con esparcimiento del material en una zona de trabajo.

Desde la ARN confirmaron que el evento de 2024 fue debidamente notificado. «ARN recibió oportunamente el reporte del incidente con fecha 20/6/2024, por parte de Dioxitek, tanto el reporte preliminar del evento como el final. El incidente quedo resuelto por la instalación. Respecto al incidente del 15/05/2023, este no tuvo reporte a la ARN por no tener implicancias radiológicas«, respondieron a EconoJournal.

«ARN realiza el control regulatorio a la Planta de Producción de UO2 mediante inspecciones rutinarias de acuerdo al plan de inspecciones, teniendo en cuenta que esta instalación se clasifica como instalación Clase II (instalación nuclear sin potencial de criticidad) según la normativa vigente. Del resultado de las inspecciones y de la evaluación regulatoria de documentación presentada a ARN, pueden surgir requerimientos regulatorios, los cuales tienen un seguimiento posterior por parte de nuestros inspectores», añadieron.

El Juzgado Federal N°2 de Córdoba realizó esta semana un allanamiento en la planta de Dioxitek en respuesta a denuncias formuladas a partir de la publicación. La inspección se realizó con asistencia de personal técnico de la Facultad de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales de la Universidad de Córdoba.

Dioxitek informó que «durante el transcurso del procedimiento se llevaron a cabo distintas mediciones en diversos sitios de la planta de producción de Dióxido de uranio, sin arrojar resultados mayores a los esperados y regulados por la Autoridad Regulatoria Nuclear». La empresa agregó que «también se verificaron los registros sobre los eventos y desvíos a la normal operación de la planta y no se identificó accidente alguno«.

El secretario de Asuntos Nucleares descartó la existencia de un accidente o impactos radiológicos por fuera de la planta. «Esparcir noticias falsas sobre la seguridad radiológica de nuestro ciclo de combustible nuclear no es algo para tomarse a la ligera», dijo Ramos Napoli en su cuenta de X.

, Nicolás Deza

YPF logró un EBITDA ajustado de US$5.009 millones en el ejercicio 2025, pero la decisión oficial de no autorizar la actualización de inflación de los quebrantos contables registrados en los años de alta inflación terminó afectando su balance y eso se evidenció en una pérdida de US$ 799 millones, según los resultados informados el jueves por la noche.

En particular, el impuesto a las ganancias representó un cargo negativo de US$1.709 millones durante el año, vinculado a la adhesión de la firma a un plan de facilidades de pago para resolver una contingencia histórica por la revaluación de quebrantos impositivos, además de una disminución en el valor fiscal de sus activos.

La mayoría de las grandes empresas energéticas y de otros rubros intentaron durante meses buscar alternativas y soluciones menos costosas para sus balances, junto con el Gobierno, y en particular con la Secretaría de Hacienda y el ARCA.

El ex titular de ese organismo Juan Paso estaba de acuerdo en permitir actualizar por inflación los quebrantos o buscar una solución parcial, pero prevaleció en el Ministerio de Economía el temor a que permitir esta media incidiera en la situación fiscal del Estado.

Si bien es un pasivo que afectó la utilidad neta del cierre de 2025, YPF resolvió una contingencia fiscal relevante al ingresar a un plan por alrededor de US$1.000 millones, en 120 cuotas mensuales en pesos para cancelar obligaciones derivadas de la revaluación de quebrantos impositivos acumulados.

A la carga impositiva se sumaron resultados financieros netos negativos por US$952 millones, impulsados por la menor valuación a precio de mercado de los bonos soberanos que integran la liquidez de la firma en comparación con el año anterior. Asimismo, el balance absorbió el impacto contable de la estrategia de desinversión en campos maduros y la venta de activos como Manantiales Behr, factores que, junto con el aumento de las depreciaciones por la mayor actividad en Vaca Muerta, terminaron por neutralizar la generación operativa de caja.

Un Ebitda 2025 histórico para YPF

El Ebitda ajustado presentado por la compañía fue US$5.009 millones (+8% a/a), a pesar de la caída del precio del Brent, principalmente por la mayor producción de petróleo shale (+35% a/a) y menores costos de extracción (-26% a/a), derivado de la estrategia combinada de salida de campos maduros y expansión de la producción shale, además de niveles récord de procesamiento en las refinerías y sólidos crack spreads.

En el 4T25, el Ebitda fue US$1.283 millones (-5% t/t), reflejando menores ventas estacionales de gas y mayores costos en términos reales, en parte compensado por mejores precios locales de combustibles y niveles récord de procesamiento.

Las inversiones fueron de US$4.477 millones en 2025 (-11% a/a), un 10% por debajo de las estimaciones originales, principalmente debido a nuevas mejoras operativas y menores costos medidos en dólares, de las cuales el 72% fue alocado al negocio no convencional. En el 4T25, las inversiones siguieron esta tendencia, alcanzando US$1.086 millones (+7% t/t y 73% alocado al negocio no convencional).

La producción de petróleo shale promedió 165 kbbl/d en 2025 (+35% a/a, en línea con el target), compensando completamente la desinversión del convencional. En el 4T25, la producción promedió 196 kbbl/d (+42% a/a y +15% t/t). En diciembre, se firmó un contrato de exportación de petróleo shale con ENAP, por alrededor de 32 kbbl/d hasta jun-33.

Las reservas P1 de shale en Vaca Muerta crecieron a 1.128 Mboe en 2025 (+32% a/a y 88% del total de reservas P1), con un sólido índice de reemplazo de reservas de 3,2x y vida promedio de 9.0 años: 54% petróleo, 40% gas y 6% NGL.

Los resultados del downstream

En downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron récord de 335 kbbl/d en el 4T25, con una tasa de utilización del 99%, generando excedente de nafta y gasoil que permitió sustituir importaciones tanto de otros operadores locales como del mercado externo.

Los ingresos alcanzaron US$15.338 millones en 2025 (-4% a/a), principalmente debido a menores precios locales y de exportación, en línea con la tendencia bajista en el precio internacional de petróleo, y una reducción de las exportaciones de jet fuel (dado el cese de la actividad de aviación en YPF Chile).

Estos efectos fueron parcialmente mitigados por una mayor demanda de granos y harinas en el mercado externo, y por el incremento de los volúmenes despachados de nafta, gasoil, jet fuel y otros productos refinados y mayores volúmenes de exportación de petróleo.

En el 4T25, los ingresos subieron 5% t/t, impulsados por mayores precios locales de combustibles, en línea a las paridades internacionales, y por mayor demanda de nafta y gasoil, también impulsada por estacionalidad de nafta. Esto se vio parcialmente compensado por una caída del 7% en el precio del Brent, afectando a los precios locales y de exportación de otros productos refinados y petroquímicos.

Finalmente, la petrolera repasó sus actividades de M&A, en lo cual en diciembre vendió la participación del 50% en Profertil por US$635 millones de los cuales dos tercios fueron cobrados a enero último. Además, adquirió el 4,9% del bloque Bandurria Sur y el 15% de los bloques Bajo del Toro por US$163 millones, sujeto al cierre.

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, Redacción EconoJournal

La empresa YPF Luz oficializó la puesta en marcha del Parque Eólico CASA, un desarrollo de autogeneración de energía renovable emplazado en el predio de la firma Cementos Avellaneda, en la localidad de Olavarría. El proyecto requirió una inversión total de US$80 millones y es el primer desarrollo in situ que lleva adelante la generadora eléctrica.

La central cuenta con una potencia instalada de 63 Mw y su infraestructura se despliega sobre una superficie de 450 hectáreas. De acuerdo con las especificaciones técnicas, la planta alcanza un factor de capacidad del 47,2%, lo cual permite una generación anual estimada en 260.000 MWh, volumen equivalente al consumo de más de 72.000 hogares.

El parque eólico está integrado por nueve aerogeneradores de tecnología Nordex Delta 4000. Cada unidad posee una potencia individual de 7 MW y alcanza una altura total cercana a los 200 metros, por lo que son consideradas las de mayor potencia instalada en el país. El sistema se completa con 27 palas, cada una de ellas con una longitud de 79,7 metros, superando en potencia a otros desarrollos previos de la operadora.

“Esta inauguración refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones de abastecimiento eficientes”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda, por su parte, señaló que
“La puesta en marcha de este proyecto refuerza el compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”.

Cómo se distribuye la carga del Parque Eólico Casa

En cuanto a la distribución de la carga, cuatro de los aerogeneradores (28 Mw) se destinan exclusivamente al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda. Los cinco restantes (35 Mw) inyectan su producción al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con el objetivo de abastecer a diversos clientes industriales de la cartera de YPF Luz.

Durante la fase constructiva, el proyecto impulsó la actividad económica regional mediante la generación de empleo para 150 personas en el pico de obra. Asimismo, el desarrollo involucró la contratación de 50 empresas locales vinculadas a rubros como metalurgia, logística, hotelería y servicios de alimentación, fortaleciendo la cadena de valor en la provincia.

Para Cementos Avellaneda, esta iniciativa forma parte de una hoja de ruta orientada a la descarbonización y a la reducción de su huella ambiental hacia el año 2030. La utilización de fuentes limpias en su proceso productivo permite a la cementera optimizar el uso de recursos y avanzar en el cumplimiento de sus metas de sostenibilidad corporativa.

Con la incorporación de este activo, YPF Luz consolida una capacidad instalada total de 3,5 GW, de los cuales 819 MW provienen de fuentes renovables. La compañía mantiene actualmente una participación estratégica en el mercado eléctrico nacional, donde cubre aproximadamente el 10 % de la demanda total del país a través de tecnología térmica y sustentable.

Los planes de expansión de la operadora para el transcurso de 2026 prevén alcanzar los 3,8 GW de potencia total. Para lograr este objetivo, la firma avanza en la construcción del Parque Solar El Quemado en la provincia de Mendoza y en la implementación de un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías en el Gran Buenos Aires.

, Ignacio Ortiz

El Departamento de Justicia de los Estados Unidos realizó ante la Corte del Distrito Sur de Nueva York de la jueza Loretta Preska una presentación de interés espontánea, en respaldo de la República Argentina frente al pedido de sanciones promovido por el demandante fondo Burford Capital, en el marco del juicio por la expropiación de acciones de la petrolera nacional YPF.

Se trata de la tercera presentación que realiza el Gobierno de Estados Unidos en torno al juicio que enfrenta la Argentina en los tribunales de Nueva York, por la nacionalización del 51% de las acciones de YPF, en 2012, por lo que enfrenta un fallo adverso en aquellos tribunales que le ordena pagar unos US$ 16.000 millones.

En el documento de 29 páginas se afirma que “El litigio en tribunales de los Estados Unidos contra Estados extranjeros puede tener importantes implicancias en materia de política exterior para los Estados Unidos y afectar el trato recíproco que reciba el gobierno estadounidense ante los tribunales de otras naciones”.

La presentación también destacó “los esfuerzos realizados por el país para cumplir con los requerimientos de discovery dirigidos a obtener comunicaciones de altos funcionarios argentinos vinculadas a entidades estatales, requerimientos que, en sí mismos, resultan incompatibles con las consideraciones de cortesía y reciprocidad que surgen en litigios contra Estados soberanos”.

Y de manera contundente el documento concluye “La moción de los demandantes para que se dicten sanciones de preclusión, inferencias adversas y sanciones pecuniarias por desacato contra la Argentina no se ajusta a los principios de cortesía internacional y reciprocidad ni a la FSIA y debe ser rechazada”.

El respaldo de EEUU a la posición argentina

Desde el inicio de la gestión del presidente Javier Milei, el Departamento de Justicia de los Estados Unidos viene respaldando de manera sistemática la posición de la República Argentina en esta causa. La primera de las presentaciones se produjo bajo la administración del expreidente Joe Biden a favor de la Argentina y las últimas dos en la administración Trump, las tres dentro de la gestión de Javier Milei.

El Departamento de Justicia se había presentado primera vez ante la Justicia de Estados Unidos como amicus curae cuando los fondos demandantes intentaron obligar a la Argentina a entregar el 51% de las acciones de YPF, conocido como el turnover. La segunda fue en julio pasado cuando rechazó esa misma posibilidad ante la Cámara de Apelaciones y la de este jueves es la tercera.

Tras conocerse el contenido del documento, desde la Procuración del Tesoro remarcaron que “este respaldo pone de relieve la solidez técnica y jurídica de las presentaciones efectuadas por el Estado argentino, sustentadas en principios reconocidos del derecho internacional y en el respeto a las normas que rigen las relaciones entre Estados y la inmunidad soberana.”

En este sentido, agregaron “Durante más de dos años, la Argentina cumplió de buena fe con el proceso de discovery, priorizando el respeto a las órdenes judiciales. En ese período se realizaron entregas periódicas que superaron las 115.000 páginas. Y agregaron: “A pesar del amplio acceso a información, los demandantes no lograron encontrar evidencia que respaldara sus acusaciones.”

El estado del proceso

En los últimos días la Argentina solicitó la suspensión del discovery ante la jueza Preska y, tras la negativa del tribunal, se encuentra en proceso de apelar esa decisión ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito.

En esa misma instancia, las partes ya presentaron sus argumentos dentro de los tiempos estipulados por el tribunal y la Argentina confía “en la razonabilidad del tribunal para rechazar un planteo desproporcionado e improcedente.”

Desde la Procuración del Tesoro expresaron que “el apoyo recibido a nivel internacional y la reacción natural de los mercados sobre la expectativa de la resolución del litigio confirman los fundamentos de la estrategia trazada por la defensa argentina.”

Así, el proceso atraviesa una instancia clave, y se espera una decisión sobre la apelación de fondo, mientras permanecen pendientes otras dos apelaciones vinculadas a la entrega de las acciones de YPF y al proceso de discovery.

, Ignacio Ortiz

El estudio Martínez de Hoz & Rueda (MHR) anunció una expansión de su estructura institucional con la incorporación de dos equipos estratégicos con el objetivo de consolidar su posicionamiento como una de las principales entidades legales full-service del país.

Por un lado, se sumaron los socios Ignacio Meggiolaro y Victoria Bengochea junto a todo el equipo de MBP Partners, aportando una trayectoria en áreas de Corporate, M&A, Banking & Finance y Fintech. En paralelo, se integró el grupo de derecho minero encabezado por Ignacio Celorrio y Federico Palavecino, una incorporación que busca ratificar el liderazgo de MHR en los sectores de energía y recursos naturales.

El estudio explicó que esta ampliación de estructuras responde a una visión de crecimiento en sectores que presentan las mayores perspectivas de inversión en el actual contexto económico. Al robustecer su práctica transversal, MHR incrementa su capacidad para brindar asesoramiento legal integral en proyectos de gran escala, desde operaciones complejas de financiamiento hasta asistencia regulatoria para diversas industrias.

Según explicaron desde la firma, «esta integración no solo potencia los equipos transaccionales ya existentes, sino que establece a la organización como la plataforma de servicios legales más importante del país en materia de minería y energía«.

MHR: el objetivo detrás de la nueva integración

El impacto de estas incorporaciones se refleja en la infraestructura y el capital humano de la firma, que ahora alcanza un total de 17 socios y un equipo de profesionales considerablemente ampliado.

Para dar soporte a este crecimiento, MHR duplicó su espacio de oficinas en la Torre Fortabat, ubicada en la Ciudad de Buenos Aires, manteniendo además su presencia operativa en Neuquén y Montevideo. José Martínez de Hoz, Managing Partner de la firma, destacó que «este fortalecimiento busca acompañar las mejoras macroeconómicas de la Argentina y el surgimiento de nuevas oportunidades de negocios en la región».

Por su parte, los nuevos integrantes subrayaron la afinidad de valores y la complementariedad estratégica que motivó la unión. Bengochea resaltó que “la misión con esta integración es aportar experiencia en asesoramiento corporativo, financiero y regulatorio a empresas locales y extranjeras, y contribuir al crecimiento de MHR, acompañando las oportunidades y los nuevos desafíos del contexto de negocios en el país”.

En la misma línea, Celorrio aseguró: “Estamos convencidos de que esta integración marca un paso decisivo para posicionar a MHR también como líder en derecho minero, y que ambos equipos juntos tenemos ahora una potencia única para acompañar el crecimiento de la industria y las inversiones en el sector”.

, Ignacio Ortiz

El presidente y CEO de Tenaris, Paolo Rocca, informó que la empresa buscará ampliar su operación en Venezuela para servir a Chevron y otras potenciales petroleras interesadas en operar en el país tras la remoción de Nicolás Maduro del poder.

Rocca también explicó que evalúan presentar un reclamo por antidumping tras perder la licitación por la provisión de caños para el proyecto de GNL de Southern Energy.

El líder de Tenaris y del Grupo Techint informó estas novedades en una call con inversores realizada este miércoles para tratar los resultados del cuarto trimestre de 2025.

«En Venezuela, tras la intervención del gobierno de Estados Unidos, estamos reanudando nuestro servicio a la operación de Chevron y fortaleciendo nuestra capacidad de servicio en el país para apoyar un aumento en la actividad de perforación«, dijo Rocca.

La historia reciente de Tenaris en el país esta marcada por la expropiación de la siderúgica Sidor y de otros activos durante la presidencia de Hugo Chávez. Sin embargo, el clima para las inversiones en Venezuela comenzó a mutar tras la sanción de una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, exigida por la administración de Donald Trump en los EE.UU.

«Hay indicios de que la situación va a mejorar con la ley de hidrocarburos y la reciente concesión de licencias. Creo que hay indicios claros de que se reanudará la actividad. Hoy, Tenaris se encuentra en una posición privilegiada. Estamos prestando servicios integrales a Chevron, la única gran petrolera que opera en Venezuela. Tienen un plan para acelerar la construcción de plataformas y la demanda de vehículos de dos ruedas, y estamos intensificando la producción para ello», añadió el COO de Tenaris, Gabriel Podskubka.

La compañía subsidiaria del Grupo Techint evalúa que el negocio en Venezuela será de US$ 50 millones en 2026 y que existe el potencial para un crecimiento significativo en 2027, dependiendo del desembarco de más petroleras.

Southern Energy: Tenaris evalua una presentación por antidumping

Rocca también explicó que Tenaris esta considerando presentar una denuncia por dumping contra Welspun, la compañía india que se adjudicó el contrato de provisión de caños para el proyecto de exportación de gas natural licuado del consorcio Southern Energy (SESA).

«Estamos analizando la oferta para ver si se ajusta a las prácticas comerciales o si está expuesta a un posible caso antidumping que vayamos a presentar. Por el momento, no hemos tomado una decisión», dijo Rocca.

Southern Energy adjudicó a Welspun un contrato por la provisión de caños para el gasoducto dedicado que permitirá la exportación de GNL en modalidad ininterrumpida. La compañía india se impuso a otras cinco ofertas: cuatro de compañías chinas y auna de Tenaris, la única fabricante local de los tubos para la industria de Oil&Gas.

El líder de Tenaris incluso sugirió que la oferta india debería ser analizada considerando las mejores prácticas comerciales contempladas en el acuerdo comercial alcanzado entre la Argentina y los Estados Unidos.

«Argentina firmó un acuerdo con Estados Unidos en el que ambas partes se comprometen a abordar las prácticas comerciales desleales en ambos países. Es lógico que Estados Unidos avance o cierre este tema en la relación con diferentes regiones y áreas. Esto forma parte del acuerdo de comercio recíproco entre Argentina y Estados Unidos. Por lo tanto, creemos que debería crearse un ambiente propicio para analizar la situación específica de esta oferta y licitación«, concluyó Rocca.

, Nicolás Deza

La constructora Chediack busca profundizar vínculos con desarrolladores, inversores y proveedores tecnológicos interesados en el creciente potencial minero argentino. “La Argentina está frente a una oportunidad histórica en minería. Para convertirla en realidad se necesitan integradores locales sólidos y con experiencia real de ejecución. Ese es el rol que queremos seguir ocupando: ser el socio que hace posibles los proyectos”, afirmó Inés Chediack, directora de la contratista especializada en ingeniería, compras y construcción (EPC, según su sigla en inglés)

«Con presencia operativa en puntos estratégicos del país y una trayectoria basada en innovación, seguridad y conocimiento del terreno, CHEDIACK se consolida como un aliado clave para el desarrollo de la minería en Argentina», destacaron desde la firma, que participará de la nueva edición de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), la mayor feria minera del mundo.

Experiencia concreta en entornos de alta montaña

Un caso emblemático es el contrato EPC de la Planta de Procesamiento de Litio en el Salar del Hombre Muerto (Catamarca), a 4.000 msnm, donde Chediack desarrolló la ingeniería y tuvo a su cargo las adquisiciones, la construcción del proyecto, el precomisionado y la asistencia en la puesta en marcha.

Esta obra se suma a una trayectoria que incluye la participación en hitos de la minería argentina como Pascua Lama, Veladero y Bajo de la Alumbrera entre otras, iniciativas que marcaron el desarrollo del sector en las últimas décadas. Haber sido parte de estos proyectos de referencia consolida a Chediack como uno de los contratistas locales con mayor experiencia real en infraestructura minera de alta complejidad en la Cordillera de los Andes.

Además de estos antecedentes, la compañía participa actualmente en obras de infraestructura y servicios asociados a nuevos desarrollos de litio y cobre en el NOA y Cuyo, aportando su capacidad EPC y logística para acompañar la etapa de crecimiento del sector minero argentino.

Un modelo EPC integrado con foco local

La propuesta de valor de Chediack se basa en un enfoque EPC integral que articula:

• Ingeniería conceptual y de detalle con equipos propios multidisciplinarios y tecnologías especializadas.
• Gestión profesional de compras y abastecimiento
• Construcción y administración de obra
• Precomisionado y asistencia a la puesta en marcha
• Gestión responsable de las relaciones laborales y sindicales, orientada a la continuidad operativa
• Conocimiento profundo del marco regulatorio argentino, garantizando cumplimiento normativo y viabilidad de los proyectos

“Este modelo permite reducir interfaces, optimizar costos y plazos, y ofrecer mayor previsibilidad en la ejecución, aspectos clave para proyectos mineros que demandan altos niveles de coordinación técnica y logística”, detallaron desde la empresa.

La compañía cuenta con más de 80 ingenieros especializados, uno de los parques de equipos más modernos de Argentina y certificaciones bajo normas internacionales de calidad, seguridad, medioambiente y compliance lo que la posiciona como un ejecutor local confiable para compañías mineras globales.

, Redaccion EconoJournal

“Nuestro golfo será un sitio internacional, de los de mayores del mundo para la exportación de gas y petróleo. Será otra economía para Río Negro, para Neuquén y para todos nosotros porque, lo que hoy están haciendo nos impacta por la magnitud de la obra, pero aquí están fundándose las bases para que la Argentina exporte en los próximos 30 años, es otro campo”, afirmó el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck durante una recorrida por la obra que contempla la ejecución de la terminal de exportación para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur.

En compañía del CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y autoridades de la firma VMOS, el mandatario rionegrino señaló que en 248 días se terminará la obra que generará US$ 20.000 millones anuales, mientras que destacó los beneficios que ya genera en la región.

“Las expectativas y los sueños de miles de personas se terminan transformando en una realidad. Ya hay más de 10.000 trabajadores y trabajadoras en la obra, en forma directa e indirecta. Seguramente más del 80% son rionegrinos -en el marco de la ley que aprobó la Legislatura- y son más de 120 millones de dólares en salarios que se distribuyeron a lo largo de toda la provincia”, dijo.

El gobernador recordó que la matriz económica de la provincia de Río Negro es principalmente agrícola, ganadera y turística y remarcó que con el proyecto VMOS y SESA para exportar GNL “es la primera vez que la Patagonia industrializa sus recursos. Producimos, procesamos y exportamos desde nuestro golfo, generando trabajo, infraestructura y desarrollo para nuestra gente”, afirmó.

Vaca Muerta Oil Sur: la redefinición del futuro del país

“Estamos construyendo algo que va a redefinir el futuro de nuestro país”, agregó Marín durante la recorrida de la obra que incluyó la visita a los tanques de almacenamiento de 120.000 metros cúbicos (m3) que serán el corazón operativo de la terminal de exportación.

El CEO de YPF explicó que en estos momentos se realiza el montaje de dos de los seis tanques que conformarán la terminal y donde se almacenará el petróleo proveniente de Vaca Muerta gracias a la asociación de las ocho operadoras que conforman el proyecto.

“En el año 2031 cuando estemos en la máxima capacidad vamos a poder exportar US$ 20.000 millones anuales. El VMOS posicionará a la Argentina como un proveedor confiable y competitivo de shale en el mercado internacional”, agregó Marín.

En cuanto a la construcción de cada tanque, la compañía detalló que implica un proceso de alta complejidad en el que se montan 198 placas de pared y 281 placas de piso, utilizando unas 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura.

Estas tareas permiten dar forma a estructuras de gran escala ya que cada tanque comprende 82 metros de diámetro, 35 metros de altura y una capacidad de 120.000 metros cúbicos, equivalente al volumen de 50 piletas olímpicas y a la altura de un edificio de diez pisos. “Cada tanque se posiciona entre las obras industriales más relevantes del país y de clase mundial”, indicaron.

En consonancia con el gobernador rioegrino, Marín se refirió al financiamiento de US$ 2.000 millones logrado para el proyecto VMOS a través de un préstamo consolidado con diferentes bancos y afirmó que VMOS será el primer gran proyecto privado de infraestructura energética de esta magnitud en la Argentina y uno de los más relevantes de Latinoamérica.

El proyecto contempla una inversión total de US$3.000 millones y se encuentra amparado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). 

Además, destacó las gestiones hechas por la provincia para lograr que el puerto se construya en sus aguas otorgando previsibilidad, reglas claras y condiciones técnicas para llevar adelante el proyecto.

Punta Colorada: a solo 248 días para el fin de las obras

La Terminal marítima de Punta Colorada será el punto final del sistema de transporte de los 437 kilómetros que comprende el oleoducto VMOS y que permitirá albergar 550.000 barriles de petróleo provenientes de Vaca Muerta y su salida a través de buques VLCC, que por primera vez llegarán al país.

Junto a un cartel que anuncia que en 248 días se terminará la obra, el gobernador de Neuquén, Figueroa, felicitó a su par rionegrino por las gestiones hechas para que la provincia sea el puerto de salida y destacó que “estamos trabajando hermanados con Río Negro. Vamos a poder exportar lo nuestro gracias a la gran gestión que ha desarrollado Alberto Weretilneck y no olvidemos que la Argentina le debe que el GNL salga por la Patagonia”.

En este sentido, afirmó que de esta forma Vaca Muerta genera rentabilidad para el país, “trabajo y bienestar para nuestra gente, que es ahí donde tenemos que estar focalizados”.

, Laura Hevia

Vista, el mayor productor independiente de crudo de la Argentina, reportó un crecimiento histórico en su balance del cuarto trimestre de 2025. La compañía alcanzó una producción total de 135.414 barriles equivalentes por día (boe/d), cifra que representa un aumento interanual del 59%. Este desempeño operativo se apoyó principalmente en la extracción de petróleo, que registró 118.825 barriles diarios, un 61% más que en el mismo periodo de 2024.

Durante el ejercicio 2025, la empresa ejecutó un plan de inversión de US$1.331 millones, destinados a la perforación y puesta en marcha de 74 pozos de petróleo no convencional. Esta cifra forma parte de una estrategia de largo plazo en la que Vista ya destinó más de US$6.500 millones desde el inicio de sus operaciones en Vaca Muerta para acelerar su crecimiento en la cuenca neuquina.

La escala de producción y el foco en la eficiencia permitieron a la empresa liderada por Miguel Galuccio una mejora sensible en la estructura de costos de la firma. El lifting cost (costo de extracción) se ubicó en US$4,1 por boe durante el último trimestre, lo que significó una reducción del 8% respecto al trimestre anterior. En el promedio anual, el costo operativo fue de US$4,4 por boe, valor inferior a los US$4,6 registrados en 2024.

Ingresos casi un 50% supereriores

En el plano financiero, la compañía obtuvo ingresos totales por US$2.444 millones durante 2025, un incremento del 48% interanual. Este resultado encontró su explicación en el fuerte salto productivo y en la adquisición del 50% de la participación en el bloque La Amarga Chica en abril de ese año. El EBITDA ajustado anual escaló a US$1.596 millones, con un margen de rentabilidad del 65%.

El perfil exportador de la operadora fue uno de los pilares del balance anual. Vista despachó al mercado externo 22,2 millones de barriles de petróleo, volumen que representó un crecimiento del 109% frente a 2024. Estas ventas internacionales equivalieron al 61% del volumen total vendido por la empresa y generaron ingresos para la Argentina superiores a los US$1.400 millones.

La solidez técnica de la empresa también mostró avances significativos en la certificación de recursos. Al 31 de diciembre de 2025, las reservas probadas totales alcanzaron los 588 MMboe, un salto del 57% comparado con los 375 MMboe informados al cierre del ciclo anterior. Este indicador ratifica el potencial de los activos que la operadora.

La utilidad neta de 2025 alcanzó los US$719 millones, superando los US$478 millones obtenidos en el ejercicio previo. Además, la firma reportó un free cash flow (flujo libre de caja) positivo de US$76 millones solo en el cuarto trimestre, consolidando una posición financiera robusta para afrontar sus próximos compromisos de inversión.

El reporte destacó progresos en la agenda de sustentabilidad y descarbonización. La compañía redujo la intensidad de sus emisiones de gases de efecto invernadero (alcance 1 y 2) en un 23% interanual. El indicador bajó de 8,8 a 6,8 kg $CO_2e/boe$, logrando compatibilizar el aumento exponencial de la producción con una menor huella ambiental en sus operaciones de Vaca Muerta.

Datos del último trimestre

En el desglose del último tramo del ejercicio, la compañía reportó una utilidad neta de US$86 millones entre octubre y diciembre. Si bien la cifra se ubicó por debajo de los US$94 millones registrados en el mismo periodo de 2024, el flujo libre de caja se mantuvo en terreno positivo con US$76 millones.

Este resultado trimestral consolidó un promedio de producción anual de 115.479 boe/d, lo que representó un incremento del 66% respecto al volumen total procesado durante el año previo.

La estrategia comercial de la operadora mostró una marcada aceleración hacia el cierre del período, con un enfoque cada vez más volcado al mercado internacional. Durante el cuarto trimestre, Vista exportó el 64% de sus volúmenes de ventas de crudo, superando el 61% promedio anual.

Este desempeño en las operaciones externas permitió maximizar los beneficios de la escala alcanzada en la Cuenca Neuquina y fortalecer la posición de la caja hacia el inicio del nuevo ciclo operativo, destacó la compañía en su mensaje al mercado.

, Ignacio Ortiz

El Senado tratará este jueves a partir de las 11 el proyecto de reformas a la Ley de Glaciares que tiene como eje principal cederle a las provincias la potestad de definir cuáles son las zonas donde se puede desarrollar la actividad minera. En el gobierno sostienen que las modificaciones a la norma aprobada en 2010 destrabaría inversiones millonarias en proyectos mineros, sobre todo de cobre. Otro eje relevante del texto que se debatirá en la Cámara Alta refiere a la función hídrica de los glaciares y periglaciares de escombro.

Modificaciones a la ley: glaciares de escombros y el rol de las provincias

La norma actual protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce. Uno de los debates sobre la norma refiere a la definición de periglaciar, que los describe de manera laxa como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sus críticos sostienen que es muy amplia y terminó afectando el desarrollo de la actividad minera.

Las empresas afirman que definición poco concreta de glaciar y periglacial genera una prohibición casi generalizada para la actividad minera. Según el análisis del geólogo y consultor minero Favio Casarín, “existen glaciares de roca o de escombros, cuyo contenido de hielo es muy escaso y, por lo tanto, su aporte al sistema hídrico resulta irrelevante”.

El proyecto de modificación de la Ley 26.639 establece que el inventario sobre zonas periglaciares (Inventario Nacional de Glaciares – ING) 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 norma. Pero el proyecto que se tratará este jueves apela al artículo 124 de la Constitución Nacional (1994), que determina que el dominio originario sobre los recursos naturales es de las provincias.

Según el proyecto de ley, las provincias serán las encargadas de definir si un área determinada es una reserva estratégica de agua dulce y de aprobar o no los estudios de impacto ambiental presentados por las compañías a cargo de los proyectos mineros.

La actual Ley de Glaciares establece una prohibición absoluta por ubicación de los glaciares. El proyecto para modificar la norma establece una exigencia «relevante» y «comprobable» –según el texto- en el aporte hídrico a una cuenca para cada área declarada como glaciar y periglacial.

“Esto implicaría que, si un proyecto minero demuestra que no afectará significativamente la función hídrica de la zona, podría obtener factibilidad ambiental, incluso en áreas anteriormente vedadas”, subrayó Casarin.

El tratamiento en el Senado

Según fuentes del sector al tanto de las negociaciones en el Senado consultadas por EconoJournal, el proyecto que modifica la Ley de Glaciares tendría los votos necesarios para su aprobación. Otra fuente del Congreso consultada por este medio afirmó que el proyecto tendría entre 40 y 41 votos a su favor, cuando se necesitan al menos 37 para su aprobación.

De esta manera, el proyecto conseguiría la media sanción este 26 de febrero, anteúltimo día del período de sesiones extraordinarias que dictó el Poder Ejecutivo. Luego, en sesiones ordinarias se trataría en Diputados.

La Argentina tiene en carpeta varios proyectos de cobre de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza. También se ven afectados por el alcance de la ley actual proyectos de oro y plata, entre otros minerales.

En los hechos, el bloque de La Libertad Avanza (LLA) en el Senado, liderado por Patricia Bullrich, impulsó el tratamiento en el recinto del Proyecto de Ley de adecuación del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial (Ley 26.639 de 2010).

En el mismo pedido formal a la presidenta del Senado, Victoria Villarruel, para que se trate el proyecto, también participaron la senadora por Salta, Flavia Royón (del armado político del gobernador Gustavo Sáenz), la titular del bloque Despierta Chubut, Edith Terenzi, y los senadores Agustín Coto (LLA de Tierra del Fuego) y Martín Goerling (jefe del bloque del PRO en la Cámara Alta).

, Roberto Bellato

Por Fernando Monteverde (*)

En un mundo que avanza a una velocidad sin precedentes, impulsado por la digitalización, la inteligencia artificial y la automatización industrial, existe un factor que hoy determina qué países pueden competir globalmente y cuáles corren el riesgo de quedar rezagados: la energía. Ya no es un insumo más dentro de la matriz productiva, sino la base sobre la que se construyen la productividad, la innovación y el crecimiento económico.

Sin embargo, hay un elemento clave que aún permanece fuera del centro del debate: la infraestructura eléctrica. Es que, sin redes modernas, confiables y resilientes, ninguna estrategia de desarrollo, por ambiciosa que sea, podrá convertirse en realidad.

La expansión de industrias basadas en datos, minería de nueva generación, manufactura avanzada y centros de procesamiento de IA exige un suministro eléctrico estable y continuo. Las empresas ya no necesitan solo energía: necesitan calidad, previsibilidad y eficiencia. Esto obliga al país a repensar no solo cómo genera la energía, sino, sobre todo, cómo la transporta y la gestiona.

La electrificación es hoy el camino más directo hacia sistemas energéticos de bajas emisiones. Pero para avanzar hacia ese futuro, Argentina debe contar con redes de transmisión capaces de integrar energías renovables, soportar nuevas cargas y acompañar el crecimiento productivo en todo el territorio, especialmente en las zonas donde se concentran sus mayores oportunidades.

La importancia de la red eléctrica para atraer capitales

El país cuenta con una combinación excepcional de recursos energéticos y naturales: gas como energía de transición, abundante viento patagónico, irradiación solar de clase mundial y reservas estratégicas de minerales críticos. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) constituye hoy un instrumento para atraer capital hacia sectores industriales, energéticos y mineros.

Pero existe un punto determinante: las inversiones no se concretarán si la red eléctrica no tiene la capacidad y la modernización necesarias para sostenerlas.

Muchas de las regiones con mayor potencial productivo están alejadas de los grandes centros urbanos, dependen de líneas que requieren ampliación y modernización, y necesitan infraestructura preparada para un crecimiento acelerado de la demanda.

En concreto, la red eléctrica es la infraestructura crítica que permite que todo lo demás funcione. Cuando se la moderniza, se reducen pérdidas, aumenta la eficiencia operativa, se mejora la estabilidad del suministro, se evitan interrupciones costosas y se optimizan los recursos del sistema.

La digitalización, sensores inteligentes, automatización, análisis predictivo, permite anticipar fallas, operar con mayor seguridad y dar confiabilidad al sistema energético, un requisito que hoy define decisiones de inversión en todos los sectores productivos.

El peso de la infraestructura eléctrica en un nuevo esquema de energía

Durante décadas, la energía siguió un camino unidireccional: del generador al consumidor. Ese esquema ya no existe. Hoy, industrias, pymes y nuevos actores tecnológicos pueden generar parte de su propia energía, gestionar su demanda e incluso inyectar excedentes a la red.

Este nuevo modelo, más flexible, más dinámico, más inteligente, solo es posible con redes preparadas para manejar flujos bidireccionales y operaciones más complejas sin comprometer la seguridad del suministro.

No hay una única solución tecnológica capaz de resolverlo todo. La transición energética es un proceso gradual que requiere equilibrio entre confiabilidad, asequibilidad y sostenibilidad. Las innovaciones tecnológicas avanzan hacia ese objetivo.

Las turbinas de Siemens Energy, por ejemplo, ya pueden operar con un 75% de hidrógeno verde y se están preparando para alcanzar el 100% antes de 2030, demostrando que la transición no implica un reemplazo inmediato, sino una transformación progresiva que mantiene la estabilidad del sistema.

Argentina tiene una oportunidad histórica para reposicionarse en la economía global y potenciar su desarrollo industrial. Pero esa oportunidad solo podrá materializarse si cuenta con una red de transmisión moderna, digital, robusta y confiable. Invertir en infraestructura energética no es una decisión técnica: es una decisión estratégica, con impacto en la competitividad, la atracción de inversiones, la generación de empleo y el desarrollo sostenible.

La Argentina tiene el potencial. La infraestructura energética es el puente que permitirá convertirlo en crecimiento real.

(*) Vicepresidente para Sudamérica de Siemens Energy.

, Fernando Monteverde

La nueva edición del Vaca Muerta Insights presentará una agenda con protagonismo empresarial y político. El evento se realizará el próximo 17 de marzo desde las 8 AM en el Casino Magic, en la ciudad de Neuquén, y reunirá a los actores más influyentes del ecosistema energético.

Organizado por EconoJournal, La Mañana de Neuquén y Más Energía, el encuentro buscará profundizar en las decisiones estratégicas que marcarán el rumbo del shale argentino en un contexto de expansión productiva y nuevas exigencias financieras.

Vaca Muerta Insights contará con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, quien estará a cargo de la apertura y expondrá la visión de la provincia en una etapa signada por la ampliación de la infraestructura y la consolidación de Vaca Muerta como plataforma exportadora.

También formará parte de la agenda la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti. Será su primera participación en este evento en la provincia, en un momento en que el Gobierno nacional busca delinear señales regulatorias y macroeconómicas que acompañen la nueva fase de inversiones.

Vaca Muerta Insights: La mirada de los principales productores

Uno de los ejes centrales estará dado por el panel de CEOs de las principales operadoras con actividad en Vaca Muerta. Participarán:

• Horacio Marín, de YPF
• Ricardo Ferreiro, de Tecpetrol
• Ana Simonato, de Chevron
• José Biondi, de Vista Energy
• Julián Escuder, de Pluspetrol
• Sergio Megoni, de TotalEnergies
• Horacio Turri, de Pampa Energía
• Fausto Caretta, de Pan American Energy

El debate girará en torno al ritmo de inversión previsto para 2026, la eficiencia operativa, el precio internacional del petróleo y los desafíos de financiamiento en paralelo a la construcción de grandes obras de midstream y evacuación hacia el Atlántico.

Con el objetivo de brindar un panorama acabado del ecosistema energético, Vaca Muerta Insights incluirá también la visión de empresas clave en transporte y procesamiento:

• Ricardo Hösel, de Oldelval
• Oscar Sardi, de TGS

Estos paneles permitirán analizar el estado de avance de las ampliaciones de capacidad, así como los proyectos asociados a LNG y separación de líquidos (NGL’s), considerados estratégicos para la próxima etapa de crecimiento.

Economía, servicios e innovación

El encuentro sumará además una mirada económica y técnica sobre el contexto macro y los desafíos estructurales del sector. Para ello, la agenda de Vaca Muerta Insights contará con la presencia de:

• Nicolás Gadano, de Empiria Consultores
• Juan Carlos Hallak
• Jerónimo Bunge, de Clear Petroleum
• Nicolás Cappellari, de Galileo
• Pablo Fiscaletti, de QM
• Christian Balatti, de Stefanini

Estos espacios pondrán el foco en la innovación tecnológica, la transformación digital, la evolución del supply chain y la necesidad de fortalecer el entramado de servicios para acompañar la expansión territorial de Vaca Muerta hacia el norte y el sur de la cuenca.

, Loana Tejero

Houston será sede del encuentro “Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook”, una reunión exclusiva de altos ejecutivos, autoridades y referentes del sector hidrocarburífero argentino con actores clave de la inversión y los servicios petroleros de Texas. El objetivo será profundizar el diálogo estratégico sobre oportunidades de negocio y colaboración internacional en la formación no convencional de la Argentina.

El evento se llevará a cabo el martes 24 de marzo de 17:00 a 19:00 en The Westin Houston Downtown, en una reunión de carácter privado e invitación solo para ejecutivos y decisores clave.

La agenda de la jornada que organizan Proshale, Marval, EconoJournal, Trossero & Co, Horizon Engage y Vaca Muerta.ai tiene como fin promover un diálogo directo entre los dirigentes que lideran el desarrollo de Vaca Muerta en la Argentina y representantes de operadores, inversores y empresas de servicios del ecosistema energético de Texas y Estados Unidos. La dinámica del encuentro priorizará el networking de alto nivel sobre el potencial global de la cuenca.

Quiénes participarán: oradores y moderadores

En el encuentro estarán presentes Daniel González, viceministro de Energía y minería; Horacio Marín, CEO y presidente de YPF; Pablo Vera Pinto, Co-fundador y CFO de Vista Energy; Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; y Felipe Bayón, CEO de GeoPark Limited.

A su vez, la moderación de los paneles estará a cargo de Marcelo García, director para las Américas en Horizon Engage; Christian Cerne, CEO de Proshale; Francisco Macías, socio en el estudio Marval O’Farrell Mairal, especializado en temas de energía y legislación de inversiones; y Tyler Langford, CEO de Radius Energy.

El objetivo del encuentro en Houston: foco en oportunidades y expansión futura

El propósito será ofrecer una combinación de perspectivas públicas y privadas, tanto desde el punto de vista regulatorio como operacional y financiero, para presentar el estado actual y las proyecciones de Vaca Muerta ante una audiencia internacional.

La jornada apunta a conectar a organizaciones que aún no operan en la Argentina, incluidas operadoras independientes, firmas de servicios energéticos, fondos de inversión y actores financieros interesados en comprender el potencial de Vaca Muerta.

, Loana Tejero

La minera estadounidense Newmont y el gobierno de Santa Cruz formalizaron este martes el reinicio del proyecto Cerro Negro Expansión 1 (CNE1), una iniciativa calificada por ambas partes como «estratégica» y que implica una inversión de US$ 800 millones durante los próximos seis años, informaron la compañía y la provincia.

El anuncio se da en un contexto internacional propicio, con valores excepcionales del oro y la plata, lo que favorece la inversión y la expansión de proyectos mineros. Actualmente existen varios proyectos de exploración en el Macizo del Deseado, impulsados por empresas nacionales e internacionales, lo que abre la posibilidad de extender la vida útil de los yacimientos actuales, o desarrollar nuevos emprendimientos

Este plan de infraestructura minera es fundamental para sostener el perfil de producción del yacimiento y extender su operatividad más allá del año 2035. La ejecución contempla la activación de más de 30 obras en superficie y en el interior de la mina, lo que generará un impacto multiplicador en la economía regional.

El proyecto CNE1 busca incrementar los niveles de producción anual de la principal exportadora de oro de la Argentina a partir de 2028. Según explicaron las autoridades de la compañía, sin este desembolso de capital, la producción y los niveles de empleo habrían iniciado un proceso de retracción en el corto plazo.

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, calificó el anuncio como una señal concreta de confianza en la jurisdicción. Según el mandatario, «el trabajo del Estado consiste en generar las condiciones necesarias para sostener la actividad industrial, cuidar el ambiente y fortalecer el desarrollo productivo a largo plazo». En este sentido, el proyecto se ejecutará bajo los permisos ambientales vigentes y los estándares globales de responsabilidad operativa de la empresa.

El rol de Newmont en la Argentina

Newmont opera Cerro Negro ubicado en el Macizo del Deseado y con exportaciones promedio entre US$ 400 y US$ 600 millones, es la principal empresa exportadora de oro del país. En el mundo es una de las mayores empresas de oro y un productor de cobre, plata, zinc y plomo. Su cartera de activos se extiende en América del Norte, Latinoamérica y el Caribe, Australia, África y Papua New Guinea.

Tito Cacho, Gerente General de Newmont Cerro Negro, señaló que «el reinicio de CNE1 marca una nueva etapa de crecimiento basada en la disciplina operativa y la seguridad». El yacimiento, ubicado en el Macizo del Deseado, emplea actualmente a más de 1.400 personas de forma directa y a unas 4.800 de manera indirecta.

La directora país de Newmont, María Eugenia Sampalione, subrayó que «llevar adelante esta iniciativa de manera responsable requiere condiciones estables y predecibles, un diálogo constructivo y un compromiso compartido para desarrollar capacidades locales a lo largo del tiempo».

Generación de empleo santacruceño

Finalmente, el ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, destacó el impacto laboral y económico que tendrá la reanudación de la expansión de Cerro Negro anunciada por Newmont. Al respecto, enfatizó que la inversión generará empleo directo para trabajadores santacruceños y mayores ingresos por regalías para la provincia.

“Este anuncio renueva esperanzas para todos los trabajadores de la provincia. Son 270 puestos de trabajo directos en esta etapa de ejecución y tienen que ser santacruceños, en un mínimo del 90%, esperemos que sea en su totalidad”, sostuvo. Álvarez explicó que la inversión prevista para esta primera etapa alcanza los US$360 millones, y permitirá ampliar el horizonte productivo del yacimiento al menos un década.

El funcionario subrayó que la ampliación no sólo implica empleo en la etapa constructiva, sino también mayor producción minera y, en consecuencia, mayores ingresos para Santa Cruz. “Cuanto más mineral se produzca y más se ponga en valor, mayor será la generación de regalías para la provincia”, afirmó en referencia a recursos que impactan en áreas como salud, educación, seguridad e infraestructura.

, Ignacio Ortiz

La generadora eléctrica PCR y la productora de minerales industriales Piedra Grande cerraron un contrato de suministro de energía renovable. La operadora energética brindará soluciones limpias para alimentar la demanda de los centros operativos de la minera en el país, con yacimientos en San Luis, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires..

El acuerdo posee una vigencia inicial de cinco años y se centra en el abastecimiento de las plantas industriales que Piedra Grande posee en las regiones del Centro, Patagonia y NOA. Según los términos del contrato, la energía provendrá de los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, en Buenos Aires, bajo la operación técnica de PCR.

Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, señaló que este vínculo permite demostrar la viabilidad de un modelo de negocios que une la competitividad económica con la responsabilidad ambiental. «Este acuerdo refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR», afirmó el directivo.

Desde la perspectiva de Piedra Grande, la decisión responde a una política de gestión que prioriza la reducción de la huella de carbono. Leonardo Bevilacqua, gerente general de la firma, fue enfático al respecto al señalar que “en Piedra Grande se trabaja cada día para que la producción genere el menor impacto posible”.

Impacto en la cadena de valor

La minera cuenta con más de 75 años en la extracción y molienda de caolines, arcillas y cuarzo, insumos críticos para industrias como la construcción, la cerámica y la pintura. Al descarbonizar su matriz energética, la empresa traslada un valor agregado de sustentabilidad a toda la cadena de suministros que abastece, tanto en el mercado local como en sus operaciones de exportación a través de Punta Quilla.

La compañía implementa actualmente el programa Aprovechamiento Integral del Recurso (AIRE), orientado a la optimización de residuos y al cumplimiento estricto de los índices de calidad ambiental. Con la incorporación de energía eólica, la firma logra un hito en su estrategia de inversión tecnológica para la preservación del entorno.

PCR, una empresa centenaria de capitales argentinos, opera en los segmentos de petróleo & gas, producción de cemento en la Patagonia y generación de energía renovable, con una potencia instalada de 545 Mw distribuida en diversos parques eólicos del territorio nacional.

, Ignacio Ortiz

LUJÁN DE CUYO, (Mendoza).- La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, defendió la actualización del esquema normativo de la Ley de Glaciares y la necesidad de actualizar el inventario de zonas periglaciares, a días de que se debata en el Senado la adecuación de la normativa. “El objetivo no es modificar la protección ambiental, sino garantizar que la ley se cumpla y tenga aplicación concreta. En el proyecto no se toca la protección ni los presupuestos mínimos, sino que buscamos que la norma sea efectiva en la práctica”.

“El peor de los escenarios es que la ley de presupuestos mínimos de glaciares quede en letra muerta. En el proyecto no se toca la protección ni los presupuestos mínimos. Nosotros buscamos que la norma sea efectiva en la práctica”, aseveró en la inauguración del Parque Solar Anchoris que tuvo lugar este lunes en Luján de Cuyo, Mendoza.  

Latorre indicó que es necesario que se fortalezca la información técnica para compatibilizar protección ambiental y desarrollo productivo en zonas cordilleranas. En esa línea, recordó que “la Constitución Nacional establece que las normas de presupuestos mínimos (que son el piso de protección ambiental obligatorio establecido a nivel nacional para proteger glaciares y el ambiente periglacial) las dicta el Congreso de la Nación y las provincias tienen que dictar las normas que los complementen”, y remarcó que las provincias tienen la obligación de aplicar y adecuar esas normas en sus territorios.

“Los que firmamos las declaraciones de impacto ambiental somos los gobiernos provinciales. El Estado tiene la responsabilidad de darse normas que reduzcan la discrecionalidad y permitan aplicar los presupuestos mínimos”, aseveró la ministra.

¿Qué ocurre con la Ley de Glaciares en Mendoza?

En relación con el sur provincial, señaló que “en Malargüe hay estimativamente zonas periglaciares”. Sin embargo, advirtió que “existe falta de inventario de zona periglaciar, por eso debemos construir juntos la información, sector científico, gobierno y sector privado”. En ese sentido, adelantó que desde la gobernación provincial comenzaron a recabar información. “Lo empezamos a hacer con el sector científico, con el organismo nacional y con la autoridad local, porque es la competente”, aseguró.

Latorre subrayó que la actualización de datos y estudios no puede depender de un único actor institucional, en referencia al Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLIA). “Eso no lo puede hacer ni solo la Nación ni solo el sector privado ni solo el sector científico. Hay un déficit de información que tenemos que resolver por la falta de inventario de zona periglaciar. La mejor forma es construir esa información de manera conjunta”, remarcó.

, Loana Tejero (desde Mendoza)

El precio del crudo Brent otorgó en los últimos días un aliciente para las inversiones en Vaca Muerta. La variable geopolítica vuelve a poner los precios en torno a los US$ 70 por barril, en un freno a la presión bajista que puede resultar momentáneo, en un mercado que pronostica una creciente oferta de petróleo en el mundo y particularmente desde Sudamérica.

En lo estructural, el escenario que más inquieta a la industria en Vaca Muerta es de un precio por debajo de los US$55 por barril, algo que la Administración de Información Energética (EIA) de los EE.UU. pronostica hasta 2027. Esto explica en parte la decisión del gobierno de Javier Milei de incluir entre las actividades beneficiadas por el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro.

La cotización del crudo Brent, el precio de referencia para las inversiones en la formación de hidrocarburos no convencionales en Neuquén, tocó la semana pasada los 72 dólares por barril, su nivel más alto en seis meses.

En esa línea, el Brent opera en la apertura de este martes a 71 dólares por barril. Es un precio más que ideal en los términos que suele plantear el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sobre la competitividad alcanzada en los no convencionales.

El precio del Brent y la rentabilidad de YPF según Horacio Marín

El líder de la petrolera de bandera defiende que YPF es rentable aún con un precio de 45 dólares por barril. “Tal como dije en Nueva York, nuestros pozos son rentables incluso si el barril se cotiza a US$ 45. No obstante, con ese precio obviamente no podríamos avanzar a la velocidad que llevamos ahora, ya que sería más difícil conseguir el financiamiento”, declaró Marín el año pasado en una entrevista en Dínamo Stream.

La EIA pronostica que el precio del Brent promediará por debajo de los US$ 60 por barril durante 2026 y 2027 debido al crecimiento en los inventarios mundiales de petróleo, en donde destacarán países de Sudamérica como la Argentina, Brasil y Guyana.

En lo coyuntural, los precios actuales reflejan cómo los mercados están interpretando potenciales interrupciones de suministro generadas desde la política internacional. Concretamente, preocupa una potencial escalada militar de los EE.UU. e Israel contra Irán si fracasan las conversaciones programadas para este jueves sobre un nuevo acuerdo en torno al programa nuclear iraní.

La influencia del Brent en la inversión en Vaca Muerta

La evolución del Brent marcará el ritmo de aceleración de la inversión en upstream por parte de las operadoras en Vaca Muerta durante el 2026, de cara al aumento significativo en la capacidad de evacuación y exportación de petróleo crudo a partir de la puesta en operación del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) programado para fines de este año.

El oleoducto de 437 kilómetros de extensión entre Neuquén y la Terminal Punta Colorada en Río Negro contará con una capacidad de transporte de 180.000 barriles diarios cuando comience a operar en diciembre próximo. 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.

Con la certeza de que el problema del cuello de botella en la infraestructura de exportación estará resuelto para el año próximo, las operadoras ahora mirarán al Brent y otras variables para definir en los próximos meses cuántos equipos de perforación tendrán operativos.

La experiencia del año pasado en Vaca Muerta puede ser predictiva. Un relevamiento de EconoJournal arrojó que la cantidad de equipos de perforación activos en la cuenca neuquina en julio pasado había disminuido a 31 equipos (rigs), tres menos que en abril pasado (34).

El retiro de equipos correlacionó en ese momento con el precio del Brent que perforó los 70 dólares por barril hacia finales de marzo y desde entonces se mantuvo practicamente por debajo de esa cotización.

De todas formas, las ganancias en eficiencia en Vaca Muerta ayudan a sostener la producción e incluso incrementarla marginalmente a pesar de tener menos equipos activos, lo que explica el récord histórico de producción nacional de petróleo crudo registrado en 2025, con una producción que en octubre alcanzó los 859.500 barriles diarios.

Esas ganancias se miden por la cantidad de etapas de fracturas y las longitudes de perforación alcanzadas. Según datos elaborados por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, el año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024, que finalizó con 17.814.

Por el lado de la perforación horizontal, las operadoras siguen batiendo récords en la longitud de las ramas laterales. Por caso, YPF superó los 5000 metros en ramas laterales en el bloque Loma Campana.

, Nicolás Deza

La ciudad de Neuquén será escenario de una nueva edición de Vaca Muerta Insights, un encuentro que reunirá a los principales referentes del sector de Oil & Gas para analizar el escenario de inversiones, los desafíos operativos y las perspectivas de desarrollo en la formación no convencional.

El evento, organizado por EconoJournal, La Mañana de Neuquén y Más Energía, se realizará el próximo 17 de marzo desde las 8 AM en el Casino Magic y convocará a CEOs, autoridades provinciales y nacionales, y ejecutivos de las principales compañías que operan en Vaca Muerta.

Agenda del Vaca Muerta Insights

La agenda contará con la participación de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, quien asistirá por primera vez a este evento en la provincia. También estará presente el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.

A su vez, los paneles estarán a cargo de Horacio Marín (YPF); Ricardo Ferreiro (Tecpetrol); Ana Simonato (Chevron); José Biondi (Vista Energy); Julián Escuder (Pluspetrol); Sergio Mengoni (TotalEnergies); Horacio Turri (Pampa Energía); Ricardo Hösel (Oldelval); y Pablo Fiscaletti (QM).

Un momento de expansión y nuevos desafíos

Vaca Muerta atraviesa una etapa de expansión marcada por la construcción de proyectos estratégicos de infraestructura vinculados al midstream, al transporte y a la evacuación de petróleo hacia el Atlántico. Este proceso, clave para sostener el crecimiento de la producción, abre al mismo tiempo interrogantes sobre el financiamiento de las inversiones en upstream, especialmente en lo relativo a la perforación de nuevos pozos durante 2025 y 2026.

El escenario internacional también agrega un componente de análisis. Con el precio del crudo moviéndose en torno a los US$ 60 por barril, las compañías deberán evaluar cómo optimizar costos, garantizar eficiencia y sostener los planes de desarrollo en un contexto de mayor selectividad financiera. Es por esto que el encuentro buscará ofrecer una mirada estratégica sobre cuánto puede crecer la inversión en Vaca Muerta este año y cuáles serán las variables determinantes para consolidar el ritmo de actividad.

Infraestructura, LNG e innovación

Uno de los ejes centrales del debate será el avance de proyectos considerados críticos para la próxima etapa de desarrollo, como la iniciativa de LNG de Southern Energy y los proyectos de NGL’s vinculados a la separación y procesamiento de líquidos.

En la jornada se abordarán los desafíos en materia de innovación tecnológica, la evolución del sector de servicios y las tensiones en la cadena de suministro, en un contexto en el que la actividad no convencional se expande tanto hacia el norte como hacia el sur de la cuenca neuquina.

El encuentro propone hacer un doble clic sobre los cuellos de botella operativos y las oportunidades que surgen a partir de la ampliación del desarrollo territorial de Vaca Muerta.

Un espacio para anticipar el rumbo

Con la industria en una fase de redefinición estratégica —marcada por la necesidad de ampliar infraestructura, sostener niveles de inversión y consolidar mercados de exportación— Vaca Muerta Insights tiene como objetivo construir un espacio para anticipar tendencias y contrastar visiones entre el sector público y privado.

La jornada buscará aportar claridad sobre el potencial de crecimiento de la producción, las condiciones macroeconómicas necesarias para apuntalar nuevas inversiones y el papel que jugarán los proyectos de infraestructura en la consolidación de Vaca Muerta como plataforma exportadora de energía.

Las entradas se encuentran disponibles acá.

, Loana Tejero

Argus, una de las empresas internacionales líderes en servicios de cotización de materias primas, acaba de lanzar un precio de carbonato de litio para la Argentina. Es el primer precio de un producto de litio que se publica para el país y el primero de litio de Argus en toda América Latina, lo que destaca la creciente relevancia del país como productor referente de litio en el mundo.

En ese sentido, el flamante precio FOB Argentina para carbonato de litio grado batería (99,5%) marca un hito por ser el primero para productos de litio en la región y que expande el portfolio de 22 índices de productos de litio que Argus gestiona a lo largo de tres continentes.

El nuevo producto responde a un interés del mercado en tener precios más transparentes y cercanos a la producción a medida que la Argentina se va consolidando entre los principales países exportadores de carbonato de litio, según lo señalado por el responsable de pricing de litio en América Latina de Argus, Pedro Consoli, ante una consulta de EconoJournal.

«Nuestro objetivo fue crear un índice más cercano de la realidad operativa de las mineras en Argentina. El precio es hecho con base en una fórmula que tiene en cuenta el precio de carbonato de litio de entrega en China, el CIF China, que es un precio evaluado por Argus en charlas con compradores de litio argentino en China. También incluye la tarifa de flete marítimo desde la Argentina hasta China», explicó Consoli.

La referencia para el precio FOB Argentina es China porque alrededor del 80% de las exportaciones argentinas de carbonato de litio actualmente tienen como destino a la nación asiática.

«Estados Unidos es el tercer mayor comprador después de China y Corea del Sur. Con el acuerdo bilateral entre la Argentina y Estados Unidos podría cambiar pero hoy la referencia para los participantes del mercado es China», amplió el representante de Argus.

Litio: las proyecciones de precios para este año y el rol de Argentina en el mapa mundial

El precio CIF China es un índice relevante en la industria del litio, en la medida que el gigante asiático es el principal consumidor y procesador de litio del mundo. Argus Consulting, el equipo de consultoría de la empresa, estima que el precio CIF China del carbonato de litio se mantendrá entre US$ 16,3 y 18,3 por kilo durante el 2026.

«En materia de precios hemos visto una fuerte tendencia al alza en las últimas semanas de 2025 y en el comienzo de 2026. El precio de carbonato de litio con entrega en China se triplicó desde el mínimo histórico de junio y julio. En enero llegó a un precio de 22,65 dólares por kilo», explicó Consoli sobre el buen momento de los precios del carbonato de litio.

En tanto, las exportaciones argentinas de litio en todas sus variantes totalizaron 71.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) en 2024, según el último dato anual de la Secretaria de Minería de la Nación. La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) estimó en junio que el país alcanzará un récord de 131.000 toneladas de LCE en 2025.

En Argus Consulting estiman que la Argentina producirá entre 130.000 y 150.000 toneladas de LCE en 2026. La oferta mundial este año se ubicará en 1.67 millones toneladas de LCE.

Las cifras ubican al país entre el cuarto y quinto puesto entre los productores de litio del planeta, por detrás de Australia, Chile y China y compitiendo con Zimbabue. Chile lidera la producción en la región con 275.000 toneladas de LCE en 2024.

Sin embargo, Consoli subrayó que la Argentina podría superar a Chile como segundo productor global de litio hacia mediados de la década del 2030.

El gran salto productivo comenzará a partir del 2028 con el ingreso de producción del proyecto Rincón de Río Tinto, que añadirá 50.000 toneladas de capacidad productiva. El gobierno aprobó el año pasado el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto Rincón.

«Para 2030, la Secretaría de Minería de Argentina proyecta una producción de 418.000 toneladas anuales de LCE, y esta cifra puede crecer y superar las 650.000 toneladas para 2035. Este crecimiento pondría a la Argentina más cerca de competir con Chile, que ya cuenta con una capacidad de producción bastante mayor pero su producción crece en un ritmo más lento», analizó el responsable de pricing de litio en América Latina de Argus.

, Nicolás Deza

LUJÁN DE CUYO, (MENDOZA). –  Jorge Brito, presidente de Genneia, advirtió sobre la necesidad de dinamizar la actividad privada como motor del crecimiento económico y la expansión de proyectos energéticos en el país al inaugurar el Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, en Mendoza.

“Hay una suerte de estrangulamiento en la actividad privada. Hoy hay que darle importancia y mirar la actividad privada y no tanto la inflación”, afirmó. No obstante, aclaró: “No digo salir del superávit fiscal porque eso sería una locura. En materia monetaria se tendría que ser más prudente”.

Brito sostuvo que la recuperación del crédito será clave para retomar la senda de crecimiento. “Venimos de una Argentina en la que los bancos no pueden prestar dólares. “Creemos que para que el país retome una senda sostenida de crecimiento será clave impulsar la expansión del crédito”, señaló. En esa línea, destacó que “hay una gran oportunidad para que los dólares que están fuera del sistema puedan ingresar porque hay muchas actividades que tienen capacidad de financiarse en dólares”.

Sobre los créditos en moneda extranjera, indicó que hay conciencia de gran parte del gobierno y que el proceso podría implementarse de manera escalonada.

Estabilidad y reglas para invertir

En relación con la estrategia de la compañía, Brito explicó que en la actualidad están focalizados en contratos privados y que ven en la minería un pilar muy importante de cara al futuro. “El cobre es la actividad minera que más demanda de la actividad energética”, indicó, al tiempo que confirmó que trabajan en proyectos de generación y transmisión vinculados a desarrollos mineros de cobre en Mendoza.

Respecto al futuro Parque Mendoza Sur Diamante, Brito adelantó que “tendría más de 350 MW, una inversión de 300 millones de dólares y entraría al RIGI”, aunque aclaró que aún resta terminar de dimensionarlo.

Mendoza como eje de expansión

Brito reafirmó la apuesta de la compañía por la provincia: “Para nosotros trabajar en Mendoza es importante. Queremos llegar a 1 GW en esta provincia por la seguridad jurídica. Genneia va a estar trabajando codo a codo con la provincia”.

El ejecutivo de la provincia destacó la política de empleo local: “Ponemos como exigencia que los trabajadores sean mayoritariamente de las provincias y de los municipios. Esto da sentido de pertenencia”.

Desde su rol vinculado al sistema financiero como presidente del Banco Macro, Brito remarcó que observan “muchas oportunidades de financiamiento para los proyectos privados” y mencionó la consolidación de un hub financiero en Mendoza, junto con la mudanza de la casa central de Banco Macro de Mendoza capital a Luján de Cuyo.

Finalmente, al referirse a la participación de la compañía en el Argentina Week -un evento dedicado a la búsqueda de inversiones, que se realizará a partir del 9 de marzo en Nueva York- sostuvo que “los inversores externos están confiando en la Argentina y en este gobierno”. En esa línea, consideró que “es necesario que quienes ya invirtieron se animen a nuevos negocios porque eso va a generar nuevos empleos. La estabilidad fiscal trae inversiones. Hay que traer a los inversores cuanto antes”, concluyó.

, Loana Tejero (desde Mendoza)

Genneia, la empresa dedicada a la generación de energías renovables, inauguró este lunes al mediodía el Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, Mendoza. Se trata del desarrollo fotovoltaico más grande de la provincia que demandó una inversión de US$ 160 millones y que forma parte al mismo tiempo, de un plan más amplio por US$ 430 millones en Mendoza.

Con una capacidad instalada de 180 MW, el parque está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales bajo el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Cuenta con 360.000 módulos solares bifaciales distribuidos en un predio de 217 hectáreas.

La producción estimada asciende a 497.000 MWh anuales, es decir, un volumen equivalente al consumo de unos 125.000 hogares. Según datos Genneia, permitirá evitar la emisión de más de 220.000 toneladas de CO₂ por año.

El nuevo Parque Solar Anchoris en números

Durante su construcción, el parque solar generó más de 350 puestos de trabajo en el pico de actividad, con predominio de mano de obra local. Con Anchoris, Genneia supera los 630 MW solares instalados en la región de Cuyo, a través de los parques Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris y la primera etapa de San Rafael.

La compañía prevé que la capacidad solar regional alcance los 800 MW en 2026, con la entrada en operación de San Juan Sur (130 MW). En tanto y a nivel nacional, la empresa proyecta superar los 1,7 GW de capacidad renovable instalada en 2026, respaldada por inversiones acumuladas por casi US$ 2.000 millones desde 2017.

Durante el acto de inauguración, el CEO de Genneia, Bernardo Andrews, aseveró: “Esto es posible por un esfuerzo en conjunto. Le agradecemos a nuestros vecinos y a la comunidad. Estamos orgullosos de que Anchoris sea un logro compartido. Este fue un desafío de ingeniería muy grande que implicó confianza, coraje y gente comprometida”.

Andrews también subrayó que Anchoris es uno de los parques más grandes de la Argentina y de la región y agregó que la compañía cuenta con 80 clientes bajo contratos renovables y anticipó que alcanzará los 800 MW en Cuyo. “Genneia sigue liderando en el sector eólico y solar. La energía solar es una realidad en Mendoza”, concluyó.

La inversión de Genneia desde la mirada local y provincial

El intendente de Luján de Cuyo, Esteban Allasino, sostuvo que “la única manera que tiene la Argentina de progresar es con un sector privado más pujante” y remarcó la necesidad de dar reglas claras para fomentar inversiones. “Ojalá que este sea el primero de muchos parques solares en Luján de Cuyo”, expresó.

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, destacó que se trata de “una inversión de 160 millones de dólares que consolida a Mendoza como referente de la transición energética”. Según indicó, el proyecto contribuirá a que “las industrias mendocinas sean más sustentables y a que exista una matriz productiva y energética limpia”

El mandatario provincial subrayó la importancia de la continuidad política y la estabilidad macro para sostener este tipo de iniciativas y afirmó que Mendoza superará los 700 MW comprometidos en energías renovables. “Ya nos consolidamos como referentes en la mayor cantidad de parques renovables privados”, señaló.

Cómo opera el nuevo parque solar en Mendoza

Germán Brega, líder de operación y mantenimiento del Parque Solar Anchoris, detalló que los paneles fueron provistos por la compañía china Jinko Solar; los trackers -infraestructura sobre las que se ubican los paneles- por Trina Tracker; y los inversores —encargados de convertir la corriente continua en alterna— por Huawei.

El parque tiene 180 MW de capacidad instalada habilitada y opera con un factor de carga de entre 0,30 y 0,40. Los paneles pueden inclinarse hasta 60 grados como medida de protección ante el granizo, fenómeno climático habitual en la provincia.

Desde la operación, que está a cargo de la propia empresa y cuenta con seis técnicos, se indicó que la energía generada se inyecta directamente a la red y que en la actualidad se evalúa la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías.

, Loana Tejero (desde Mendoza)

La balanza comercial energética registró en enero un superávit de US$618 millones, consolidando su rol en el comercio exterior al representar casi un tercio del saldo total del país durante el primer mes del año. Así lo revelan los datos relevados por el informe de Intercambio Comercial Argentino (ICA) que elabora el Indec.

A partir de esas cifras, el informe técnico a cargo del economista Nadin Argañaraz precisó la incidencia del factor precios. Aunque el saldo sigue siendo robusto, se ubicó US$85 millones por debajo de los niveles alcanzados en enero de 2025, contracción que responde a una desfavorable coyuntura internacional que golpeó el valor de las exportaciones.

Al desglosar el comportamiento de la balanza, el análisis permite identificar que la caída en los precios internacionales restó US$ 108 millones al resultado neto final. Este impacto negativo obtuvo una compensación parcial por el «efecto cantidades», que aportó un saldo positivo de US$ 23 millones.

Esto refleja que la Argentina continúa con su tendencia de mayor actividad en su principal cuenca productora que es Vaca Muerta, aunque los valores de mercado no acompañaron el desempeño del mes. En contraposición, el resto de las cuencas productoras de petróleo convencional mantiene su declino de más de una década.

Precisamente, Neuquén difundió este viernes que en enero la producción de petróleo alcanzó los 610.715 barriles por día, estableciendo un nuevo récord histórico para la provincia y confirmando el sostenido crecimiento del sector. El volumen que en un 95% responde a la producción de Vaca Muerta representa un incremento del 1,57% respecto de diciembre y un 32,01% más que en enero de 2025.

La relación de precios y volúmenes

En detalle, las exportaciones de energía sumaron US$781 millones, lo que significó una pérdida de US$128 millones respecto al mismo período del año anterior. Esta baja se explica casi exclusivamente por el «efecto precio», que generó un recorte de US$120 millones, mientras que por menores cantidades exportadas se perdieron apenas US$8 millones.

Por el lado de las importaciones, la Argentina logró un ahorro total de US$43 millones, al demandar compras externas por solo US$163 millones. En este rubro, la menor cantidad de energía importada permitió ahorrar US$31 millones. En tanto, el descenso en el precio de la energía importada sumó otros US$13 millones de alivio a las cuentas públicas.

La cifra de enero se produce tras un 2025 que marcó un hito para el país. El año pasado, la balanza energética cerró con un superávit récord de US$7.815 millones, donde el sector fue responsable de 7 de cada 10 dólares del saldo comercial total del país. En aquel acumulado anual, las exportaciones de Combustibles y Energía representaron el 12,7% del total de los despachos nacionales.

A pesar de este comienzo levemente inferior en términos monetarios por la coyuntura de precios, las proyecciones para el resto de 2026 mantienen el optimismo. Consultoras especializadas prevén que este año el superávit anual logre escalar hasta los US$9.000 millones.

La clave de este crecimiento reside en la infraestructura y la capacidad del Oleoducto del Valle aún mantiene margen de crecimiento. Si bien la ampliación del proyecto Duplicar+ llegará a su techo entre abril y mayo, la empresa tiene previstas obras auxiliares. Se trata de mayor capacidad de bombeo de las plantas existentes que permitirán un puente hasta la entrada en operación del Vaca Muerta Oil Sur a fines de 2026.

, Ignacio Ortiz

La minera canadiense First Quantum Minerals presentará el pedido de adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para el megaproyecto de cobre Taca Taca, que está ubicado en la provincia de Salta y es uno de los desarrollos cupríferos sin desarrollar más grandes del mundo. La compañía tenía previsto una inversión de US$ 3.600 millones para construir el proyecto, pero ahora planea realizar un desembolso total de US$ 5.250 millones contemplando la ampliación de la mina.

El monto millonario de inversión actualizado corresponde al nuevo Informe Técnico NI 43-101 -evaluado bajo estándares internacionales en Canadá- que dio a conocer First Quantum Minerals este viernes, donde estableció las nuevas metas del proyecto. Taca Taca está ubicado a más de 3.500 metros de altura en la Puna salteña, a 230 km de distancia de la ciudad de Salta y a 55 km del límite con Chile.

Taca Taca: informe técnico para producir más cobre y otros minerales

“El informe técnico es un paso importante en la preparación de nuestra solicitud al RIGI”, según indicó Tristán Pascall, director Ejecutivo de First Quantum. La minera planea presentar la solicitud de adhesión al régimen de incentivos en el primer semestre del año, al igual que la presentación del informe de impacto ambiental. Se prevé que el proyecto de cobre demande hasta 4.000 puestos de trabajo en la etapa de construcción.

Las conclusiones del informe respaldan el desarrollo de Taca Taca como una mina a cielo abierto con una capacidad de procesamiento inicial de 40 millones de toneladas anuales (Mtpa), que demandará una inversión de US$ 4.232 millones, con una posible ampliación a 60 Mtpa a partir del quinto año de operación que requerirá un desembolso adicional de US$ 1.019 millones (desembolso total de hasta US$ 5.250 millones).

Se espera una producción anual promedio de cobre de 291.000 toneladas (tn) durante los primeros diez años de operación. El salto en la producción en comparación con el informe anterior es significativo ya que tenía previsto producción anual de 275.000 tn.

También se prevé que Taca Taca produzca un promedio anual de oro de 133.000 onzas durante los primeros diez años de operación. Además, el proyecto producirá molibdeno, hierro y azufre.

La estimación de reservas minerales es de 1.990 millones de toneladas con una ley de cobre del 0,42% y una ley de oro de 0,09 gramos por tonelada para una vida útil total de la mina de 35 años. “Esto representa un aumento de un 13% en las reservas probadas y probables combinadas, un aumento del 9% en el metal de cobre in situ y un aumento del 9% en el metal de oro in situ con respecto al informe técnico publicado en marzo de 2021”, afirma el informe de First Quantum.

“El estudio técnico actualizado reafirma el gran valor y potencial del proyecto como una importante mina de cobre de larga vida útil con una producción significativa de oro, que se encuentra en una posición competitiva en la curva de costos global”, añadió Tristán Pascall.

, Roberto Bellato

El gobierno de los Estados Unidos reiteró esta semana la amenaza de abandonar la Agencia Internacional de Energía (IEA) si no deja atrás la agenda climática para priorizar la seguridad energética. La advertencia corrió por cuenta del secretario de Energía, Chris Wright, que también defendió las exportaciones de gas natural licuado (GNL) a Europa.

Wright defendió la agenda energética de la administración de Donald Trump en una reunión ministerial de la IEA llevada a cabo esta semana en Francia. También sugirió que la agencia debe abandonar la agenda climática para el 2027 o los EE.UU. dejarán de ser un país miembro, una amenaza que ya había formulado el año pasado.

“Ha habido tal mentalidad de grupo, diez años invertidos en una ilusión destructiva de cero emisiones netas para 2050, que Estados Unidos usará toda la presión que tenga para lograr que la IEA finalmente, más o menos en el próximo año, se aleje de esta agenda”, dijo Wright.

«No necesitamos un escenario de cero emisiones netas, eso es ridículo, eso nunca va a suceder», añadió.

Para EE.UU. la Agencia Internacional de Energía debe priorizar la seguridad energética

El secretario de Energía en su visita a Francia dejó varias definiciones sobre el vínculo trasatlántico en materia energética. Wright enfatizó que la Agencia Internacional de Energía debe enfocarse nuevamente en garantizar el suministro global de energía. También rebatió comentarios en contra de las importaciones de GNL estadounidense en Europa.

«La IEA fue fundada luego de (la guerra de) Yom Kipur para asegurar que el mundo tenga suficiente energía, la necesitamos enfocada hoy en esa misión y no en predicar sobre el clima«, dijo.

El principal vínculo energético entre EE.UU. y Europa actualmente pasa por el GNL. El Comisario de Energía de la Unión Europea, Dan Jørgensen, sostuvo en enero pasado que el bloque está considerando reducir la dependencia del GNL estadounidense luego de que la administración Trump amanazara con tomar el control de Groenlandia, un territorio danés.

En declaraciones a la prensa europea, Wright sostuvo que EE.UU. es un socio confiable. «Creo que los comentarios del Comisario Jørgensen son muy desafortunados. Estados Unidos es un proveedor de energía infalible. No se puede tener un socio mejor«, respondió el funcionario estadounidense.

La Unión Europea viene rechazando las presiones de EE.UU. para eliminar o retrasar la aplicación de su regulación sobre las emisiones de metano, la cual alcanza a las importaciones de GNL.

A partir de enero de 2027, los importadores deberán cumplir con los requisitos de seguimiento, presentación de informes y verificación vinculados a los datos de emisiones de metano de los países y empresas que producen o exportan a la UE.

Divergencia energética entre EE.UU. y Europa

Para el secretario de Energía de Trump las políticas energéticas a ambos lados del Atlántico Norte apartaron sus caminos. «Hay una divergencia dramática en la política energética de Europa y lo Estados Unidos. Europa tomó la decisión política de hacer costosa la energía. Esperamos que reviertan esa decisión», declaró Wright.

La agencia energética, que depende de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), enfrentó críticas de la administración Trump el año pasado cuando proyectó que el pico del consumo de petróleo tendrá lugar alrededor de 2030.

Trump impulsa una agenda para maximizar la producción de hidrocarburos en los EE.UU., a la que bautizó como la búsqueda de la «dominancia energética«.

El secretario del Tesoro, Scott Bessent, llegó a decir que el objetivo es producir un adicional de “3 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd)”. La producción de petróleo crudo en EE.UU. batió otro récord anual el año pasado, con 13,6 millones de barriles por día producidos en 2025.

, Nicolás Deza

Aggreko, compañía especializada en soluciones de energía, anunció una inversión de US$ 216 millones en CAPEX para América Latina en 2026, un aumento del 249% en comparación con 2025, reforzando el compromiso con el crecimiento a largo plazo en la región. Parte de esta inversión está asignada a Argentina para apalancar el crecimiento.

“Tuvimos un excelente desempeño en 2025, con crecimiento en todos nuestros sectores clave: utilities, minería y petróleo y gas. En este contexto, confiamos en Argentina como un mercado estratégico en la región, por su desarrollo y su enorme potencial en los tres pilares de nuestra estrategia”, afirma Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para América Latina.

América Latina permanece como un pilar fundamental de la estrategia global de Aggreko, representando actualmente cerca del 30% del mercado mundial de la empresa. La diversidad geográfica y económica de la región, con mercados fuertes como Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México y países de América Central y el Caribe, permite un equilibrio estratégico que mitiga los impactos de las estacionalidades económicas y geopolíticas.

Proyección de crecimiento en la región

Aggreko registró en 2025 un crecimiento del 10% en América Latina respecto de 2024. Para 2026, la compañía proyecta mantener un ritmo de expansión de dos dígitos, con una previsión de crecimiento del 11% en la región

“La magnitud de la región y la complementariedad entre los mercados nos permiten mantener una trayectoria consistente de crecimiento. América Latina seguirá siendo una prioridad estratégica para Aggreko en los próximos cinco años”, destaca Varela.

En 2026, Aggreko continuará ampliando el uso de gas natural, soluciones híbridas y microgrids, para agregar valor a las soluciones de energía térmica tradicional, siempre con foco en tres ejes centrales: eficiencia, seguridad energética y sostenibilidad. La compañía refuerza su papel como consultora estratégica de energía, desarrollando soluciones a medida de acuerdo con las necesidades específicas de cada cliente y operación.

“Nuestro rol va más allá del suministro de energía. Trabajamos codo a codo con los clientes para comprender sus prioridades, ya sea la reducción de costos, la confiabilidad operativa, los plazos o los objetivos ambientales, y diseñar soluciones que integren distintas tecnologías de forma inteligente y eficiente. En el caso argentino, prevemos que en 2026 ganen protagonismo las soluciones híbridas, térmicas y de hidrógeno”, concluyó el ejecutivo.

, Redaccion EconoJournal

En los últimos años, la industria energética global ha incrementado la adopción de Inteligencia Artificial (IA) y aprendizaje automático para optimizar operaciones, desde la producción hasta la refinación. La tendencia es especialmente clara en sectores como el petróleo y gas, donde el volumen de datos generados por sensores, pozos y plataformas de producción se ha convertido en una mina de valor si se procesa con modelos inteligentes.

La integración de IA en procesos operativos ha demostrado impactos cuantificables. Estudios recientes señalan que las soluciones de IA y mantenimiento predictivo pueden reducir paradas no planificadas entre un 30% y 50%, al tiempo que extienden la vida útil de los equipos entre un 20% y 40%. Estos beneficios tienen consecuencias directas en una cuenca como Vaca Muerta, donde retrasos en producción o fallas mecánicas imprevistas pueden traducirse en costos significativos.

Integración de la Inteligencia Artificial

El proceso de integración de IA requiere una base de datos consistente, procesable y accesible, algo que la infraestructura cloud permite con mayor facilidad que los entornos on-premise tradicionales. A través de plataformas como AWS, los operadores pueden aprovechar servicios de machine learning para entrenar, probar y desplegar modelos que interpretan cientos de variables operativas en tiempo real. Este cambio ya no solo mejora la eficiencia, sino que redefine la manera en que se toman decisiones.

En Vaca Muerta, la irrupción de la IA no es solo un tema de eficiencia interna: es una condición para mantener competitividad en un mercado global exigente. La consultora especializada Teracloud trabaja con empresas del sector para integrar modelos de IA en conjunto con arquitecturas cloud diseñadas para manejar grandes volúmenes de datos. Su enfoque combina la ingeniería de datos con el entrenamiento de modelos, permitiendo que los equipos de campo y los centros de control accedan a predicciones operativas con simples interfaces visuales.

Optimización de producción en Vaca Muerta

Una de las áreas donde se perciben las mejoras más rápidas es la optimización de producción. Algoritmos que analizan datos históricos y flujos en tiempo real pueden sugerir ajustes a parámetros operativos que maximicen output sin incrementar costos. Estos modelos se entrenan sobre series temporales que antes quedaban aisladas en sistemas operativos, pero que ahora se consolidan en lagos de datos accesibles desde cualquier lugar.

La adopción de IA también impacta en el segmento mid-stream y transporte de hidrocarburos. Los modelos de machine learning aplicados a datos de presión y caudal contribuyen a la detección temprana de fugas o variaciones atípicas en ductos, lo que mejora la seguridad operativa y reduce riesgos ambientales. Esta capacidad predictiva no solo evita incidentes, sino que contribuye a la planificación de mantenimientos en ventanas óptimas que no interrumpen la producción.

Beneficios de la IA

Más allá de estos beneficios técnicos, la nube y la IA tienen impactos sobre la cadena de valor completa. Según análisis del mercado global de aplicaciones en la nube para petróleo y gas, se espera que este mercado crezca de US$ 6,08 mil millones en 2025 a casi US$ 16 mil millones para 2034, impulsado por la integración de aplicaciones que abarcan desde exploración hasta downstream. Esto evidencia que las inversiones en tecnologías digitales serán una parte creciente de la industria.

El uso conjunto de la nube y la IA también permite mejorar la colaboración entre equipos. En operaciones que pueden abarcar cientos de kilómetros, como ocurre en Vaca Muerta, la capacidad de compartir dashboards en tiempo real, cruzar datos históricos y ejecutar simulaciones desde distintas ubicaciones representa una ventaja estratégica. Esta conectividad no solo aumenta la eficiencia, sino que acelera la respuesta ante eventos inesperados.

Transición hacia la Inteligencia Artificial

La transición hacia IA tampoco está exenta de desafíos. La industria requiere perfiles técnicos capaces de interpretar modelos y traducir insights en decisiones operativas. Para compañías medianas, este gap se convierte en un obstáculo crítico si no se acompaña de estrategias de aprendizaje y capacitación. Consultores indican que el valor no está únicamente en los modelos, sino en cómo estos se integran en los flujos de trabajo diarios, permitiendo que los equipos no solo reciban alertas, sino que comprendan sus implicaciones y actúen sobre ellas.

La IA en la nube, habilitada por plataformas como AWS y apoyada por consultores expertos como Teracloud, permite una escalabilidad que antes era inaccesible. Al reducir costos asociados a infraestructura física y permitir ciclos de entrenamiento más rápidos, las empresas pueden experimentar, validar y escalar casos de uso con mayor rapidez. Este enfoque experimental acelerado es clave para mantenerse competitivo.

En resumen, la inteligencia artificial ya no es una tendencia emergente en el sector energético. Su adopción está impulsando mejoras reales en eficiencia operativa, predicción y reducción de riesgos. En economías basadas en recursos como la argentina, donde la productividad en Oil & Gas representa una parte significativa del contexto económico, integrar IA en la operación es tanto una decisión estratégica como una necesidad imperativa para avanzar hacia el futuro.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) ha comenzado formalmente el ejercicio de la Coordinación Regional del Foro Latinoamericano de Cooperación Regulatoria (LARCF). Esta responsabilidad, asumida para el período 2026-2027, posiciona a la Argentina como actor central en la convergencia de marcos legales y la reducción de barreras técnicas al comercio en América Latina.

La hoja de ruta para este primer trimestre se basa en los consensos alcanzados durante la última Reunión Anual en Lima, donde participaron más de 120 referentes de la industria, representantes de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos), el PNUMA (Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente) y autoridades reguladoras de 15 países.

Bajo la dirección de la CIQyP®, la agenda 2026 priorizará:

1. Ejecución del SGA/GHS: Seguimiento técnico e implementación del Sistema Globalmente Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos en los países de la región, armonizando las diferencias regulatorias que dificulten el comercio seguro de productos químicos.
2. Gobernanza de Sustancias: Impulso a la creación de Inventarios Nacionales de Sustancias Químicas Industriales, adaptados a la realidad productiva de cada país.
3. Facilitar el diálogo entre industria y gobiernos, fomentando la transparencia y la confianza mutua.
4. Sostenibilidad: Promover las «Buenas Prácticas Regulatorias» (BPR) alineadas con el Marco Mundial sobre Productos Químicos (GFC).
5. Fortalecimiento de capacidades técnicas en la región, apoyando la implementación de sistemas regulatorios modernos.

«Asumir esta coordinación representa un reconocimiento a la trayectoria de la industria argentina y un compromiso directo con la mejora de la competitividad regional», destacó el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable del PCRMA®. «Nuestro objetivo para este 2026 es consolidar una plataforma de diálogo técnico-gubernamental que permita a nuestras empresas operar bajo estándares internacionales mediante la construcción de marcos regulatorios modernos y sostenibles en América Latina, potenciando la capacidad de respuesta frente a los desafíos globales de sostenibilidad».

Impacto local y regional

La gestión de la CIQyP® al frente del LARCF no solo refuerza la visibilidad institucional, sino que impacta directamente en la gestión integral de sustancias químicas en Argentina. Al liderar estos procesos, se garantiza que la voz del sector privado nacional sea escuchada en el diseño de las normativas que regirán el mercado regional en los próximos años.

, Redaccion EconoJournal

La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) aseguró que la decisión oficial de extender el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a la producción incremental de gas y petróleo “constituye un paso relevante para consolidar el desarrollo de Vaca Muerta como motor estratégico de crecimiento provincial y nacional”.

Desde FECENE, entidad que representa a más de 550 empresas neuquinas proveedoras de la industria energética, destacaron la decisión del gobierno nacional y las gestiones realizadas por el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, para que la medida se efectivizara.

“Creemos firmemente que la consolidación de un marco de incentivos adecuado permitirá potenciar la producción incremental, incrementar el ingreso de divisas y fortalecer el entramado productivo regional”, aseguró la entidad a través de un comunicado.

“Desde nuestra Federación reafirmamos el compromiso de trabajar de manera articulada con el Gobierno Provincial, el Gobierno Nacional, operadoras y todos los actores del sector, para que el crecimiento de la industria hidrocarburífera se traduzca en desarrollo sostenible e integración local”, concluyeron.

El decreto 105/26 publicado este jueves en el Boletín Oficial aclara que el beneficio alcanzará “a aquellos Proyectos Únicos que ocurran en áreas hidrocarburíferas que, al momento de la sanción de la Ley de Bases 27.742 no tuvieran un nivel de desarrollo significativo del área y que al momento de presentación de la correspondiente Solicitud de adhesión al RIGI no cuenten con inversiones en actividad de explotación o producción”. De este modo, se busca limitar la ayuda oficial a los nuevos desarrollos de upstream orientados a la exportación.  

De hecho, en los considerandos de la norma dice que con el fin de fortalecer la aplicación del requisito de no distorsión del mercado local “corresponde adecuar la reglamentación vigente para circunscribir la presunción allí contemplada a supuestos que acrediten un perfil efectivamente exportador, asegurando que a los proyectos que no reúnan tales condiciones no les sea aplicable dicha presunción”.

, Redaccion EconoJournal

La minera canadiense Daura Gold comenzó la perforación diamantina del proyecto de oro y plata Cerro Bayo, ubicado en la provincia de Santa Cruz. La compañía lleva adelante el proyecto junto con Latin Metals, otra minera canadiense.

El proyecto Cerro Bayo se encuentra en el Macizo del Deseado, el principal distrito de oro y plata de la Argentina. Santa Cruz es la provincia que más minerales exporta en el país, principalmente de oro. En 2025 alcanzó los US$ 2.383 millones exportados en el sector minero, un 39% del total del país.

Santa Cruz tiene en la actualidad siete proyectos de oro y plata en producción (Cerro Negro, Cerro Vanguardia, Unidad Minera San José, Cap-Oeste, Don Nicolás y Las Calandrias) y 36 proyectos de oro y plata en exploración y otros tres de uranio y lignito.

Según el acuerdo al que llegaron en 2025 ambas compañías canadienses, Daura Gold podrá adquirir hasta el 80% del proyecto Cerro Bayo mediante pagos en efectivo futuros y el financiamiento de la campaña de perforación.

Programa de perforación exploratoria

El programa de Cerro Bayo prevé 22 perforaciones diamantinas que totalizarán 1.500 metros, diseñadas para probar un total de 15 objetivos de exploración prioritarios. “El objetivo del programa es confirmar la presencia, continuidad y orientación de estructuras mineralizadas en profundidad, mientras se avanza en múltiples áreas objetivo hacia posibles perforaciones de seguimiento”, explicó la minera Daura en un comunicado.

La minera canadiense Daura Gold cotiza en la bolsa TSX Venture Exchange de Canadá y, además de Cerro Bayo, cuenta con proyectos mineros en etapa de exploración en región Ancash en Perú, donde posee más de 15.900 hectáreas de concesiones.

Mineras canadienses

Keith Henderson, presidente y director ejecutivo de Latin Metals, indicó que “el inicio de la perforación en Cerro Bayo marca un hito importante para nosotros y demuestra la ejecución continua de nuestro modelo de generación de prospectos. Con la perforación ya en marcha y financiada en su totalidad por nuestro socio, los accionistas obtienen exposición al potencial de descubrimiento sin dilución”.

Por su parte, Mark Sumner, director ejecutivo de Daura Gold, señaló que «el inicio de la perforación en Cerro Bayo es un hito clave para la compañía y marca la primera prueba de perforación sistemática de este proyecto altamente prospectivo. Con 15 objetivos bien definidos, respaldados por geoquímica y geofísica, este programa de perforación nos brinda múltiples oportunidades de descubrimiento y representa un paso importante para liberar el potencial del proyecto».

, Roberto Bellato

El gobierno oficializó este miércoles la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones de las actividades del upstream de hidrocarburos. En la discusión de la ley original se había descartado esa posibilidad y también se dejó de lado cuando se avanzó con la reglamentación. “El upstream de petróleo no lo necesita y la industria lo sabe”, había señalado a EconoJournal en julio de 2024 una fuente oficial. Lo cual fue ratificado por diversos funcionarios ante representantes la industria. ¿Qué cambió desde entonces?

La incorporación del upstream de petróleo y gas

El argumento inicial que había llevado al rechazo de esa posibilidad era que no correspondía incluir dentro del RIGI la perforación de pozos porque si una empresa ya había deriskeado un yacimiento, avanzado con la performación y tenía buenos niveles de actividad era porque ya había logrado despejar la ecuación económica de su negocio, por lo que no precisaba de incentivos adicionales para seguir perforando pozos de shale oil.

Lo que se sostiene ahora, en cambio, es que la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro serán incluidos en el régimen, que otorga beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios, a fin de evitar “fragmentaciones artificiales de grandes proyectos que cuentan con actividades que en la práctica resultan técnicamente integradas, como sucede en el sector de petróleo y gas”.

Los grandes proyectos a los que hace referencia el gobierno en ese textual son los destinados a la exportación de petróleo y gas, donde se incluye la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y de los gasoductos dedicados para exportar GNL. Cada uno de esos proyectos demandará inversiones millonarias y requerirá también desarrollos adicionales en Vaca Muerta para garantizar un volumen adicional de petróleo y gas.

Es por eso que ahora se decidió incluir entre las actividades beneficiadas por el RIGI la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro.

A qué desarrollos beneficia el cambio

El decreto 105/26 publicado este jueves en el Boletín Oficial aclara que el beneficio alcanzará “a aquellos Proyectos Únicos que ocurran en áreas hidrocarburíferas que, al momento de la sanción de la Ley de Bases 27.742 no tuvieran un nivel de desarrollo significativo del área y que al momento de presentación de la correspondiente Solicitud de adhesión al RIGI no cuenten con inversiones en actividad de explotación o producción”. De este modo, se busca limitar el beneficio a los nuevos desarrollos de upstream orientados a la exportación.  

De hecho, en los considerandos de la norma dice que con el fin de fortalecer la aplicación del requisito de no distorsión del mercado local “corresponde adecuar la reglamentación vigente para circunscribir la presunción allí contemplada a supuestos que acrediten un perfil efectivamente exportador, asegurando que a los proyectos que no reúnan tales condiciones no les sea aplicable dicha presunción”.

La norma aclara también en su artículo 2, que sustituye el inciso a) y los apartados (v) y (viii) del inciso n) del artículo 3° del Anexo I incluido en el decreto 749, que “en los casos en que coexistieran en una misma área hidrocarburífera actividades no sometidas al presente régimen, deberá asegurarse su segregación y trazabilidad mediante un sistema de medición separada, y el VPU (Vehículos de Proyecto Único) deberá ser titular exclusivamente de los activos, derechos y operaciones afectados al desarrollo del Proyecto Único promovido”.

¿Cómo se garantiza esa segregación y trazabilidad?  La separación física mediante la instalación de sistemas de medición independientes (bocas de pozo, baterías, plantas, puntos de despacho) que permitan identificar volúmenes producidos por el proyecto RIGI y diferenciarlos de los no RIGI. La segregación patrimonial y societaria con el requerimiento de que el VPU sea titular exclusivo de los activos, derechos y contratos del Proyecto Único. No puede mezclar concesiones, instalaciones ni flujos con otras actividades del grupo. Por último, la contabilidad y trazabilidad diferenciada requerirá llevar una registración contable separada y mecanismos auditables que permitan vincular inversiones, costos, producción y exportaciones únicamente al proyecto promovido.

En los considerandos del decreto dice también que “corresponde fijar para dichos proyectos un monto mínimo de inversión en activos computables de US$ 600.000.000, “asemejándolo al monto mínimo de inversión en activos computables requerido para proyectos de explotación y producción de gas destinado a la exportación”.

Extensión del RIGI por un año

Con el objetivo de captar inversiones, el decreto 105/26 extiende también por un año el plazo de adhesión previsto para adherir al RIGI.

La ley 27.742 previa originalmente un plazo de dos años, contados a partir de su entrada en vigencia, esto es, el 8 de julio de 2024, y la posibilidad de prorrogar dicho plazo por única vez por un período adicional de hasta un año.

La continuidad del proceso de atracción de grandes inversiones de largo plazo “exige la extensión del plazo de adhesión, con el fin de permitir la estructuración, evaluación y decisión de proyectos de inversión de gran escala cuya maduración excede el plazo originalmente previsto”, dice la norma en sus considerandos.

De ese modo, la posibilidad de adhesión suma un año más que comenzará a correr a partir del 8 de julio de 2026.

Giro de utilidades y aportes de capital

En materia de giro de utilidades, la modificación reglamentaria aclara que la alícuota diferencial prevista por la Ley 27.742 —una retención reducida del 3,5% sobre dividendos distribuidos a beneficiarios del exterior, en lugar del 7% general— también se aplicará cuando los dividendos del Vehículo de Proyecto Único (VPU) no se remitan directamente desde la sucursal dedicada al proyecto, sino a través de la sociedad matriz u otra estructura societaria preexistente.

A la vez, se precisa que los aportes de capital o financiamientos provenientes del exterior podrán canalizarse por medio de socios, matrices, sucursales o uniones transitorias y computarse como vinculados al Proyecto Único, aun cuando no los liquide directamente el VPU, siempre que estén afectados en forma directa y exclusiva al desarrollo promovido, debidamente registrados y sujetos a mecanismos de trazabilidad.

Para evitar que un grupo económico utilice este esquema para girar utilidades de otros negocios bajo el paraguas del RIGI, la norma establece tres resguardos centrales: afectación exclusiva de los fondos al Proyecto Único, registración y trazabilidad obligatoria de las divisas y determinación impositiva separada mediante contabilidad segregada del VPU. En términos formales, el régimen no habilita la mezcla de resultados del grupo, aunque su eficacia dependerá, en última instancia, de la calidad de los controles administrativos y fiscales.

, Fernando Krakowiak

Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, alcanzará una producción de 35.000 barriles diarios de petróleo (bdp) gracias a la adquisición del área convencional Manantiales Behr y se consolida como uno de los principales productores de crudo pesado del país.

La histórica petrolera se acaba de quedar con Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, que es el segundo yacimiento convencional más grande del país con una producción diaria de 25.000 bdp. La operación alcanza también la concesión de transporte sobre los oleoductos El Trébol – Caleta Córdova; Km. 9 – Caleta Córdova; y Manantiales Behr – Cañadón Perdido.

El desembarco de Pecom en Manantiales Behr se concreta luego de que fracasó la operación de compra por parte de Rovella Capital, fundada por Mario Rovella, que no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido. La petrolera de Pérez Companc había presentado la segunda mejor oferta.

“Esta adquisición representa un paso estratégico clave para Pecom, que retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria”, subrayó la compañía en un comunicado.

“En este tiempo, Pecom ha demostrado su capacidad para crear valor a partir de una gestión eficiente de superficie y un profundo conocimiento Del subsuelo, apalancada su extensa y reconocida experiencia en la industria y en el desarrollo de técnicas avanzadas para extender la vida útil de los yacimientos”, agregó.

La adquisición de estos campos le permitirá a Pecom potenciar capacidades a partir de la gestión integrada de tres activos estratégicos en una misma geografía, como son Manantiales Behr, El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, “generando sinergias operativas, logísticas y técnicas que permitirán incrementar la producción, optimizar costos y maximizar el valor de los activos”.

Pecom, Manantiales Behr y Chubut

“Esta operación reafirma el compromiso de Pecom con el desarrollo energético de Chubut y de la Argentina, impulsando un modelo de crecimiento basado en la eficiencia, la inversión sostenida y el fortalecimiento del empleo local”, explicó la petrolera.

Horacio Bustillo, CEO de Pecom, afirmó que “esta adquisición representa un paso decisivo en nuestra estrategia. Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”. “Estamos construyendo una compañía sólida, eficiente y con capacidad de crecimiento en la producción propia de petróleo y gas”, añadió.

Por su parte, Luis Pérez Companc, presidente del Directorio de Pecom, destacó “el valor histórico y emocional de este hito para la compañía. Es un momento muy especial, junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a Pecom dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.

Pecom cerró en agosto de 2024 la compra de los clústers de campos maduros Campamento Central – Cañadón Perdido (al 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía) y El Trébol – Escalante. De ese modo, retornó a operar yacimientos hidrocarburíferos 21 años después de haberle vendido sus activos locales a Petrobras en mayo de 2003.

, Redaccion EconoJournal

La Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético extendió por 90 días de corrido el plazo para que los clubes de barrio se inscriban o reempadronen en el nuevo régimen de subsidios para continuar recibiendo subvenciones en los servicios de electricidad y gas.

La medida, que alcanza a alrededor de 12.000 instituciones sin fines de lucro, fue publicada este miércoles en el Boletín Oficial a través de la Disposición 3 de la subsecretaría a cargo de Antonio Milanese, quien tuvo a su cargo el diseño de los criterios de inclusión y exclusión del nuevo del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

En rigor, el subsidio para los clubes de barrio será el mismo al que acceden los usuarios que están dentro del grupo de hogares con subsidios del nuevo esquema que lanzó el gobierno de Javier Milei en enero.

Es decir, recibirán un bloque subsidiado de 300 kilowatts por hora (kWh) mensuales en electricidad entre enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre. El excedente consumido lo abonarán como la tarifa plena. Mientras que en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre será de 150 kWh mensuales. En gas, los bloques subsidiados tienen un tope de consumo que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes.

Qué requisitos deben cumplir los clubes de barrio para recibir el subsidio

El plazo original para que las instituciones deportivas se inscribieran al nuevo esquema de subsidios venció a comienzos de diciembre. Pero, según los considerando de la norma, “no se han presentado todos los clubes potencialmente alcanzados ni se ha podido finalizar la evaluación de los ya inscriptos” y, por tal motivo, “resulta razonable disponer una extensión del plazo por un nuevo período”.

Las instituciones que quieran recibir el subsidio en las tarifas energéticas deberán inscribirse en el Registro Nacional de Clubes de Barrio y Pueblo (creado por la Ley 27.098) a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Se trata de instituciones de bien público, constituidas como asociaciones civiles sin fines de lucro que desempeñan actividades deportivas no profesionales.

Para acceder al beneficio, los clubes deberán cumplir con tres criterios:

• a) poseer personería jurídica vigente y domicilio legal en la Argentina;
• b) acreditar una antigüedad mínima de 3 años desde su constitución formal; y
• c) poseer una cantidad mínima de 50 asociados y una máxima de 2.000 socios al momento de la inscripción.

La Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, que actúa como Autoridad de Aplicación del nuevo esquema SEF, será la encargada para evaluar las solicitudes para percibir los subsidios. Si bien los clubes no tienen que presentar las facturas en el formulario digital, la Autoridad de Aplicación “podrá pedir las boletas para analizarlas si generan dudas”, explicaron desde la Secretaría de Energía a EconoJournal.

Los clubes deberán completar el formulario con información de la institución y detallar cantidad de sedes y de cuentas de gas y electricidad a subsidiar. Además, tendrán que presentar una declaración jurada aclarando que no están alcanzados por los criterios de exclusión del beneficio en las facturas. También deberán presentar información del presidente de la institución, su estatuto, el certificado que afirma que están inscriptos en el Registro Nacional de Clubes de Barrio.

Para acceder a los subsidios, las instituciones deberán ceder gratuitamente sus instalaciones para actividades sociales, educativas no formales y culturales en la comunidad a la que pertenecen. En el formulario, los clubes también deberán responder si la institución fue creada por una empresa comercial o con fines de lucro; si el club arrenda sus instalaciones a alguna empresa de eventos o cadena de gimnasios privados; si tiene su sede central en el extranjero; y si comparte medidores de gas o electricidad con alguna empresa comercial.

, Roberto Bellato

La UTE conformada por Quintana Energy y TSB recibió al gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, en el yacimiento Cañadón Amarillo para una visita técnica que permitió constatar el avance del plan piloto no convencional. Durante el recorrido en el área del sur provincia, que contó con la presencia de la ministra de Energía Jimena Latorre, se inspeccionaron los frentes operativos donde actualmente se ejecuta la adquisición sísmica 3D.

Las empresas ejecutan inversión exploratoria y se encuentran adquiriendo sísmica 3D en el bloque ubicado en Malargüe, como parte del plan piloto no convencional comprometido tras la prórroga del contrato. Este proyecto representa un paso necesario para el desarrollo de la formación Vaca Muerta en el territorio mendocino.

Cornejo explicó que «en el área petrolera Cañadón Amarillo, en el límite con Neuquén, se están realizando estudios sísmicos para desarrollar la lengua norte de Vaca Muerta y reimpulsar el petróleo mendocino, con una mirada estratégica sobre el futuro energético de la provincia”. Con el procesamiento e interpretación de la sismografía actual, se definirá la ubicación final de las plataformas de perforación.

El recorrido técnico por frentes operativos incluyó una visita al frente de adquisición sísmica y también a instalaciones estratégicas del área, como la Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) y plantas compresoras, además de un pozo ligado al proyecto de inyección de gas. Las tareas tienen relevancia porque se trata de un bloque que durante años estuvo bajo operación de YPF, pero no formaba parte de sus prioridades de inversión.

El mandatario resaltó las máquinas y la tecnología que se utilizan para obtener información del subsuelo del lugar. “Esta maquinaria cumple con todos los estándares internacionales para no generar grandes impactos en el ambiente. Nos permite obtener información del subsuelo mucho más fiable, que será clave para decidir el desarrollo de inversiones en gas y petróleo en esta zona”, explicó.

Adquisición sísmica 3D

La campaña técnica consiste en la captura de datos sobre una superficie de 202,5 km2, utilizando 10 vibradores sísmicos en terreno. Este despliegue permite construir un modelo de subsuelo de alta precisión, reduciendo la incertidumbre geológica en una zona que históricamente carecía de información tridimensional. El proceso es una etapa inicial indispensable para garantizar el éxito de las fases posteriores del proyecto.

Por su parte, el CEO de Quintana Energy, Carlos Gilardone, precisó que «la inversión en estas tareas alcanza los US$4 millones para ´iluminar´ áreas prospectivas. Esta etapa de «vibrado» y adquisición de datos es resultado de una planificación que incluyó estudios de viabilidad paleontológica y trazado de terreno. La intención de la compañía es identificar con exactitud dónde perforar para maximizar la eficiencia operativa«.

En cuanto a los plazos, la empresa comunicó un adelantamiento en el cronograma original de actividades exploratorias. Aunque inicialmente se proyectaban para 2027, la UTE trabaja para realizar los dos primeros pozos pilotos durante el segundo semestre de 2026. Este dinamismo en la hoja de ruta técnica busca acelerar la puesta en valor de los recursos de la cuenca.

En el marco del proceso de reorganización de activos, la provincia autorizó la cesión del clúster de áreas del Sur mendocino, incluyendo Cañadón Amarillo, a favor de las nuevas concesionarias. En ese sentido, la provincia avanzó con la prórroga del contrato por 10 años para Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo y El Portón, estableciendo condiciones orientadas a sostener la operación, garantizar inversiones y acelerar el desarrollo del no convencional.

, Ignacio Ortiz

Andreani, la compañía dedicada a las soluciones logísticas, publicó su 15° Reporte de Sustentabilidad, correspondiente al ejercicio 2025, en el que detalla los avances alcanzados en los cuatro ejes de su estrategia —Experiencia, Personas, Planeta y Sociedad— y destaca el impacto de la inteligencia artificial (IA) y la automatización en la gestión logística.

El documento fue elaborado bajo los Estándares GRI y presenta una estructura más sintética y accesible, incorporando herramientas de inteligencia artificial para optimizar y agilizar distintas etapas del proceso de reporte.

Según la compañía, el informe reafirma su rol en el acompañamiento del desarrollo económico del país mediante una plataforma flexible que integra tecnología, talento y eficiencia para transformar la logística y gestionar responsablemente sus impactos.

En materia de reputación corporativa, el Ranking Merco ubicó a la empresa en el puesto N.º 18 en el ranking general y nuevamente en el primer lugar del sector Logística. Asimismo, en el Ranking Merco Responsabilidad ESG 2025 alcanzó el puesto N.º 17 del ranking general y el N.º 1 en su sector.

Experiencia: tecnología, IA y mayor capacidad operativa

Durante 2025, Andreani destinó $2.174 millones a transformación digital, tecnología e innovación. Estas inversiones incluyeron desarrollos en inteligencia artificial y automatización que permitieron ampliar la capacidad de procesamiento hasta 928.000 envíos por día.

Entre los principales hitos del año se destacó la implementación de un nuevo Delivery Management System (DMS), una plataforma orientada a optimizar la trazabilidad, la asignación de recursos y la eficiencia operativa en toda la red logística.

Personas: desarrollo y formación interna

En el eje Personas, la compañía informó la incorporación de 333 nuevos colaboradores durante 2025 y detalló que el 89% de las promociones de mandos medios fueron cubiertas con talento interno.

A través de la Academia Andreani, se dictaron 475.888 horas de formación para 1.582 participantes, con foco en el fortalecimiento de habilidades técnicas y de liderazgo. Como resultado, la empresa alcanzó el puesto N.º 16 en el Ranking Merco Talento 2025 y el primer lugar en el sector Servicios de Logística.

Planeta: movilidad sustentable y gestión ambiental

En el plano ambiental, Andreani profundizó su estrategia basada en movilidad sustentable, eficiencia energética, gestión de datos y circularidad de materiales.

Durante 2025 recorrió 3,4 millones de kilómetros utilizando biodiésel, lo que eleva el acumulado a 12,2 millones de kilómetros desde 2023. Además, lanzó una nueva versión de su modelo corporativo de Huella de Carbono, ahora alineado al DMS.

La empresa también informó mejoras en su desempeño en iniciativas internacionales como CDP y EcoVadis. En cuanto a materiales, el 43% de los insumos de packaging adquiridos contiene plástico recuperado, equivalentes a 17,7 millones de unidades.

Sociedad: logística social y cadena de valor

A través de Andreani Logística Social, la compañía acompañó a 121 organizaciones durante 2025, con una inversión social de $497 millones y un alcance superior a 1,4 millones de personas beneficiadas.

En materia de empleabilidad e inclusión, impulsó programas como Academia Andreani y Acompañamos Futuros, orientados a la formación e inserción laboral de personas de sectores vulnerables, con 20 participantes en la edición 2025.

Respecto de la cadena de valor, 1.218 proveedores completaron la declaración jurada de sustentabilidad. En seguridad vial, la compañía informó que superó los 2,3 millones de kilómetros recorridos sin siniestros.

Con estos resultados, el Reporte de Sustentabilidad 2025 consolida la estrategia de la empresa en torno a la incorporación de tecnología, el desarrollo de talento y la gestión ambiental y social, en un contexto de creciente demanda por eficiencia y trazabilidad en el sector logístico.

, Redaccion EconoJournal

Naturgy presentó sus resultados correspondientes a 2025, ejercicio en el que superó los 2.000 millones de euros de beneficio neto y batió tanto sus propias previsiones como el consenso del mercado, en un contexto de mayor complejidad para el sector en la segunda mitad del año.

La compañía informó un beneficio neto de 2.023 millones de euros, inversiones por encima de los 2.100 millones y una contribución a la sociedad en impuestos y tasas cercana a los 1.300 millones. Los dividendos abonados a los accionistas rondaron los 1.700 millones de euros.

En términos financieros, la deuda neta se mantuvo estable en torno a los 12.300 millones de euros al cierre de diciembre, con un perfil de vencimientos más aplanado, mientras que la liquidez se aproxima a los 10.000 millones. La empresa destacó que esta posición le otorga flexibilidad para aprovechar oportunidades de crecimiento. El rating corporativo asignado por S&P Global Ratings se consolida en BBB con perspectiva estable.

Foco inversor y suministro

La inversión se concentró principalmente en redes de distribución y en el desarrollo de energías renovables, áreas consideradas estratégicas para avanzar en la transición energética. En el negocio gasista, Naturgy cerró las condiciones comerciales y de precios hasta finales de 2027 del contrato de suministro por gasoducto desde Argelia, y firmó nuevos acuerdos de gas natural licuado con Estados Unidos.

En España, la compañía avanzó en la incorporación de biometano a sus redes, alcanzando actualmente 170 GWh. Asimismo, puso en marcha la nueva plataforma comercial NewCo, que definió como un precedente en el sector por su alcance y velocidad de implementación.

En generación eléctrica, subrayó su papel en la garantía de suministro al sistema español a través de una flota de 17 grupos de ciclos combinados distribuidos en 10 emplazamientos en el país.

Impacto de la OPA y desempeño bursátil

La empresa destacó la exitosa OPA sobre acciones propias ejecutada en el primer semestre de 2025, el aumento del free float y la mejora en la liquidez del valor. Estos factores facilitaron su regreso a los principales índices bursátiles internacionales antes de lo previsto, reforzando —según la compañía— el atractivo de la acción como destino de inversión.

El presidente ejecutivo, Francisco Reynés, señaló que “Estos resultados constatan, una vez más, el compromiso y la capacidad de todo el equipo Naturgy para cumplir lo que promete, y también confirman que la compañía avanza con determinación en su hoja de ruta”. Añadió que el proceso de transformación iniciado en 2018 ha permitido construir una compañía “más sólida, eficiente y mejor preparada para afrontar el futuro”.

Transformación 2018-2025

Desde 2018, Naturgy generó caja por alrededor de 41.000 millones de euros. De ese total, destinó más de 16.000 millones a inversión, cerca de 12.000 millones a retribución al accionista, más de 8.000 millones a impuestos y tasas, y más de 4.000 millones a reducción de deuda.

Como resultado, el retorno total para los accionistas en los últimos ocho años superó el 10% anual. La rentabilidad sobre el capital invertido (ROIC) se situó en 2025 en el 11,3%, más del doble que en 2018, mientras que la rentabilidad sobre recursos propios (ROE) pasó del 9,2% al 21,5%, niveles que la empresa ubicó por encima de sus comparables europeos.

Perspectivas y prioridades para 2026

De cara a 2026, Naturgy prevé mantener un nivel de resultados similar pese a un entorno energético desafiante. La compañía estima superar un Ebitda de 5.300 millones de euros y un beneficio neto de 1.900 millones, ejecutar inversiones orgánicas por unos 2.100 millones y situar la deuda en torno a los 13.500 millones.

También se comprometió a distribuir un dividendo mínimo de 1,8 euros por acción, por encima del correspondiente a 2025, en línea con su Plan Estratégico 2025-2027.

Entre sus prioridades inmediatas, la compañía enumeró la captura de oportunidades vinculadas a centros de datos, la resiliencia del negocio de redes con gestión regulatoria proactiva, la reducción de riesgos en la gestión energética, el aseguramiento del suministro con su flota de ciclos combinados, el desarrollo renovable bajo disciplina financiera, la expansión del biometano y la consolidación del nuevo modelo comercial centrado en el cliente.

Reynés afirmó que la empresa mantendrá como prioridad “seguir garantizando el suministro energético en todos los países donde opera” y avanzar en una “descarbonización responsable y efectiva”, al tiempo que crea valor para los accionistas.

Junta y cambios en el Consejo

El Consejo de Administración convocó Junta General de Accionistas para el 24 de marzo en Madrid, donde propondrá, entre otros puntos, el pago de un tercer dividendo de 0,57 euros por acción con cargo a 2025. De aprobarse, el dividendo total ascenderá a 1,77 euros por acción, por encima de los 1,70 euros comprometidos.

Tras recientes cambios accionariales, el Consejo acordó incorporar como consejero a Lars Bespolka a propuesta de IFM, que eleva de dos a tres sus consejeros dominicales. Asimismo, el accionista Blackrock-GIP reducirá de tres a dos sus representantes en el órgano.

Además, se propondrá a la Junta la renovación de los consejeros Jaime Siles y Ramón Adell. El Consejo decidió también adelantar la renovación del mandato del presidente ejecutivo y extenderlo hasta 2030.

Con el objetivo de reforzar la visión de largo plazo, se creó una Comisión de Visión Estratégica, presidida por Francisco Reynés e integrada por consejeros de todos los grupos representados. Asimismo, se rotaron las presidencias de las comisiones de Auditoría y Control (Helena Herrero), Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo (Claudi Santiago) y Sostenibilidad (Pedro Sainz de Baranda).

, Redaccion EconoJournal

GeoPark fue incluida por segundo año consecutivo en el Anuario de Sostenibilidad de S&P Global, una evaluación de alcance mundial que reconoce a las compañías con mejor desempeño ambiental, social y de gobernanza (ESG) en 59 industrias.

La inclusión de la compañía se deriva de los resultados de la Evaluación de Sostenibilidad Corporativa (Corporate Sustainability Assessment – CSA) de S&P Global, que en esta edición evaluó a 9.200 empresas a nivel mundial.

En la misma evaluación, GeoPark se ubicó por primera vez entre las 10 empresas de mejor desempeño del sector Oil & Gas – Upstream & Integrated, dentro de un universo de 109 empresas evaluadas, según informó la compañía.

En Colombia y Argentina, países donde opera GeoPark, el reconocimiento también fue otorgado a otras organizaciones referentes en la gestión ambiental, social y de gobernanza como YPF, Grupo Argos, Grupo Cibest (Bancolombia), ISA y Terpel, entre otras.

El Anuario de Sostenibilidad de S&P Global es una de las métricas más utilizadas por inversionistas y analistas a nivel global para evaluar y comparar el desempeño en sostenibilidad de empresas en diferentes sectores.

Transparencia, ética y gestión

El desempeño de GeoPark fue destacado especialmente en aspectos como transparencia y reporte, ética de los negocios, gestión y política ambiental, salud y seguridad en el trabajo, gestión de energía y derechos humanos.

Felipe Bayon, Chief Executive Officer de GeoPark, afirmó que “este reconocimiento refleja nuestro compromiso para que la sostenibilidad sea el eje sobre el que gestionamos el negocio, siempre con la misión de generar valor para los grupos de interés, entre ellos las comunidades vecinas a nuestra operación”.

Y añadió que “la evaluación de S&P Global muestra la consistencia con la que ejecutamos esta estrategia, pensando siempre en la protección del medio ambiente, la aplicación de los mejores estándares de gobierno corporativo y la generación de beneficios económicos que se irrigan en las comunidades. Crecemos junto con nuestros grupos de interés, impulsando su desarrollo de manera sostenible”.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional oficializó este miércoles la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones de las actividades del upstream de hidrocarburos. La medida se tomó a partir de un pedido que efectuó en diciembre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.

«Fuertísimo! El RIGI para el upstream va a potenciar y acelerar la inversión en Vaca Muerta!», escribió el ministro de Economía, Luis Caputo, en X al repostear un mensaje de Figueroa sobre el tema.

El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, había anticipado la decisión en diciembre durante el almuerzo del Día del Petróleo. El objetivo central de esta medida es acelerar el flujo de capitales y la producción incremental en el sector energético, otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios a proyectos de gran escala

Si bien el RIGI está vigente para obras de infraestructura para hidrocarburos, se considera que esas inversiones millonarias contempladas representan la mitad de un proyecto. La otra mitad es la producción que por la dinámica del no convencional requiere elevadas tasas de reinversión anual, financiamiento intensivo, ciclos de inversión continua, escalabilidad para sostener curvas de desarrollo.

El gobernador Figueroa celebró la medida

“La incorporación al RIGI ofrece herramientas que van a permitirle a la industria ser mucho más eficiente y a su vez incentivar la inversión”, remarcó Figueroa. Luego agregó que “incentivamos la inversión porque tenemos solo una ventana de 30 años para poder producir gas y petróleo y para poder venderlos”.

“Ratificamos el desafío de monetizar nuestros recursos para impulsar el desarrollo productivo, el turismo y el trabajo neuquino, con reglas claras y previsibilidad. Porque si a Neuquén le va bien, a la Argentina le va bien”, posteó el gobernador al dar a conocer la novedad.

Por otra parte, el gobernador informó que participará del “Argentina Week”, que se desarrollará durante el mes próximo en Nueva York, Estados Unidos, y que contará con la presencia del presidente Javier Milei.

“Para nosotros es el Neuquén Week, porque una de las provincias que ha despertado mayor interés ha sido Neuquén”, indicó Figueroa y detalló que el 9 de marzo “vamos a estar con inversores en Nueva York” y el 12 “las provincias vamos a estar presentando los emprendimientos que tenemos para poderle ofrecer al mundo”.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera YPF finalmente no le venderá Manantiales Behr a Rovella Capital, pues, tal como adelantó EconoJournal, la constructora fundada por Mario Rovella, no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido. Su lugar será ocupado por Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, quien había presentado la segunda mejor oferta.

Pecom cerró en agosto de 2024 la compra de los clústers de campos maduros Campamento Central – Cañadón Perdido (al 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía) y El Trébol – Escalante. De ese modo, retornó a operar yacimientos hidrocarburíferos 21 años después de haberle vendido sus activos locales a Petrobras en mayo de 2003.

Aquel primer paso se termina de consolidar ahora con su desembarco en Manantiales Behr, 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. El histórico campo convencional tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles el tercer trimestre de 2025. 

Rovella no pudo cumplir con lo prometido

YPF había confirmado la venta de Manantiales Behr el pasado 16 de enero a través de una comunicación enviada a la Comisión Nacional de Valores. Allí detalló que el acuerdo lo había firmado con Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, por US$ 575 millones, de los cuales “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.

La propuesta económica presentada por Rovella Capital había sido, además, ampliamente superior a la de su inmediato competidor —con una diferencia estimada en más de US$ 150 millones—, un factor determinante para que el directorio de YPF optara por adjudicarle el activo con el objetivo de maximizar el ingreso por la desinversión.

Sin embargo, Rovella no pude efectivizar el pago del 60% del mono comprometido. En la industria es habitual que el closing de transacciones de esta magnitud enfrente contramarchas, dado que la estructuración definitiva del financiamiento suele constituir el eslabón más frágil del proceso y el principal riesgo para la concreción de operaciones que involucran montos tan elevados.

, Redaccion EconoJournal

Japón avanzará en una inversión de US$ 2100 millones para construir una terminal de exportación de petróleo crudo en Texas, como parte de un gran acuerdo comercial con los Estados Unidos cuyas primeras inversiones fueron confirmadas este martes.

El proyecto de la empresa Texas GulfLink contempla exportaciones equivalentes a un millón de barriles por día, con tiempos de carga de buques petroleros de máxima capacidad (VLCC) similares a los que tendrá el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en la Argentina.

EE.UU. y Japón confirmaron este martes la ejecución de tres proyectos de inversión que estaban contemplados en el acuerdo comercial firmado el año pasado. El gobierno japonés se había comprometido a invertir US$ 550.000 millones en territorio estadounidense para lograr reducciones en distintos aranceles aplicados por la administración de Donald Trump.

La inversión más importante será en el proyecto de central termoeléctrica a gas natural más grande de EE.UU., que tendrá una potencia instalada de 9200 MW. La central será construida en Ohio y la inversión comprometida por Japón es de US$ 33.000 millones.

“La escala de estos proyectos es tan grande que no podrían realizarse sin una palabra muy especial: aranceles”, afirmó Trump en un posteo en sus redes sociales.

Nueva terminal de exportación de petróleo en EE.UU.

El proyecto de Texas GulfLink involucra la construcción de un puerto de aguas profundas en la costa de Texas para operar con buques petroleros del máximo porte (VLCC). La capacidad de exportación de petróleo declarada promediará un millón de barriles por día.

El puerto, que alojará hasta doce tanques de almacenamiento con una capacidad para almacenar 755.379 barriles por cada tanque, estará conectado a una plataforma offshore a 70 km de distancia, a través de un oleoducto de 42 pulgadas.

La plataforma offshore incluirá dos boyas SPM de amarre catenario (CALM), que permitirán cargar hasta 85.000 barriles por hora, lo que equivale a un tiempo de carga de aproximadamente 48 hs para un buque VLCC.

Texas GulfLink informó que dará servicio a aproximadamente quince VLCC por mes, o aproximadamente 183 VLCC al año. Un buque petrolero VLCC suele tener una capacidad para transporar entre 1,9 y 2,2 millones de barriles de petróleo.

En concreto, Texas GulfLink contempla por el momento exportar un equivalente a un millón de barriles por día. El Departamento de Comercio estima que a plena capacidad se espera que genere exportaciones anuales por entre 20.000 y 30.000 millones de dólares.

Proyecto VMOS: sus similitudes con la plataforma de Texas GulfLink

Los tiempos de carga de Texas GulfLink serán similares al proyecto Vaca Muerta Oil Sur, que también contempla la instalación de dos boyas CALM, con un tiempo de carga por cada buque VLCC estimado en 44,5 horas.

El proyecto VMOS incluye un oleoducto que conectará la producción en Vaca Muerta, provincia de Neuquén, con una terminal portuaria de exportación en Punta Colorada, Río Negro. La terminal de exportación tendrá seis tanques con una capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de petróleo por unidad.

La fase inicial del oleoducto será inaugurada en diciembre de este año y contará con una capacidad de transporte de 180.000 bpd. 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.

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.

, Nicolás Deza

AbraSilver, la compañía minera controlada por Central Puerto, adquirió múltiples áreas en el proyecto de oro y plata Diablillos, ubicado en la provincia de Salta. La intención de la compañía es incrementar el potencial de exploración y expansión futura a gran escala del proyecto. En total, las nuevas propiedades suman más de 6.200 hectáreas a Diablillos.

AbraSilver informó este miércoles que concretó acuerdos con diversas firmas independientes para adquirir seis propiedades mineras estratégicas cercanas a Diablillos. “Estas adquisiciones ampliarán significativamente la cartera de proyectos de exploración de la compañía y garantizarán la disponibilidad de infraestructura crítica para futuras expansiones de la producción”, indicaron desde la minera.

La minera adquirió en simultáneo las áreas Bianca X y El Chanal, en San Antonio de los Cobres, que le permiten el acceso a recursos hídricos adicionales. También compró el proyecto Condoryacu, donde se identificaron muestras de oro y plata adyacentes a Diablillos, y la concesión María Amalia I. Por último, adquirió Mi Belelo III y Natalia, áreas que le proporcionan un control de terrenos contiguos, que le garantiza un camino despejado para el desarrollo a gran escala.

Central Puerto y AbraSilver

Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, se convirtió en la controlante de la minera AbraSilver en marzo del año pasado luego de adquirir la mayoría del paquete accionario. De este modo, la generadora eléctrica también desembarcó en el sector de exploración de cobre, ya que AbraSilver también tiene a cargo el proyecto cuprífero La Coipita, ubicado en San Juan.

Central Puerto ingresó al sector minero en abril de 2024 comprando una parte minoritaria de AbraSilver, una empresa junior de capitales canadienses. En 2025 amplió su participación para convertirse en la controlante.

Fue la primera inversión en el sector minero de Central Puerto, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany. En diciembre de 2024 también desembarcó en el negocio del litio al adquirir el 27,5% del proyecto Tres Cruces, ubicado en Catamarca.

Proyecto de oro y plata Diablillos

El proyecto Diablillos está en etapa de exploración avanzada. Está ubicado a 150 km de la capital salteña y es 100% propiedad de la minera AbraSilver. Los recursos estimados suman 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro y es uno de los desarrollos más relevantes de estos minerales de la Argentina.

John Miniotis, presidente y director Ejecutivo de AbraSilver, señaló que “estas adquisiciones estratégicas representan un paso proactivo para reducir el riesgo y mejorar el valor a largo plazo del distrito Diablillos. Al ampliar nuestra posición territorial y obtener los derechos de infraestructura esenciales ahora, brindamos a la compañía la flexibilidad y las opciones necesarias para escalar el proyecto mucho más allá de los parámetros base de nuestro próximo Estudio de Factibilidad Definitivo, incluyendo la extensión de la vida útil de la mina y la expansión de la capacidad de procesamiento”.

AbraSilver adquirió el proyecto exploratorio Diablillos en 2016. “Está compuesto por 15 concesiones mineras contiguas y superpuestas con excelente acceso vial durante todo el año”, resalta la compañía. Hasta el momento se perforaron más de 150.000 metros.

La exploración hasta la fecha identificó múltiples ocurrencias de mineralización de óxido de plata y oro en las áreas Oculto, JAC, Laderas y Fantasma, ubicadas a una distancia de entre 500 metros y 1,5 kilómetros alrededor del epicentro de Oculto-JAC.

, Roberto Bellato

Ron Hochstein, el CEO de Vicuña Corp que encabeza el desarrollo de cobre, oro y plata binacional que prevé una inversión inicial de US$ 7.100 millones en San Juan, expresó que el Régimen de Incentivo a las Grandes inversiones (RIGI) es de «criticidad altísima, sin el cual no habría proyecto». El directivo aseguró que el marco normativo es una de las “precondiciones de sancionar la decisión final de inversión” que los accionistas BHP y Lundin esperan tomar antes de fin de año,

Al ofrecer en Buenos Aires una rueda de prensa junto a José Morea, Country Director para la Argentina y Chile, Hochstein dio detalles de la construcción del complejo minero y los pasos que se irán dando hasta la primera producción y exportación en 2030, anunciada en la reciente presentación de la Evaluación Económica Preliminar (PEA).

“El RIGI es de criticidad altísima, sin lo cual no habría proyecto y eso lo venimos comunicando al presidente (Javier Milei) en las reuniones que hemos tenido. Es una de las precondiciones de sancionar la decisión final de inversión. Es una inversión muy grande, de muy largo plazo, y el RIGI proporciona estabilidad al régimen fiscal, lo que es extremadamente necesario para este tamaño de inversiones», afirmó Hochstein.

Para el directivo, «el RIGI permite garantizar estabilidad para que las inversiones, en lugar de ir a otros lugares del mundo, puedan venir a la Argentina y con la cancha nivelada ser competitiva«. La PEA presentada a comienzos de semana prevé una inversión total de US$18.000 millones a lo largo de los primeros diez años del proyecto, con lo cual aspira a ser la mayor inversión extranjera directa en la historia del país.

A fines de 2025, Vicuña se presentó al RIGI en la categoría de Proyecto de Exportación de Exportación de Largo Plazo (Peelp) para la incorporación de los depósitos Josemaría y Filo del Sol, denominados en conjunto el Proyecto Vicuña. Ambos yacimientos se encuentran a 4.300 y 5.200 metros de altura, respectivamente, a unos 10 kilómetros del límite con Chile.

Ley de Glaciares y Tratado Binacional

Respecto a la Ley de Glaciares y los posibles condicionamientos sobre el área de operaciones, Hochstein aclaró que la legislación vigente «no presenta interferencias con crioformas o glaciares que limiten el plan de trabajo en ninguna de sus tres etapas«. Morea complementó que una eventual clarificación de la norma serviría para “facilitarle la vida a los funcionarios provinciales a la hora de acelerar sus evaluaciones de impacto ambiental”, evitando ambigüedades en el proceso de aprobación.

El Poder Ejecutivo envió el proyecto que modifica el «Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial» como parte del temario de sesiones extraordinarias. El proyecto busca clarificar que no todos los glaciares y ambiente periglacial constituyen reservas estratégicas de recursos hídricos, y deja esa definición a cada una de las provincias.

Tras una inversión de más de US$1.000 millones realizada en los últimos años, el cronograma presentado en la PEA prevé que, con una decisión de inversión hacia fines de 2026, la construcción comenzaría formalmente con desembolsos en 2027, apuntando a la primera producción para 2030. No obstante, el desarrollo pleno de la infraestructura requiere una evolución en los acuerdos con el país vecino.

“Hay muchos temas en los cuales avanzar, como cerrar los estudios de ingeniería, sellar los acuerdos con la provincia de San Juan, y la evolución del acuerdo bajo el tratado binacional con Chile. Contamos con un acuerdo de exploración vigente para operar indistintamente a uno u otro lado de la frontera para pasar sin aduana, pero hay que llevarlo hacia un acuerdo de explotación en la etapa de desarrollo”, explicó el CEO.

Esa instancia debe llevar la firma de los presidentes de los dos países, como corolario de un trabajo técnico que llevan adelante la Cancillería y el MInisterio de Economía (en cuya órbita se encuentra la Secretaría de MInería) de la Argentina. La contraparte reúne a los ministerios de Relaciones Exreriores, de Finanzas y Mineria del vecino país.

Empleo, producción y exportaciones

Respecto al impacto socioeconómico, el proyecto prevé una demanda laboral masiva. Se estima que la operación requerirá entre 5.000 y 5.500 empleos directos y unos 19.000 indirectos, alcanzando un pico de 12.000 trabajadores durante el máximo nivel de construcción. Esa previsión genera una demanda de formación y capacitación que los directivos aseguran ya se está trabajando con la provincia de San Juan.

Sin embargo, Hochstein se manifestó en desacuerdo con establecer cupos de trabajadores locales en los proyectos mineros. «Nunca me gustaron ese tipo de acuerdos. No hace falta imponer restricciones sino trabajar juntos en escuelas técnicas, universidades y en capacitar. Todos ganan si implementasmos esta manera de trabajar en conjunto en vez de que exista una cuota del 50%, donde los trabajadores en vez de estar incentivados en capacitarse se queden a esperar que esa cupo se cumpla».

En términos de producción, los directivos repasaron que las previsiones posicionan a Vicuña entre las cinco principales operaciones de cobre, oro y plata a nivel mundial. Se prevé una producción anual promedio durante los primeros 25 años de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata.

Así, sólo durante la primera década, el proyecto entregaría al mercado aproximadamente 2,5 millones de toneladas de cobre y 214 millones de onzas de plata. Estas cifras se traducen en un potencial exportador que en años pico permitirían ventas al exterior que superarían los US$6.000 millones anuales, calculados sobre precios conservadores de US$4,6 la libra de cobre y US$3.300 la onza de oro y US$40 la onza de plata.

La apuesta de los accionistas se fundamenta en el déficit proyectado de cobre a nivel mundial. Ambos directivos resaltaron que Vicuña es «casi único en el mundo» por su escala y leyes de mineral. “Para poder cerrar la brecha entre la oferta actual y la demanda de cobre proyectada se necesitan 10 proyectos como Vicuña en los próximos años. El precio tiene una fuerza muy importante por la falta de proyectos así».

«Pero además -agregó Hochstein-, como el mineral está relativamente cerca de la superficie, nos permite un proyecto de menores costos operativos. Va a estar produciendo de forma constante, independientemente de la fluctuación del precio, y por ese motivo va a ser también uno de los más eficientes del mundo”.

La infraestructura del proyecto

En cuanto a la matriz de recursos para la operación, la empresa confirmó que las necesidades de energía eléctrica serán totalmente abastecidas desde la Argentina. Para eso se está definiendo la ingeniería de una línea de alta tensión de unos 250 kilómetros, en 220kv y 550 kv, desde el proyecto hasta la Estación Transformadora Rodeo, donde se vinculará al sistema interconectado. Pero las múltiples necesidades tambén contemplan la incorporación futura de energías renovables.

Por su parte, el manejo del agua y el transporte del mineral seguirán un esquema de desarrollo progresivo: mientras que la primera etapa utilizará la infraestructura existente, para las fases más avanzadas se proyecta -bajo un modelo de outsourcing– la construcción de una planta desalinizadora de agua de mar en el Pacífico y un ducto de concentrado que cruce hacia Chile, lo que reemplazará el traslado en camiones.

Es esta integración la que requiere que el actual protocolo de exploración bajo el Tratado Binacional evolucione hacia uno de explotación, permitiendo un movimiento logístico eficiente entre ambos países. No obsante, aclararon que el 90% de los recursos a explotar se encuentran en territorio argentino, y sólo el 10% del lado chileno.

Respecto a la salida de la producción, si bien la totalidad del concentrado de cobre será reportado desde la Argentina, la compañía evalúa los puertos del Pacífico como la opción más competitiva debido a la ventaja logística que ofrecen para los refinadores del mercado asiático. En una segunda etapa, se contempla la construcción de una planta de refinado de concentrado en Chile, lo que optimizaría los costos operativos y consolidaría a Vicuña como un jugador de bajo costo a nivel global.

, Ignacio Ortiz

Vicuña Corp, la sociedad que une a dos de las mayores compañías mineras del mundo como BHP y Lundin, presentó este lunes los resultados de su Evaluación Económica Preliminar (PEA). Este documento que integra por primera vez una visión técnica unificada de los depósitos Josemaría y Filo del Sol bajo el denominado «proyecto Vicuña».

Esta planificación estratégica estructura el desarrollo en etapas consecutivas tanto en la Argentina como en Chile, convitiéndolo en el primer proyecto binacional. Las fases anunciadas están alineadas con la madurez de cada activo y la infraestructura necesaria, con una inversión de US$7.000 millones al 2030 y un total que escala a los US$18.000 millones para la primera década de desarrollo.

El anuncio también fue presentado publicamente por el canciller Pablo Quirno, quien a través de su cuenta en X expresó que «Argentina contará con una de las mayores minas de cobre, oro y plata del mundo (Top 5 a nivel mundial). Más inversión, más exportaciones y mucho más empleo para los argentinos».

Ron Hochstein, CEO de Vicuña, comentó que “el Proyecto Vicuña es una oportunidad transformacional para la Argentina. Como uno de los distritos de cobre no desarrollados más relevantes del mundo, tiene el potencial de impulsar el crecimiento económico de largo plazo a través de inversión extranjera, empleo y mayores ingresos por exportaciones».

«Estamos comprometidos a avanzar Vicuña de manera responsable y en colaboración con los gobiernos y las comunidades para generar valor sostenible para el país”, afirmó Hochstein tras hacerse público el anuncio.

Si bien el plan de trabajo inicial prevé una vida útil de 25 años, los geólogos que trabajan en los yacimientos de Josemaría y Filo del Sol aseguran que el contenido de minerales es de tal magnitud que permiría extender la explotación de recursos por al menos 70 años.

El cronograma de desarrollo por fases

La arquitectura del proyecto busca gestionar el capital de manera progresiva y reducir riesgos técnicos mediante tres instancias de ejecución. La primera se enfoca en el depósito Josemaría, con el desarrollo de una mina a cielo abierto y una planta concentradora diseñada para futuras expansiones.

El objetivo central de esta fase consiste en acelerar la producción inicial de un yacimiento que tiene datos de exploración y análisis de impacto ambienta ya aprobado, con lo cual su entrada temprana en producción permitirá generar flujo de caja operativo temprano.

La segunda etapa contempla el aprovechamiento de los recursos de óxidos de Filo del Sol y la construcción de una planta para la recuperación de cobre, oro y plata. Esta fase amplía la capacidad productiva y remueve la capa de óxidos situada sobre los sulfuros del yacimiento.

La tercera etapa prevé la expansión de la planta concentradora y el desarrollo del depósito de sulfuros de Filo del Sol para elevar los niveles de producción a aproximadamente 293.000 toneladas por día. Esta instancia incorpora infraestructura estratégica bajo esquema de outsourcing, incluyendo una planta desalinizadora de agua, un sistema de transporte de concentrado e instalaciones para su tratamiento.

Proyecciones de producción

Se espera que el proyecto Vicuña se ubique entre las cinco principales operaciones de cobre, oro y plata del mundo. Las previsiones indican una producción anual promedio, durante los primeros 25 años completos, de aproximadamente 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata.

Durante la primera década de actividad, el proyecto prevé entregar un volumen acumulado de 2,5 millones de toneladas de cobre, 5,5 millones de onzas de oro y 214 millones de onzas de plata, consolidando su relevancia en el mercado global de metales.

La Evaluación Económica Preliminar representa un hito que posiciona al proyecto para una decisión de sanción hacia finales de este año. De confirmarse, comenzaría el despliegue del capex planificado de US$7.000 millones para la Etapa 1 a partir de 2027, con la meta de alcanzar la primera producción en 2030.

Durante el transcurso de 2026, el proyecto continuará con el diseño y la ingeniería de detalle, la adquisición inicial de equipos y movimientos de tierra. También se prevén mejoras en el camino de acceso y la expansión del campamento para sostener las tareas de desarrollo.

Una inversión de esta magnitud genera beneficios económicos de largo plazo, fortaleciendo la infraestructura productiva y la creación de puestos de trabajo. Actualmente más de 1.000 personas trabajan a más de 4.000 metros de altura, con yacimientos que se encuentran hasta los 5.200 metros, lo que difculta la tarea humana y logística.

Desde una perspectiva territorial, la operación prioriza la participación de proveedores regionales y la contratación de mano de obra local. Este enfoque por etapas, aseguró la compañía, permite que el crecimiento del proyecto sea predecible y se adapte a las necesidades del distrito minero en ambos lados de la cordillera.

, Ignacio Ortiz

El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, recorrió el jueves pasado junto a la presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, las plantas de Petro Independencia y Petropiar, empresas conjuntas entre Chevron y PDVSA, ubicadas en la Faja del Orinoco.

La CNN informó que durante la visita las banderas de EE.UU. y Venezuela se izaron lado a lado, y Rodríguez, quien se mostró sonriente junto al funcionario, sostuvo varias conversaciones en inglés, idioma que domina por haber estudiado en el Reino Unido, pero que por años se negó a usar públicamente por razones políticas.

Antes de partir, le preguntaron a Wright por Nicolás Maduro, capturado el 3 de enero por un grupo comando de Estados Unidos y detenido en Nueva York. “Eso es historia. Se trata de seguir adelante. En estas primeras cinco semanas tuvimos un gran comienzo y el futuro creo que es brillante”, respondió.

La visita de Wright ratificó el giro que viene llevando adelante Venezuela desde que Rodríguez aceptó hacerse cargo del gobierno. En una entrevista con la NBC emitida también el jueves pasado ella insistió con que Maduro es el presidente legítimo de Venezuela, pero como anticipó Marco Rubio, secretario de Estado de Estados Unidos, el día después de la captura del líder venezolano, lo que hace la administración de Donald Trump es evaluar lo que Delcy Rodríguez hace, más allá de lo que pueda llegar a decir públicamente.

En declaraciones a Bloomberg TV, Wright afirmó que la producción petrolera venezolana, que actualmente ronda el millón de barriles diarios, podría «crecer entre un 30% y un 40% en un año”. David Goldwyn, exdiplomático de Energía del Departamento de Estado de EE. UU. se mostró un poco más conservador y dijo a Reuters que se podría lograr un aumento del 30% en la producción en un plazo de 12 a 18 meses, pero solo si se cumplen ciertas condiciones, como un entorno político estable, contratos competitivos para acuerdos de producción compartida y la cooperación de la petrolera estatal PDVSA.

A comienzos de enero, el ex ejecutivo de Chevron, Ali Moshiri, aseguró a EconoJournal:  «Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil. ¿Por qué? Porque hay que reparar y expandir infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie.

La principal medida que ha tomado hasta ahora el gobierno de Delcy Rodríguez, bajo la tutela de Estados Unidos, es la reforma de la ley de Hidrocarburos, que tuvo como contraparte la flexibilización del bloqueo petrolero por parte de la administración Trump.

Reforma de la Ley de Hidrocarburos

El Ejecutivo presentó y la Asamblea Nacional aprobó a fin de enero una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que abre el sector petrolero a mayor participación privada y extranjera, rompiendo el monopolio exclusivo de PDVSA y permitiendo contratos más flexibles e incentivos fiscales para inversiones. El debate sobre la ley fue rápido, tal como lo exigió Estados Unidos.

Antes de la reforma, el capital extranjero solo podía participar en la producción petrolera venezolana a través de empresas mixtas en las que el gobierno conservaba la propiedad mayoritaria y el control operativo. Ahora las empresas extranjeras pueden participar directamente en las actividades primarias del sector –exploración, extracción, transporte y almacenamiento– mediante contratos con el Estado sin tener que crear necesariamente empresas mixtas donde el Estado sea socio mayoritario.

Aunque la propiedad de los hidrocarburos sigue siendo estatal, las empresas privadas pueden operar campos petroleros por su cuenta, asumir riesgos y gestionar inversiones de manera más autónoma.

Otro cambio específico se centra en la comercialización del crudo. Anteriormente, solo PDVSA podía gestionar las ventas. Ahora, las empresas privadas pueden realizar la comercialización directa y administrar los ingresos a través de cuentas bancarias en el extranjero.

La reforma incluyó también un tope de 30% a las regalías, incentivos fiscales para inversores y una cláusula que permite la resolución de controversias a través de arbitrajes internacionales y mediación, siendo que antes solo era posible a través de los tribunales venezolanos.

Flexibilización del bloqueo petrolero estadounidense

La Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Tesoro de Estados Unidos flexibilizó el martes 10 de febrero las operaciones vinculadas al sector energético y logístico de Venezuela a través de las licencias generales 46A, 48 y 30B.

• La Licencia General 46A autoriza a determinadas empresas estadounidenses a participar en la comercialización, transporte y refinación de petróleo de origen venezolano, incluso cuando intervengan PDVSA o entidades controladas por la firma estatal. 
• La Licencia General 48 habilita la provisión desde Estados Unidos de bienes, tecnología y servicios para la exploración, desarrollo, producción y mantenimiento de operaciones de petróleo y gas en Venezuela.
• La Licencia General 30B autoriza transacciones indispensables para la operación y el uso de puertos y aeropuertos venezolanos.

Los acuerdos con el régimen venezolano o con PDVSA deben regirse por leyes estadounidenses y cualquier controversia debe resolverse en tribunales de Estados Unidos. Además, todo pago debe canalizarse a cuentas especiales bajo control del gobierno estadounidense.

En el caso del comercio de petróleo venezolano hacia terceros países, las empresas deberán presentar reportes detallados al gobierno de Trump sobre las partes involucradas, volúmenes, valores, destinos finales y cualquier pago realizado al Estado venezolano.

El texto excluye operaciones con personas o entidades vinculadas a Rusia, Irán, Corea del Norte y Cuba, y prohíbe transacciones con empresas de Venezuela o de Estados Unidos que estén controladas por compañías chinas.

Está claro que las condiciones las impone Estados Unidos y la administración de Delcy Rodríguez se limita a obedecer.

Wright declaró en una entrevista a la NBC el jueves que Washington controlará las ventas y el flujo de fondos hasta que se establezca “un gobierno representativo en Venezuela” y agregó que las elecciones libres se celebrarían antes del final del segundo gobierno de Trump.

Promesas de inversión

Ya con la reforma de la ley de Hidrocarburos vigente y la flexibilización del bloqueo por parte de Estados Unidos, Wright y Rodríguez acordaron el miércoles pasado en el Palacio Miraflores avanzar en una “asociación productiva a largo plazo que permita una agenda energética”. Analizaron proyectos en petróleo, gas, minería y energía eléctrica, aunque no precisaron plazos.

Luego volaron a la Faja del Orinoco, una extensa franja territorial del este de Venezuela que concentra una de las mayores acumulaciones de crudo extrapesado del mundo. Wright recorrió Petropiar y prometió que “se invertirán más de US$ 100 millones para modernizar y aumentar la capacidad de procesamiento de esta instalación”, operada en conjunto por Chevron y PDVSA. “Están en camino de duplicar la producción en ese campo en los próximos 12 a 18 meses y probablemente quintuplicarla en los próximos cinco años”, agregó Wright.

 “Este es el camino a seguir. Este es el camino de la cooperación, y es la agenda para una asociación productiva a largo plazo”, declaró Rodríguez a la CNN. “Chevron ha estado aquí por cien años, y están haciendo un trabajo fantástico”, agregó.

, Fernando Krakowiak

La empresa estatal de Tierra del Fuego Terra Ignis Energía recibió la manifestación de interés de ocho compañías petroleras para hacerse cargo de la explotación y desarrollo de tres de las áreas hidrocarburíferas que YPF traspasó a la provincia, según informaron a EconoJournal fuentes cercanas al gobierno provincial, aunque se negaron a detallar los nombres porque el proceso está abierto y alguna podría bajarse de la compulsa antes de presentar su propuesta completa. Lo que se sabe por ahora es que son operadoras que ya poseen experiencia y activos en la provincia de Santa Cruz.

El directorio de la empresa estatal presidido por Maximiliano D’Alessio cerró el viernes la convocatoria a manifestaciones de interés en busca de la confirmación de la unión transitoria de empresas que garantice la continuidad de la actividad petrolera, tras al proceso de desinversión de la YPF, ratificado por la Legislatura fueguina. El Estado fueguino busca ser administrador de las áreas revertidas pero no operador de las mismas.

El acuerdo con YPF establece que la compañía seguirá operando hasta el 31 de marzo. Por lo tanto, el objetivo de la compañía es tener el proceso de traspaso a los nuevos operadores antes de esa fecha.

El plan de trabajo de Terra Ignis

El cronograma oficial prevé que a partir de la semana próxima comenzarán las reuniones con las empresas para completar la entrega de documentación societaria y finalizar la presentación de sus planes de inversión y de trabajo. Según explicaron las fuentes, el objetivo central es definir el esquema de la nueva Unión Transitoria de Empresas (UTE) que asumirá la responsabilidad técnica y económica en los bloques cedidos.

Si bien con muchas de las interesadas ya existen conversaciones previas, estos encuentros buscan formalizar los detalles operativos previo al otorgamiento de las concesiones. La asociación con Terra Ignis es para la explotación, desarrollo y eventual exploración de hidrocarburos en las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego.

En paralelo a la búsqueda de socios, la provincia ejecutó una maniobra de optimización al revertir dos fracciones del área Tierra del Fuego, y que se trata de sectores que no presentaban prospectos productivos viables. Esta decisión, en trámite ante la autoridad de aplicación, busca reducir gastos estructurales y concentrar los esfuerzos en los yacimientos con real potencial de explotación.

La cuestión ambiental es un tema central en la transición. Mientras YPF avanza con el abandono de pozos —comenzando por las dos fracciones revertidas—, Terra Ignis inició una compulsa para tareas de remediación. El foco está puesto en la creación de un área específica para la disposición de residuos petroleros, una infraestructura de la que la provincia actualmente carece y resulta vital para el saneamiento de las costas norte.

El acuerdo alcanzado a mediados de noviembre que siguió al Memorando de Entendimiento firmado entre el gobernador Gustavo Melella y el titular de YPF, Horacio Marín, contempla un bono de compensación de US$28 millones. A esto se suman activos por US$105 millones, que incluyen inmuebles y equipamiento técnico que pasarán al patrimonio provincial. La operación se realiza bajo el «Plan Andes», con el que YPF busca concentrarse en el no convencional de Vaca Muerta.

Respecto al capital humano, el saneamiento de la nómina es uno de los puntos más sensibles de todo el proceso por su impacto social. Conforme al convenio de cesión, YPF debe realizar un ordenamiento del personal asociado a los contratos de servicios, no así del personal propio. La provincia se encuentra a la expectativa de ver quiénes son las personas que quedarán vinculadas a cada contrato para asegurar la continuidad laboral que reclama el sector greial.

La situación del personal propio de la petrolera de bandera también tiene su hoja de ruta, explicaron las fuentes. YPF debe terminar de definir el vínculo laboral con sus empleados directos para que Terra Ignis pueda tomarlos bajo su órbita. En los diálogos previos a la aprobación del acuerdo por la Legislatura, la compañía afirmpo que, de forma directa, solo emplea a 36 personas en la zona, mientras que el resto de los más de 500 puestos de trabajo dependen de empresas contratistas en Río Grande.

La demora legislativa que mantuvo en vilo el acuerdo durante gran parte del último bimestre del año pasado quedó superada tras la aprobación del 26 de diciembre. Aquella sesión convalidó el decreto de Melella, que corrió riesgo de caerse por falta de consenso político. Con las concesiones prorrogadas hasta al menos 2036 y 2037, la provincia ofrece ahora un horizonte de previsibilidad para los nuevos partners.

Semanas atrás YPF había completado su salida de la provincia de Santa Cruz, donde sólo mantendrá los compromisos de exploración en el no convencional de Palermo Aike. La provincia a través de la estatal Fomicruz licitó las 10 áreas que quedaron en mano de un consorcio de empresas que comprometieron una inversión superior a los US$ 1.000 millones.

, Ignacio Ortiz

El parque de energías renovables durante 2025 incorporó 1.010 MW de potencia nueva, un crecimiento que permitió alcanzar en diciembre una cobertura del 19,6% del total de la demanda eléctrica, según el último Informe Mensual de Generación Renovable Variable de Compañía Administradora del Mercado Mayorista eléctrico (Cammesa).

Ese desempeño del sector se alcanzó con una capacidad instalada total de 4.496 Mw en energía eólica, respaldada por 1.240 aerogeneradores, y 2.464 Mw en solar fotovoltaica, que ya cuenta con más de 6 millones de paneles en todo el territorio nacional. La operatividad del sistema registró picos históricos que subrayan el potencial del recurso natural.

El 14 de noviembre, por ejemplo, se estableció el récord eólico vigente con 3.990 Mw, mientras que la tecnología solar alcanzó su máximo de 2.302 Mw en diciembre, una marca que ya fue superada en los primeros días de febrero de 2026.

La generación eléctrica en el año alcanzó un 142.789 GWh aumentando un 0,45% con respecto al 2024, de acuerdo a Cammesa. El aporte de las renovables -excluyendo las hidroeléctricas mayores a 50 Mw— fue la que registró la mayor variación en 2025, con 26.659 GWh, lo que implicó un incremento del 16,54%.

Este crecimiento elevó su participación en el total de la generación eléctrica del 16% en 2024 al 19,6% en 2025. Estos mismos números se tradujeron en una penetración renovable total que tocó un pico instantáneo del 44,3% en octubre, evidenciando la capacidad del SADI para integrar fuentes variables a gran escala.

Los parques de mayor factor de carga

En términos de eficiencia por planta, el podio eólico de diciembre estuvo liderado por el parque Manantiales Behr de YPF Luz, con 80,2 de factor de carga, seguido por Garayalde de PAE con 76,4 y Diadema de Capex, con un 63,6 de FC.

En el segmento solar, las centrales Los Molles con 46,2 de FC y Anchoris, ambas de Genneia, junto a 360 Energy La Rioja III, destacaron por sus niveles de despacho. Estas plantas operaron con factores de carga competitivos a nivel internacional, aprovechando la estacionalidad favorable del último mes del año.

Sin embargo, el crecimiento de la generación volvió a estar marcado por las limitaciones físicas. Durante 2025, se registraron «vertidos» o reducciones al despacho por un total de 64 GWh en octubre, el mes de mayor restricción. En diciembre, estas reducciones fueron de 54,6 GWh, representando el 2,3% de la energía posible de generar.

De acuerdo al detalle del informe de Cammesa, estos eventos están directamente asociados a saturaciones en el Sistema de Transporte, concentrándose principalmente en los corredores de las regiones Patagonia y Cuyo.

Energías renovables: Cómo afectan las limitaciones de la red

Técnicamente, estas reducciones se calculan mediante la diferencia entre la «Potencia Generada» (medición real) e indicadores de «Potencia Posible», y esta última representa el valor que las centrales podrían entregar si no existieran limitaciones de red.

Cammesa monitorea estas señales cada 10 segundos para gestionar el Control de Frecuencia del Sistema, asegurando que la variabilidad climática no afecte la estabilidad del suministro eléctrico general.

Cuando existen saturaciones en las líneas de alta tensión, el despacho debe priorizar la seguridad del sistema sobre la inyección de excedentes. El informe técnico aclara que no se considera «Energía Reducida» a los problemas técnicos propios de cada parque, sino exclusivamente a las limitaciones externas.

La normativa que rigió hasta el 31 de diciembre, bajo la Ley 27.191, establecía metas de cobertura que el país buscaba alcanzar mediante estas tecnologías. En diciembre de 2025, el aporte total de energía de centrales renovables alcanzó los 3.444 MWmed, cubriendo el 19,6% de la demanda mensual de la Argentina.

Dentro de este esquema que practicamente cumplió con la meta del 20% para el año pasado establecido por ley, la tecnología eólica aportó 2.276 MWmed, mientras que la solar contribuyó con 819 MWmed, demostrando una complementariedad para el balance del SADI.

Para distintos voceros del sector, el desafío no sólo radica en lograr un nuevo régimen legal que continúe las pautas de seguridad tributaria y jurídica de las inversiones que se desprendían de la ley caducada, sino en particular en la ampliación de la infraestructura de transporte para evacuar la energía de las zonas con mejor recurso.

Es que el informe reafirma que mientras la potencia instalada sigue al alza, la red de transmisión se acerca a sus límites operativos en puntos críticos, a pesar de lo cual los datos de 2025 confirman que la GRV sostuvo casi una quinta parte del consumo eléctrico nacional de forma constante y eficiente.

, Ignacio Ortiz

La reforma laboral impulsada por el Poder Ejecutivo espera su tratamiento en la Cámara de Diputados, tras la media sanción en el Senado, en un escenario de tensión entre los gremios petroleros que resisten la iniciativa y las empresas que la apoyan.

Para los gremios del sector energético, el texto aprobado representa un retroceso sin precedentes; mientras que la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (AmCham), que va más allá del sector petrolero pero tiene entre sus socios a las principales empresas del sector, la reforma laboral es una oportunidad de «previsibilidad». El proyecto tiene artículos que redefinen las relaciones laborales en la Argentina al introducir cambios en indemnizaciones, vacaciones y períodos de prueba, entre otros aspectos.

Las críticas de los sindicatos

Desde el sur del país, el Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut encendió las alarmas. En declaraciones a Radiocracia, relevadas por el medio local El Comodorense, el dirigente Carlos Gómez fue tajante al afirmar que el proyecto, pese a las modificaciones sufridas en el recinto, «castiga directamente» los derechos de activos y jubilados.

La mayor preocupación gremial reside en la modificación del artículo 245 de la Ley de Contrato de Trabajo. Según Gómez, la reforma reduce las indemnizaciones al máximo y habilita el uso del Fondo de Asistencia Laboral (FAL). El dirigente denunció que este fondo se financiaría con aportes del sistema jubilatorio, lo que calificó como un «nuevo negocio para especuladores».

«Todo lo que está relacionado con las futuras indemnizaciones, además de minimizarlas al máximo, va a surgir a través de una fuente de recursos donde van a estar los aportes de todo el sistema jubilatorio en ese centro de disponibilidad de pagos a través del FAL», advirtió Gómez.

La Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (F.A.Si.Pe.G.yBio), liderada por Mario Lavia, ratificó también su «rechazo absoluto» a la medida. A través de un comunicado oficial, la entidad que nuclea a la «familia petrolera» manifestó su acompañamiento a las decisiones de la CGT.

«La reforma laboral atenta contra las vacaciones, las indemnizaciones, la estabilidad laboral, la negociación colectiva y el rol de las organizaciones sindicales, poniendo en riesgo décadas de lucha y construcción colectiva y profundizando un modelo de ajuste que golpea especialmente a los sectores productivos», explicitó la Federación.

La Federación fue más allá en su análisis político-económico al advertir que «los cambios profundizan un modelo de ajuste que golpea especialmente a los sectores productivos«. En ese sentido, ratificaron un respaldo a cualquier acción que impulse la central obrera en defensa de lo que consideran justicia social.

El respaldo de AmCham

La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (AmCham) expresó su apoyo al debate legislativo. A través de sus canales oficiales, la entidad sostuvo que «seguíamos con estructuras pensadas para los años ’70, en un mundo que cambió por completo. El resultado es el empleo formal estancado hace décadas y casi la mitad de los trabajadores en la informalidad».

«La propuesta avanza en la dirección correcta: incentivos a la revisión de las relaciones empleador-colaborador, menor litigiosidad y más previsibilidad», señalaron desde AmCham. Para la cámara, «modernizar no es quitar derechos. Es dar previsibilidad, generar incentivos para contratar y abrir nuevas oportunidades para las nuevas generaciones.».

El posicionamiento de AmCham no es menor para la industria energética, ya que la entidad cuenta entre sus socios a las principales operadoras que extraen crudo y gas en la Argentina. Entre las firmas asociadas destacan multinacionales del sector energético como Chevron, Shell, TotalEnergies, Vista Enery, Excelerate Energy, Baker Hughes, Halliburton o Harbour Energy. También empresas nacionales como YPF, Pan American Energy, Central Puerto, CGC, Pluspetrol o tecpetrol.

Con la media sanción del Senado, la estrategia sindical se traslada a los despachos de Diputados. El gremio de Chubut deposita sus expectativas en la labor que pueda realizar el diputado nacional y Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge «Loma» Ávila, quien buscará modificaciones que moderen el impacto en el sector.

, Redacción EconoJournal

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, presentó este jueves Enertoken, una plataforma desarrollada junto a Justoken que promete simplificar el acceso a la energía para sectores que, hasta hoy, operaban bajo la rigidez de las distribuidoras locales. El objetivo es capturar a los pequeños y medianos consumidores mediante una herramienta que garantiza trazabilidad, seguridad y, sobre todo, competitividad en costos.

Enertoken surge como la mayor plataforma de la Argentina destinada a la contratación y gestión de energía eléctrica mediante el uso de tecnología blockchain. Desarrollada en conjunto por YPF Luz y Justoken —empresa especializada en la digitalización de activos del mundo real—, esta herramienta permite que empresas y grandes usuarios accedan de forma 100% digital a energía renovable y térmica.

La estrategia no descuida a los grandes jugadores del mercado, como el sector del oil & gas o la minería de litio y cobre, pero la tecnología blockchain es la llave para la democratización del sistema. «Acá lo que estamos buscando son los más chicos. Las demandas que hasta hoy no saben de qué manera contractualizar o creen que solamente está para las empresas grandes«, insistió Mandarano, reafirmando el enfoque comercial.

La infraestructura, que utiliza la red Ripple (XRP Ledger),garantiza la seguridad e inmutabilidad de las operaciones, habiendo alcanzado ya una tokenización de activos superior a los US$800 millones. La nueva herramienta ya está disponible para la gestión comercial de nuevos clientes de la generadora.

Mercado eléctrico y tecnología blockchain

Actualmente, YPF Luz gestiona una cartera de cerca de 90 grandes clientes, una cifra que representa un desafío operativo considerable bajo los métodos tradicionales. «Gestionar esta cartera con diferentes puntos de suministro era un tema desde el punto de vista administrativo, de devolución al cliente y de información«, señaló Mandarano.

La nueva plataforma busca automatizar esta carga para permitir que el equipo comercial se enfoque en la expansión y no en la burocracia de la facturación. De esta manera, se brindará un servicio que incluya historial completo de facturación y descarga de facturas, consulta de consumos y reportes en tiempo real y mayor transparencia y control operativo, facilitando procesos de auditoría, certificaciones y reportes ESG, a partir de información trazable y verificable.

La gran apuesta de la compañía es el escalamiento masivo, y la arquitectura digital está diseñada para soportar un volumen de transacciones significativamente mayor al actual. «Fuimos pensando toda la solución integral que podíamos desarrollar, tanto para ese corto plazo de estos 90 clientes que tenemos, como para lo que pueda venir hacia adelante, que buscamos sean diez veces más clientes«, proyectó el CEO.

El diferencial técnico de Enertoken radica en el uso de blockchain, una tecnología que aporta una capa de seguridad inédito en el mercado eléctrico local. Según Mandarano, «esta infraestructura permite dar trazabilidad, certeza y velocidad a todo lo que es la problemática y el funcionamiento de los contratos«. No se trata solo de un portal de pagos, sino de una base de datos inmutable que registra cada kW transaccionado.

YPF Luz y el objetivo de un mercado eléctrico secundario

Uno de los puntos más disruptivos de la presentación fue la mención a un mercado secundario de energía. Mandarano ve a Enertoken como el inicio de un ecosistema más amplio. «El ideal sería que esto se generalice, que haya más generadores que puedan usarlo e incluso con Cammesa, que también pueda tomar esta misma herramienta. Si todo eso forma un ecosistema único, podríamos interactuar hasta generar después un mercado secundario«, detalló.

En cuanto al impacto en el usuario, el CEO aclaró que la infraestructura física no sufre alteraciones, sino que cambia la naturaleza del vínculo contractual. «El cliente le compra la energía y potencia al generador y después la distribuidora le factura el peaje. Ahí no hay un cambio. Hoy ya se puede hacer, nada más que hacerlo requiere un tema de tiempo y de administración», explicó para desmitificar la complejidad del traspaso.

El segmento objetivo se desplaza ahora hacia demandas que antes se consideraban marginales para la gran generación. Mandarano mencionó específicamente a las estaciones de servicio, parques industriales, hoteles, sucursales bancarias entre muchos otros.

«Lo que la tecnología nos permite es ir a buscar a los más chicos, comercios de más de 30 kW que tal vez es una persona que logra ver que es fácil de usar la herramienta y que muy simplemente puede hacer un contrato de energía», subrayó.

Esa pretensión se da en momentos en que las generadoras de renovables están encontrando en el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater) una incipiente saturación, con lo cual requieren ampliar la base de clientes. La instanca disponible es el pequeño y mediano usuario comercial e industrial, a la espera de que en un futuro se abra la contractualización con las distribuidoras del sistema.

Enertoken: el homebanking energético

La plataforma funciona como una suerte de «homebanking» energético. Eduardo Novillo Astrada, de Justoken, acompañó la visión de Mandarano comparando la complejidad del blockchain con la de Internet: «El usuario no necesita entender el código, sino percibir el beneficio».

«El lanzamiento de Enertoken refleja cómo la digitalización puede aportar mayor eficiencia, transparencia y control en la gestión de energía. Enertoken es un paso clave en la evolución de la comercialización energética en Argentina, alineada con las nuevas demandas del mercado”, afirmó Novillo Astrada.

Respecto a la capacidad de generación que respalda este lanzamiento, Mandarano precisó que «YPF Luz hoy tiene más de 350 MW y deberíamos ir incrementando toda la potencia que vayamos teniendo. Por ejemplo, de los 2.800 MW térmicos, el 20% debería ser contratable», precisó, asegurando que existe respaldo suficiente para absorber la demanda de los nuevos usuarios pymes.

Finalmente, la visión de YPF Luz es que el ahorro y la transparencia impulsen la competitividad industrial de la Argentina. «La idea es justamente mostrarles que hay un ahorro y que, más allá de que es fácil, tienen un beneficio respecto a lo que pagan hoy«, concluyó el ejecutivo.
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, Ignacio Ortiz

La empresa Combustibles Nucleares Argentina (Conuar) desarrolló y puso en operación un sistema automatizado para el control de calidad de los elementos combustibles nucleares que incrementará la productividad de la compañía.

El sistema desarrollado consiste de una torre de control rotatoria con múltiples cámaras y sensores para inspeccionar los parámetros dimensionales (medidas exactas) y visuales (estado de superficie, integridad) de los combustibles nucleares.

Cada elemento combustible permanecerá estático mientras la torre gira en 360° para inspeccionar los parámetros de los 20 items que conforman cada elemento. Conuar actualmente fabrica los elementos combustibles para las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse.

El nuevo sistema profesionalizará la captura de datos, pasando de la apreciación del inspector a la objetividad del sensor, lo cual garantizará que el aumento de velocidad en la inspección no sacrificará la seguridad nuclear del producto. Además, permitirá la trazabilidad al crear una partida de nacimiento digital e inviolable por cada elemento inspeccionado.

La medición automatizada también permitió crear una base de datos precisos. El siguiente paso será utilizar esos datos para alimentar modelos de Inteligencia Artificial para mantenimiento predictivo y optimizar aún más el proceso de fabricación aguas arriba.

Desafíos en el desarrollo

Desde Conuar resaltaron los desafíos técnicos de pasar de un sistema de control de calidad manual a uno automatizado. «Lo que un ojo humano hace por comparación, una máquina debe procesarlo mediante algoritmos distintos (triangulación para posición, perfilometría para formas complejas y cámaras color para controles de daños superficiales)», explicaron a EconoJournal.

Durante el desarrollo, la empresa utilizó elementos combustibles dummy (maquetas industriales que replican las características de los originales) para calibrar los sensores. La validación fue realizada comparando las mediciones automáticas con métodos tradicionales certificados.

Las pruebas con los dummies determinaron que una sola tecnología no
bastaba para analizar la complejidad del combustible y que se requería de una solución multimodal.

La empresa decidió aplicar triangulación láser para la posición precisa, perfilometría 3D con brazo robótico para la compleja geometría de la parte inferior y cámaras de alta resolución para los controles visuales.

Torre de control rotatoria

La decisión de desarrollar una torre rotatoria fue tomada tras evaluar que, por sus dimensiones, al girar al elemento combustible se provocaban vibraciones y movimientos que introducían ruido en las mediciones de precisión.

Los combustibles para centrales nucleares de potencia suelen tener importantes dimensiones. Por ejemplo, los combustibles de Atucha II están entre los más largos del mundo, con 5,3 metros de largo.

«El aprendizaje fundamental fue: «Si el objeto es inestable en movimiento, mueve el observador». Esto garantizó una base de medición estática y
ultra-precisa, aunque trasladó el desafío a la ingeniería mecánica del carro giratorio», evaluaron.

Los principales desafíos técnicos en el diseño de la torre fueron el cableado y la comunicación de datos. «Girar más de 360° con múltiples cámaras y sensores requiere una ingeniería de cableado que evite la fatiga
mecánica y la pérdida de señal. En software, el reto la programación de sistema completo y en particular los subsistemas de control por visión», explicaron.

En Conuar estan satisfechos con los resultados y proyectan que el nuevo sistema tiene otras potenciales aplicaciones industriales. «Esta tecnología es transferible a cualquier industria de manufactura de alta precisión: aeroespacial (inspección de álabes), automotriz (control de chasis) o incluso otras ramas de la energía donde se manejen componentes de grandes dimensiones con tolerancias milimétricas», concluyeron.

, Nicolás Deza

YPF, junto a sus socios internacionales Eni y XRG, firmó el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA, por sus siglas en inglés) para dar curso definitivo al proyecto Argentina LNG. Este documento, de carácter vinculante, establece la hoja de ruta técnica y financiera para convertir el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación global a través de la tecnología de licuefacción.

Argentina LNG contempla el despliegue de una infraestructura integrada que abarca desde la producción en boca de pozo (upstream) hasta el transporte y procesamiento (midstream). El core de la operación residirá en dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad para procesar 6 millones de toneladas anuales (MTPA).

En una primera etapa, el consorcio apunta a una producción de 12 MTPA para el año 2030, con el horizonte puesto en una expansión que podría llevar la capacidad instalada a las 18 MTPA. Esta escala posicionaría a la Argentina entre los principales jugadores del mercado global de GNL, compitiendo con exportadores de primer nivel.

La hoja de ruta de Argentina LNG

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló, “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global».

«A partir de ahora -agregó-, continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.

Por su parte, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, comentó, que “con la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio – XRG – a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.

Finalmente, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto».

«YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de GNL de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”, completó Al Aryani.

El ingreso de XRG al consorcio

La firma del JDA también sirvió para formalizar la incorporación de XRG como socio fundador del proyecto. A partir de este momento, los socios iniciarán formalmente la etapa de Ingeniería Básica (FEED).

Este proceso incluye la estructuración técnica detallada de las plantas flotantes, el diseño de los frentes comerciales para la venta del gas y la ingeniería de financiamiento necesaria para sostener una inversión de esta magnitud.

Según confirmó la conducción de YPF, el objetivo es trabajar intensivamente durante los próximos meses para alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) en la segunda mitad del año. De concretarse, la Argentina consolidaría una capacidad de exportación energética de largo plazo, generando empleo genuino y una entrada de divisas fundamental para la estabilidad macroeconómica del país.

, Redaccion EconoJournal

La Administración de Información Energética (EIA) de los Estados Unidos pronostica que el precio del Brent promediará por debajo de los US$ 60 por barril durante 2026 y 2027, manteniendo la tendencia bajista, impulsada por el incremento en los inventarios mundiales de petróleo.

El Brent promedió al alza durante enero debido a interrupciones no programadas en la producción de petróleo crudo en EE.UU y Kazajistán. Sin embargo, la tendencia bajista se sostiene por aumentos esperados en la producción global, en donde la Argentina destacará por la puesta en operación esperada del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para fines de este año.

EE.UU.: precios del petróleo por debajo de los US$ 60 por barril

En su reporte energético de corto plazo (STEO) publicado este febrero, la EIA pronostica que el Brent promediará un precio de US$ 58 por barril en 2026. El precio estará ligeramente por encima de los US$ 55 por barril pronosticados en el reporte de diciembre.

Sin embargo, la tendencia bajista se mantendrá. El Brent promedió unos US$ 69 por barril en 2025. La agencia estadounidense estima que los precios promediarán a la baja todavía más, a US$ 53 por barril durante 2027.

Las disrupciones inesperadas no alteran el escenario de aumento de producción

El precio del Brent promedió US$ 67 por barril en enero, el nivel más alto desde septiembre de 2025, ya que los eventos relacionados con el clima interrumpieron el suministro mundial de petróleo crudo y las crecientes tensiones con Irán ejercieron presión al alza sobre los precios.

A pesar de eventuales disrupciones, los precios internacionales del crudo seguirán bajo presión producto de los incrementos de producción, especialmente en países que no forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), como Guyana, Brasil y la Argentina.

La EIA evalúa que por el descalce entre una producción creciente y una demanda que apenas crecerá, los inventarios de petróleo en el mundo seguirán en aumento. El pronóstico es que el mundo acumulará inventarios por 3,1 millones de barriles por día en 2026, en comparación con una acumulación promedio de 2,7 millones de bpd en 2025.

«Evaluamos que el fuerte crecimiento de la producción mundial de petróleo seguirá superando el consumo de petróleo durante nuestro pronóstico, lo que impulsa nuestra evaluación de que los inventarios mundiales de petróleo aumentarán«, dice el reporte.

En cambio, se espera que la acumulación de inventarios disminuya ligeramente el próximo año, a un promedio de 2,7 millones de bpd en 2027.

China puede ayudar a sostener el Brent

Como la agencia estadounidense viene subrayando, las compras de China para su reserva estratégica de petróleo seguirán siendo cruciales para evitar caídas más profundas en los precios durante el 2026, aunque estas compras excepcionales disminuirían a partir de 2027.

China representó aproximadamente la mitad de los 2,3 millones de bpd de inventarios que los países no pertenecientes a la OCDE acumularon durante 2025.

La EIA estima que las compras chinas fueron destinadas a sus reservas estratégicas de petróleo. Estos barriles no estarían comercialmente disponibles, por lo cual configuran una demanda excepcional que ayuda a sostener los precios internacionales.

«Suponemos que China continuará acumulando reservas estratégicas a un ritmo prácticamente igual de aproximadamente 1 millón de bpd en 2026, antes de reducirlas en 2027″, dice la agencia.

La OPEP+ mantendrá una producción estable

El esquema que agrupa a la OPEP y aliados, OPEP+, reafirmó a comienzos de febrero sus planes de mantener la producción estable en el primer trimestre de 2026. La EIA estima que la OPEP+ no aumentará la producción en 2027.

«A pesar de que no hay planes de anunciar objetivos para 2027 hasta el cuatro trimestre de 2026, no esperamos que la OPEP+ aumente la producción el próximo año, dada nuestra expectativa de una gran acumulación de inventarios durante el período de pronóstico», evaluó la EIA.

, Nicolás Deza

La industria de las energías renovables alimenta la expectativa inmediata de que el Poder Ejecutivo incorpore al temario de sesiones extraordinarias el proyecto de ley que extiende por 20 años los principales alcances de la Ley 27.191 que estableció el régimen de fomento del sector, o bien que la discusión retome el trámite parlamentario en el período ordinario que inicia el 1 de marzo.

Tras la caducidad el pasado 31 de diciembre y el fallido intento por incluir una prórroga de la estabilidad fiscal en el Presupuesto 2026, el sector entró en una nueva etapa de definiciones legislativas para lograr la continuidad del régimen de fomento vigente la última década. El régimen presente hasta el 31 de diciembre, se asegura, fue el que permitió inversiones por más de US$7.000 millones y la instalación de nueva capacidad de generación por 6,5 Gw.

La industria de energías renovables busca restablecer el paraguas normativo que atravesó cuatro gestiones distintas de gobierno. En diciembre, durante las negociaciones presupuestarias, se intentó una «vía corta» que consistía en un artículo único que extendiera 30 años la seguridad jurídica ante la inminente caída de la ley original.

Sin embargo, ese capítulo fue retirado por el oficialismo del texto final como parte de las negociaciones, lo que incluyó puntos como la resolución de las deuda de las distribuidoras eléctricas con Cammesa o la modificación del régimen de zona fría, entre otros.

Al no lograrse esa transición administrativa que diera un plazo más amplio para discutir un nuevo marco normativo, desde el sector se explica que los nuevos proyectos que no alcanzan el umbral de los u$s200 millones para calificar en el RIGI se encuentran, formalmente, sin un marco de promoción específico que garantice estabilidad ante posibles cambios tributarios. Es algo esencial en que los desarrolladores insisten por tratarse de inversiones de décadas de operación comercial.

Puntos clave del proyecto de Energías Renovables

En este contexto, la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) monitorea de cerca los movimientos en el Congreso. La mirada está puesta en el proyecto de ley modificatorio presentado en agosto de 2025 por el entonces diputado Martín Maquieyra. Aquella iniciativa, que contaba con el aval técnico de la Secretaría de Energía, proponía extender los beneficios hasta 2045, adaptando el esquema a la modernización del mercado eléctrico y garantizando que las reglas de juego se mantengan inalteradas por 20 años.

Pese a que el proyecto original conserva estado parlamentario, el recambio legislativo de diciembre provocó la caída del dictamen de comisión que ya se había logrado tras meses de debate. Esto implica que, de no mediar un tratamiento por «vía rápida» en extraordinarias, el texto deberá volver a discutirse en la Comisión de Energía una vez que se conformen sus nuevas autoridades en marzo. Para el sector, este paso también es clave para consolidar la confianza de los organismos de financiamiento internacionales que fondean muchos de los proyectos.

Desde la CEA subrayan que se encuentran «preocupados y ocupados», pero aclaran que el objetivo es evitar la discrecionalidad impositiva. “Proyectos de infraestructura energética, con vidas útiles que superan los 25 años, requieren una certeza que trascienda los mandatos presidenciales. La mayor preocupación no es la falta de incentivos directos, sino la posibilidad de que surjan gravámenes provinciales o municipales que alteren la ecuación económica de los parques”, señalaron.

Fuentes vinculadas a la labor legislativa explicaron que el Gobierno tiene intenciones de avanzar, pero la agenda parlamentaria hoy se encuentra saturada por temas de alto impacto político como la reforma laboral, el acuerdo Mercosur-UE o la Ley de Glaciares. No obstante, existe la posibilidad de que el Ejecutivo emita un decreto para sumar el proyecto de renovables al temario de extraordinarias aunque los tiempos entraron en cuenta regresiva al 27 de febrero, lo evitaría esperar la conformación de las comisiones ordinarias.

El proyecto en cuestión presentado por una veintena de legisladores que incluía también a los diputados Lorena Villaverde y Cristian Ritondo introduce cambios profundos en la operatoria del mercado. Uno de los puntos más destacados es la eliminación de la intermediación de Cammesa en la compra de energía para grandes usuarios. Esta medida busca desregular el segmento, permitiendo contratos directos entre privados y eliminando precios máximos.

Se trata de una transición hacia un modelo de mercado más abierto, sin la tutela del Estado en la fijación de precios. Pero sobre todo abre un nuevo universo de clientes para el segmento generador que ante la retirada en los hechos de las compras públicas de energía a través de programas como el Renovar, encuentra la posibilidad de ampliar su base a través de las empresas distribuidoras de energía eléctrica. En la actualidad, se asegura que el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater), está encontrando su techo.

Por qué el sector busca extender el blindaje tributario y jurídico

El aspecto central que la normativa busca blindar es el artículo 17 de la vieja ley, que establece que la utilización de fuentes renovables no estará alcanzada por ningún tipo de tributo específico, canon o regalía. Para las empresas, esta es la «columna vertebral» de la norma. Argumentan que la estabilidad fiscal no representa un costo para las arcas públicas, ya que se trata de gravámenes que nunca existieron para el sector, sino que funciona como un seguro contra la inseguridad jurídica que suele afectar a los hundimientos de capital de largo plazo.

Incluso con este debate pendiente, la actividad en el terreno continúa. “Los proyectos siguen su curso administrativo, aunque bajo la lupa de los departamentos legales que analizan el impacto de la actual falta de cobertura”, indicaron las fuentes. La industria insiste en que una ley aprobada bajo una gestión, continuada por otras dos y ahora perfeccionada por una cuarta, es la mejor señal de institucionalidad que la Argentina puede dar a los inversores que miran la infraestructura.

Además de la estabilidad, el nuevo texto busca fomentar la medición inteligente y la gestión de la demanda. Se trata de una actualización necesaria para un sistema que ya cuenta con un 19% de participación renovable en la demanda total. El desafío, coinciden las fuentes, ya no es solo generar energía limpia, sino integrarla a una red de transporte que hoy opera al límite y que requiere de este marco legal para proyectar nuevas obras de ampliación.

La viabilidad económica de los proyectos medianos, que son los que dinamizan las economías regionales y el empleo local, depende de esto, aseguran. Al no poder acceder al RIGI por el monto de inversión, la prórroga de los alcances de la Ley 27.191 se vuelve el único camino para mantener la competitividad. “Un banco que financia un parque eólico mira con lupa la vigencia de estas normas para determinar las tasas de interés; a mayor incertidumbre, mayor es el costo del capital”, reseñaron.

El Gobierno, a través de sus negociadores en el Congreso, recibió el pedido formal del sector. Si bien no es la prioridad del oficialismo en comparación con las reformas estructurales del Estado, se reconoce que existe un consenso técnico sobre su importancia. El desenlace en las próximas semanas determinará si la industrias de las renovables logra empalmar el éxito del esquema anterior con una nueva etapa de expansión marcada por un paraguas de seguridad jurídica hasta 2045.

, Ignacio Ortiz

La distribuidora Metrogas obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025 en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes. Este reconocimiento es el más importante del país para organizaciones, tanto públicas como privadas, que alcanzan niveles de excelencia en sus procesos y resultados.

La compañía, principal empresa de distribución de gas natural por redes que presta servicio a 2,4 millones de clientes en la Ciudad de Buenos Aires y 11 partidos del sur/sudoeste del conurbano, resultó ganadora en la categoría destinada al sector privado. Esta tradicional distinción es instituida por el Congreso Nacional mediante la Ley 24.127 y que administra la Fundación Premio Nacional a la Calidad.

El premio es la máxima distinción otorgada a instituciones que implementan modelos de gestión para mejorar la calidad de sus productos, servicios y procesos, siempre con un enfoque hacia la mejora continua y la sostenibilidad.

Al respecto, el presidente de MetroGAS, Andrés Scarone, expresó que «la obtención de este reconocimiento ratifica la decisión estratégica de una compañía líder que logró implementar proyectos innovadores y mejorar su eficiencia operativa en los últimos años«.

El proceso de transformación

La obtención de este galardón fue presentado por la compañía como resultado de un plan de transformación iniciado hace un lustro. Según sostuvo el CEO de la firma, Sebastián Mazzucchelli, desde hace cinco años «la organización se planteó el objetivo estratégico de convertirse en una empresa más moderna, ágil y rentable».

Como parte de este despliegue, la compañía implementó en 2021 el modelo «Camino a la Excelencia», lo que permitió fortalecer capacidades, desarrollar competencias clave y afianzar prácticas de gestión, explicó el directivo tras conocerse el reconocimiento.

Durante los años 2022, 2023 y 2024, Metrogas obtuvo tres Certificaciones Oro en «Mejores Prácticas de Gestión Integral» tras superar los puntajes requeridos en las calificaciones internas. El director ejecutivo de la Fundación Premio Nacional a la Calidad, Jorge Ferreiro, resaltó la madurez de la gestión de la distribuidora y destacó el compromiso y liderazgo de sus colaboradores para alcanzar este hito.

El proceso de evaluación para este premio contempla aspectos críticos como el liderazgo, la relación con clientes y mercados, la innovación, la gestión de personas, los recursos y la responsabilidad social. «Al estar alineado con los estándares internacionales, el galardón potencia la competitividad global de la empresa y destaca su nivel de madurez operativa», se destacó.

Metrogas, constituida 1992 a partir del proceso de privatización del servicio, es actualmente una de las prestadoras de servicios públicos más importantes de la Argentina y la tercera distribuidora del continente sudamericano por cantidad de clientes. Su red de distribución abarca una superficie de 2.150 kilómetros cuadrados.

, Redacción EconoJournal

Vista Energy, la compañía liderada por Miguel Galuccio registró un incremento interanual del 59% en su producción total de hidrocarburos durante el cuarto trimestre de 2025. Tras la adquisición de activos de Equinor en Vaca Muerta, la firma fortalece su presencia en áreas clave de la formación.

Vista, el principal productor independiente de petróleo en la Argentina, presentó este miércoles a los mercados sus resultados operativos al 31 de diciembre de 2025. El informe refleja que sus reservas probadas y estimadas de petróleo y gas alcanzaron los 588 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), lo que representa un salto del 57% respecto al año anterior.

Este crecimiento en las reservas se explica, en parte, por la incorporación de activos de Petronas en abril pasado, sumando 255.1 MMboe. El índice de reemplazo de reservas se ubicó en un 605%, mientras que, al excluir las adquisiciones, dicho indicador se mantuvo en un sólido 260%.

Vista con cifras operativas al alza

Durante el cuarto trimestre de 2025, la empresa alcanzó una producción diaria promedio de 135.414 barriles de petróleo equivalente, cifra que marca un ascenso del 59% en la comparación interanual y de 7% frente al trimestre previo. En cuanto al crudo, la producción alcanzó los 118.285 barriles diarios entre octubre y diciembre.

Los resultados responden a una estrategia de inversión intensiva en pozos nuevos y a la alta productividad de la cuenca. Según detalló la firma en su comunicación a los mercados de Buenos Aires, México y Nueva York, se conectaron 40 pozos nuevos durante la segunda mitad del año.

En paralelo a sus resultados operativos, Vista viene de cerrar semanas atrás la adquisición de las participaciones que la noruega Equinor poseía en Vaca Muerta. La operación demandó una inversión neta de US$ 712 millones y permite a la compañía incorporar un 25,1% en el bloque Bandurria Sur y un 35% en Bajo del Toro.

Con este acuerdo, la empresa que preside Galuccio proyecta superar una producción de 150.000 boe/d. Estas inversiones se suman a los más de US$ 6.500 millones que la firma ya destinó al desarrollo de la formación no convencional.

Para la compañía, esta adquisición fortalece su posición en la cuenca al incorporar activos de «primer nivel» que aportan tanto producción básica como un inventario de pozos listos para perforar. Asimismo, se destacó la relación estratégica con YPF, socio y operador en ambas áreas, con quien buscan profundizar la eficiencia y competitividad en el desarrollo del shale.

, Ignacio Ortiz

GeoPark Argentina S.A. obtuvo una facilidad de financiamiento por aproximadamente US$ 50 millones otorgada por Banco Galicia destinada a financiar capital de crecimiento y necesidades temporales de capital de trabajo asociadas al desarrollo de sus activos no convencionales en Vaca Muerta.

El financiamiento contempla vencimientos de hasta 24 meses desde cada desembolso. Se prevé que los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses, en función del avance del plan de inversiones de la compañía.

“Con esta facilidad y la caja existente, GeoPark Argentina cubre sustancialmente sus necesidades de capital previstas para 2026”, aseguró Geopark a través de un comunicado. Luego agregó que “esta operación refleja la confianza de Banco Galicia en la solidez operativa, la disciplina financiera y la estrategia de crecimiento de GeoPark en el país, y refuerza la relación entre ambas instituciones.

GeoPark Argentina S.A. es una subsidiaria de GeoPark Limited (NYSE: GPRK), una de las principales compañías independientes de exploración, producción y comercialización de petróleo y gas en América Latina, con más de 20 años de trayectoria.

, Redaccion EconoJournal

La venta de Manantiales Behr, la única área de petróleo convencional que YPF conserva en el Golfo San Jorge, a Rovella Capital, una subsidiaria del empresario de la construcción Mario Rovella, está a punto de frustrarse porque el comprador no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido.

A Rovella Capital le quedan apenas unos días para efectivizar el pago del 60% de ese monto, pero distintas fuentes del mercado consultadas por EconoJournal informaron que la operación por estas horas está virtualmente caída.

Si el incumplimiento se confirma, YPF deberá iniciar contacto con las empresas que habían quedado por detrás de Rovella Capital en la licitación. El listado incluye a Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc; Capsa, una petrolera independiente controlada por la familia Götz; y el Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas.

Ingeniería financiera compleja

EconoJournal había informado en diciembre, cuando se supo que Rovella Capital había hecho la mejor oferta, que a esa altura el único interrogante es si la compañía iba a lograr documentar con herramientas crediticias confiables la forma de pago de la operación, una práctica usual en este tipo de operaciones.

Ese nunca fue un tema menor porque la empresa tiene un acceso limitado al sistema financiero local porque Rovella Carranza, la compañía madre del grupo, está involucrada en la causa Cuadernos, que está en pleno trámite de requerimiento de elevación a juicio.

Pese a ello, Agustín Rovella, hijo de Mario, se había reunido por esos días con actores del sector petrolero —entre ellos con algunos traders de combustibles con la intención de pre-financiar la venta de crudo pesado desde Chubut— para intentar reunir los fondos que comprometió en su oferta.

YPF había confirmado la venta de Manantiales Behr el pasado 16 de enero a través de una comunicación enviada a la Comisión Nacional de Valores. Allí detalló que el acuerdo lo había firmado con Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, por US$ 575 millones, de los cuales “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.

La propuesta económica presentada por Rovella Capital había sido, además, ampliamente superior a la de su inmediato competidor —con una diferencia estimada en más de US$ 150 millones—, un factor determinante para que el directorio de YPF optara por adjudicarle el activo con el objetivo de maximizar el ingreso por la desinversión.

Sin embargo, en la industria es habitual que el closing de transacciones de esta magnitud enfrente contramarchas, dado que la estructuración definitiva del financiamiento suele constituir el eslabón más frágil del proceso y el principal riesgo para la concreción de operaciones que involucran montos tan elevados.

Qué activos incluía la operación de venta

El acuerdo incluía la cesión del 100% de la concesión de explotación convencional sobre el área Manantiales Behr, 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.

El histórico campo convencional tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles el tercer trimestre de 2025.

La salida de YPF obedece a su intención de concentrar la producción en la formación no convencional Vaca Muerta.

, Nicolas Gandini

La empresa Tenaris, a través de su división de servicios petroleros, completó con éxito en Vaca Muerta las dos primeras operaciones de fractura hidráulica alimentadas en más de un 80% con gas, mediante el uso de bombas con tecnología Dynamic Gas Blending (DGB).

Las pruebas se llevaron a cabo en una serie de PADs operados por Tecpetrol -ambas compañías integrantes del Grupo Techint– marcando una nueva referencia para la Cuenca Neuquina y la industria regional.

Las bombas DGB utilizadas en estas operaciones forman parte del tercer set de fractura hidráulica que Tenaris pondrá en funcionamiento en Vaca Muerta durante 2026. La compañía informó que esta tecnología permite sustituir el uso de diésel por gas generando beneficios económicos y ambientales.

“Este es un paso muy relevante hacia la transición energética y un hito para toda la cuenca. La tecnología DGB se encuentra aún en una etapa inicial de implementación, incluso en cuencas como Permian, Estados Unidos», destacó Francisco Liberatore, Director de Tenaris Oil & Gas Services.

Liberatore aseguró que «haber superado el 80% de reemplazo de diésel por gas es un nivel de eficiencia que ninguna otra compañía de servicios había alcanzado hasta el momento en Argentina”.

Tecnología DGB: el doble beneficio ambiental y de costos

Además de contribuir a la reducción de emisiones de CO₂, la tecnología DGB permite optimizar los costos de combustible, ya que los equipos pueden ser abastecidos con el mismo gas producido en las perforaciones del pad o en pads cercanos, mejorando la eficiencia integral de las operaciones.

Las primeras 10 bombas DGB probadas en estas operaciones forman parte de una inversión de u$s110 millones, anunciada por Tenaris en marzo del año pasado, destinada a fortalecer sus capacidades de fractura hidráulica en Argentina. El proyecto contempló la incorporación de un tercer equipo de fractura con 28 bombas y 70.000 hhp, además de su correspondiente equipo de coiled tubing.

Entre 2020 y 2026, Tenaris habrá invertido aproximadamente u$s240 millones en el desarrollo de su unidad de negocios de servicios petroleros en el país. Actualmente, la compañía se ubica como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 6.000 etapas de fractura realizadas.

Esta operación de Tenaris refleja la tendencia que la cadena de valor de Vaca Muerta proyecta como el eje central de 2026, y el año de la transición definitiva hacia equipos de baja huella de carbono.

Un cambio de paradigma vital en Vaca Muerta

Meses atrás, en encuentros especializados del sector, referentes de compañías como Calfrac, Tecpetrol y QM ya anticipaban que la migración del diésel hacia tecnologías Dual Fuel y 100% gas no era solo una meta ambiental, sino una condición de supervivencia competitiva.

La industria busca desplazar los combustibles líquidos, más costosos y contaminantes, por el gas producido en las mismas locaciones, con el fin de optimizar costos y tiempos de respuesta. La relevancia de haber alcanzado un 80% de sustitución mediante la tecnología DGB valida los modelos que la industria venía analizando.

Según los datos que circulaban en el sector, una flota que opera exclusivamente con diésel representa un costo anual cercano a los US$33 millones, mientras que la migración a sistemas duales permite reducir ese gasto a menos de la mitad.

Este ahorro proyectado, que puede alcanzar los US$17 millones por flota, es lo que hoy tracciona la masificación de estos procesos, permitiendo que la cuenca neuquina acelere su curva de aprendizaje y replique con éxito —e incluso mayor velocidad— las experiencias de eficiencia vistas en el Permian de Estados Unidos.

, Ignacio Ortiz

El reciente decreto 49/2026 prorrogó nuevamente la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de transporte y distribución de gas natural (excluye energía eléctrica), hasta el 31/12/2027, abarcando, así, todo el mandato presidencial. Como derivación, la norma establece un régimen transitorio para la importación de GNL con estos contornos:

• Se concentra la operatoria en un único “comercializador-operador”.
• Se fija un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para el abastecimiento de los próximos dos períodos invernales (2026 y 2027), “para evitar las consecuencias negativas que podrían derivar de tal situación monopólica”.
• Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la SEN considere (ej. HH, TTF o JKM), más un valor expresado en US$/MMBTU.
• Tal valor debe resultar necesario para cubrir todos los costos (de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto), del GNL regasificado hasta Cardales.
• La determinación de dicho valor resultará de la licitaciónque realizará la SEN para uso de la capacidad de regasificación de que dispone ENARSA.
• En caso de fracasar, Enarsa continuará haciéndose cargo directamente de la importación/regasificación/venta en el mercado interno.

En cuanto a la motivación, el DNU invoca que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL” y que tal intervención estatal ha adolecido de defectos: “Ha asumido actividades propias del sector privado, no ha dado los resultados esperados, ha sido incapaz de dar una solución eficiente, y ha implicado al Estado Nacional erogaciones de mucha envergadura, las cuales no se han materializado en mejoras para el sistema de transporte”.

Acontinuación, el decreto arguye sobre el corrimiento de Enarsa de la función importadora: primero, remite a la Ley de Bases y su principio ordenador de “reducción al mínimo la intervención del Estado”, justificativo para reemplazar la comercialización estatal por una de carácter privado, con los controles correspondientes por parte de la SEN y del Enargas.Luego, refiere que debe permitirse el acceso a la infraestructura de regasificación a los importadores privados; y fundamenta la necesidad de mantener un esquema monopólico (unificado y coordinado) en base a cuestiones técnicas de la terminal, del buque regasificador y del programa de importación. Este esquema centralizado permitirá evitar inconvenientes:

1. Conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (slots) para los buques metaneros.
2. Dificultades en la gestión coordinada del inventario en los tanques de la FSRU.
3. Complejidades en la coordinación de amarre/conexión/desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase (ship-to-ship).
4. Demora en respuesta ante emergencias –integridad de personas/activos/ambiente.

Finalmente, en cuanto a la “urgencia” en la contratación, el motivo es “la inminencia del invierno del año 2026 y la volatilidad de los mercados internacionales”.

Licitación

Por resolución 33/26, la Secretaría de Energía convocó a una Licitación Internacional con el objeto de seleccionar un único comercializador-agregador (C-A) de carácter privado, la cual deberá estar concluida en 40 días corridos (21 de marzo).

El C-A deberá celebrar con el titular y/o cesionario de la capacidad de la Terminal un contrato de servicios por 1 año, únicamente por la capacidad durante el período invernal 2026 (abril-septiembre). Fuera de éste, podrán acordar por la capacidad disponible para optimizar el uso en beneficio de todo el sistema. Para el período invernal 2027, el C-A tendrá el derecho de igualar la mejor oferta que se presente en dicha licitación.

En los lineamientos anexos se establece lo siguiente:

• Abastecimiento: en caso de que el C-A no hiciere un “uso pleno” de la capacidad y estuviere en “riesgo el abastecimiento” la demanda ininterrumpible de las Distribuidoras, la SEN podrá comprar “volúmenes adicionales” de GNL.
• Precio: el modelo del Contrato incluirá el precio total anual que el C-A deberá pagar en concepto de los servicios de la Terminal.
• Criterios de selección: serán agentes con acreditada experiencia en el mercado global de GNL y argentino de GN, y acreditada solvencia financiera/patrimonial.
• Criterio económico: menor monto (US$/MMBTU) adicional por sobre el valor del marcador Title Transfer Facility (TTF) europeo. El valor cotizado deberá cubrir todos los costos a transferir al mercado local, considerando su estimación de cargamentos, contratos internacionales, pago del Contrato de Servicios y margen razonable por su actividad como C-A.
• Marcador internacional: será el siguiente para cada demanda:
• Firme de Distribuidoras: en el contrato de abastecimiento al Enargas se tomará el promedio de las cotizaciones diarias del “Dutch TTF ICE Natural Gas Futures Contract” (Monthly) de los primeros 5 días de cada mes.
• Otros contratos firmes y ventas spot: ídem, con la declaración del Costo Variable de Producción (CVP) quincenal de Cammesa.
• Se deberá multiplicar el valor que resulte del TTF por el factor de ajuste de unidad de 0,293071, ajustado para la conversión de moneda.
• Obligaciones del C-A: informar a la SEN respecto de la efectiva utilización de la Terminal, incluyendo el volumen a importar para Distribuidoras, con una antelación mínima de 40 días a la recepción de los volúmenes.
• Precio Máximo: para los contratos firmes será el precio ofertado sumado al TTF.
• Tarifas:
  • El precio del gas efectivamente entregado a las Distribuidoras será trasladado a tarifa en concepto de pass-through de costo del gas, ya sea mediante su inclusión en el precio de gas en PIST de los cuadros tarifarios, o como Diferencias Diarias Acumuladas (DDA).
  • Para contratos de generación eléctrica, Cammesa definirá el precio de referencia, en base al precio ofertado más el TTF, el que funcionará como tope en caso de existir ventas directas a Cammesa. En el caso de compras propias directas por Generadores MEM, estos podrán declararlo como combustible propio (cf. Res. SEN 400/2025).
• Subsidios: el costo de abastecimiento derivado de la provisión de GNL regasificado no integrará la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (cf. Decreto 943/25).
• En caso de que, a criterio de la SEN, las ofertas recibidas no resultaren acordes con los objetivos de los Lineamientos, o no resultaren convenientes ni oportunas, la Licitación podrá declararse desierta y la importación seguir vía Enarsa.

Ventajas

El Gobierno apuesta a que este giro regulatorio y operativo le aporte al sistema gasífero los siguientes beneficios económicos:

1. Que un trader internacional consiga mejores descuentos al negociar toda la campaña invernal en forma directa con un solo proveedor (a diferencia de los sucesivos Tenders que suele hacer Enarsa bajo esquemas de competencia).
2. Que un C-A local logre bajar el grado de incobrabilidad que soporta Enarsa por la venta de GN (regasificado) en el mercado interno, por parte de Distribuidoras, Generadores térmicos y el sector industrial.

Análisis crítico

La salida de Enarsa (así como la de Cammesa en el mercado eléctrico) responde a criterios ideológicos arraigados en la Ley de Bases –cuyo principio ordenador procura la “reducción al mínimo la intervención del Estado” en la economía–, antes que a motivos de corte económico-operativos.

Cierto es, por un lado, que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL”, tanto para la Terminal de Bahía Blanca como la de Escobar, desde 2008 y 2011, respectivamente. Ello, puesto que ha sido el brazo ejecutor de una política pública organizada a partir del Programa Energía Total (cf. Res. MINPLAN 459/2007), en calidad de “Unidad de Gestión Técnico-Operativa” con funciones de diseño, construcción, operación, mantenimiento, gestión y administración del sistema de GNL.

No obstante, tal intervención estatal no ha adolecido de los defectos imputados, al tiempo que las enormes erogaciones del Tesoro se han materializado en mejoras nodales para el sistema de transporte. En primer lugar, ha sido esta Administración quien, durante su primer año de gestión, resolvió (i) omitir toda obra pública en la materia, procrastinar en decidir (ii) la anulación del Tramo II del GPNK y (iii) la continuidad de la reversión del Gasoducto Norte, así como (iv) demorar la adjudicación de la Iniciativa Privada de TGS para potenciar el GPM (Tramo I del GPNK). En segundo lugar, las obras de expansión del sistema de transporte han permitido un hecho irrefutable: mientras que en el año 2014 se importaban ~100 buques de GNL (y durante los 12 meses del año), en 2025 las compras de ENARSA se redujeron a 1/4 de esa cantidad (27 cargamentos y solo para el invierno).

Por su parte, vale advertir que el DNU en cuestión no logra acreditar la existencia ni de la “necesidad” ni de la “urgencia” de la medida, atento que:

• No existe una norma constitucional que delimite estrictamente las funciones del sector público y del sector privado en materia económica;
• Los resultados han sido intrínsecamente satisfactorios, pues las campañas de importación lograron abastecer al mercado interno en tiempo y forma.
• Tal solución ha sido eficiente en términos de abastecimiento oportuno de la demanda local, evitando así cualquier situación de inseguridad energética extendida durante los sucesivos inviernos desde 2008 al presente –mantenida por Administraciones de distinta orientación política.
• La“urgencia” basada en la inminencia del invierno es una clara “falacia de composición”: demorar una acción pública (lícita) para luego justificar facultades excepcionales en razón de una inevitable urgencia –esto es, lanzar el proceso a tan solo 2 meses del inicio del invierno, luego de 24 meses de gestión.
• Las erogaciones de envergadura por parte del Tesoro nacional responden a una política pública de desacoplar los precios internos a la demanda prioritaria de los valores de importación producto de la valorización en mercados globales (passthrough del import parity). Así, el origen de las transferencias se halla en una decisión del PEN/Enargas relativa al manejo de las tarifas y no en la actuación (in)eficiente de Enarsa en su gestión de importación de GNL.
• El GPNK ha sido una mejora crítica del sistema de transporte (+21 MMm³/d), instrumentada por Enarsa bajo un esquema de obra pública.

Finalmente, en cuanto a la fundamentación sobre la extensión de la “emergencia”, el PEN considera “necesario” establecer un “precio máximo” por dos inviernos para evitar fallas “monopólicas”. El argumento esconde, sin más, un avasallamiento de la facultad constitucional del Congreso, quien no ha delegado esa competencia en el PEN.

Desafíos

Más allá de estos cuestionamientos, es posible esbozar un conjunto de incertidumbres que la regulación deja traslucir:

1. Fracaso y déjà vu: todo este bouleversement del sistema de importación podría concluir en un fracaso de la licitación, por lo cual la continuidad de Enarsa no puede ser descartada.
2. Cohabitación: también podría suceder que el C-A no optimice el uso de la Terminal durante el invierno, escenario en el que la SEN deberá pedirle a Enarsa que traiga otros cargamentos, con la indeseable consecuencia de tener dos C-As en el mercado interno y a precios disímiles.
3. Contrato con YPF: el modelo contractual de Servicios a incluir en los pliegos, ¿establecerá lineamientos también para YPF, operador de la Terminal? ¿Afectará ello a la doctrina del alter ego que con tanto apego el Estado Nacional intenta rechazar en sede internacional? ¿Deberá YPF tratar el contrato en su Directorio?
4. Fee y margen: el precio que el C-A deba pagar por los Servicios (actual operatoria de Enarsa+YPF), sus otros costos y la propia renta razonable, ¿serán cargos a trasladar a los usuarios vía Enargas incluso con un spread que va de 3,8 US$/MMBTU (rég. SEF anual) a ~12 dólares la unidad?
5. Subsidios: si el costo del GNL no integrará la base de los Subsidios Energéticos Focalizados, ¿los beneficios no cubrirán el mayor costo de las tarifas del invierno?
6. Privilegio: ¿el derecho preferencial de igualar la mejor oferta para el 2do año es similar al beneficio de una típica Iniciativa Privada? ¿Se asemeja al que reclamaba Techint para una compulsa entre privados? ¿Es la reposición del régimen de “compre nacional” derogado? ¿Es un beneficio que la Ley de Bases le niega a las empresas públicas, pero aquí aplicado a una empresa privada (incluso internacional)?
7. Garantías: ¿requerirá esta operatoria de avales y garantías estatales (recordar los atrasos en la entrada de un buque en 2024 por falta de Carta de Crédito)? ¿En su defecto, confiarán los traders internacionales en un único importador privado para vender 25 cargamentos en pocos meses?
8. 2027 y más allá: si el DNU 49 afirma que las obras de ampliación del sistema de transporte “recién entrarían en operación en el período invernal del año 2027”, ¿por qué se prevé una relicitación para ese año? ¿Y si ya no fuera necesario, se daría de baja el contrato con el buque Expedient de Excelerate?

(*) Doctor UBA en Derecho, director del Instituto de Gas y Petróleo (UBA) y titular de la consultora Paspartú.

, Juan José Carbajales (*)

La caída en el precio internacional del petróleo, una baja considerable en los márgenes de ganancias de los productores de petróleo de Estados Unidos sumados a una reducción en los rendimientos de los pozos de la Cuenca Pérmica están llevando a los productores de shale estadounidenses a expandir sus fronteras hacia nuevas cuencas. En este contexto, Vaca Muerta aparece como un play atractivo para la inyección de capital.

«Los productores estadounidenses de esquisto se encuentran en una crisis de la mediana edad: saben que sus mejores días de crecimiento ya han quedado atrás», reza un artículo del Wall Street Journal publicado hoy. A principios de este año, Harold Hamm, el magnate estadounidense conocido como “el rey del fracking” anunciaba que por primera vez en su historia detendría las perforaciones en la formación Bakken, en Dakota del Norte: “No hay necesidad de perforar cuando los márgenes prácticamente han desaparecido”, dijo el fundador de Continental Resources en una entrevista que brindó en enero.

Uno de los principales factores que llevó a Hamm a detener su actividad en Bakken, su formación estrella, fue que el breakeven para la perforación de un pozo pasó a valuarse en los US$ 58 por barril. En Vaca Muerta, en cambio, se ubica en torno a los US$ 45. En esta misma línea, la promesa del presidente Donald Trump de llevar el barril a los US$ 50 fue vaticinada por algunos especialistas como un determinante para reducir operaciones en todas las cuencas estadounidenses, incluidas el Permian.

En enero Hamm declaró a Bloomberg que “mucha gente está evaluando su actividad en todas las cuencas”. Este análisis derivó en la llegada de Continental Resources a Vaca Muerta.

En septiembre pasado el magnate se reunió con el presidente Javier Milei y dio a conocer que su compañía había adquirido a Pluspetrol el bloque Los Toldos II Oeste, convirtiéndola en la primera petrolera norteamericana en desembarcar en Argentina en los últimos 10 años. Además, el rey del fracking adquirió campos no convencionales en Turquía.

La nueva fase de los no convencionales

Ahora el modelo de Hamm podría replicarse a nuevos jugadores. El mensaje del multimillonario no pasó desapercibido entre los productores que exploran entrar en la fase del Shale 2.0, una nueva era de los no convencionales que abre la posibilidad a replicar el exitoso modelo del Permian y expandir las fronteras hacia otros cuencas más rentables.

La suma de factores ha conducido a los productores de shale a una “crisis de mediana edad”, asegura el WST: “Muchos han combinado fuerzas, y algunos están gastando capital extra para sacar el máximo provecho de la superficie que les queda (en Estados Unidos). Más recientemente, han comenzado a buscar esquisto en el extranjero”, reza el artículo.

Entre ellos, otra de las firmas que decidió abrir el juego fue EOG Resources -la petrolera independiente que es emblema de la eficiencia-que obtuvo una concesión para la exploración de 900,000 acres en los Emiratos Árabes Unidos, convirtiéndolo en su proyecto más ambicioso por fuera de EE.UU. De hecho, EOG había sido una de las pioneras en Vaca Muerta cuando en 2011 realizó las primeras perforaciones en Bajo del Toro junto a YPF. En 2016 finalmente decidía retirarse de Argentina para enfocar su actividad en su país de origen.

La caída de la producción en el Permian, la madre de la mirada al extranjero

La tendencia de abrirse al extranjero por parte de las compañías norteamericanas había tenido un primer auge en 2010 cuando los productores analizaban esa posibilidad, lo que determinó que a se período se lo conociera como «Global Shale 1.0». Sin embargo, analistas atribuyen a la exitosa producción en el Permian como la causante de que ese plan fracasara.

“Los tiempos han cambiado, y las condiciones ahora están maduras para la fase Global Shale 2.0. La cuenca del Permian sigue siendo un broteo, pero los pozos no son tan prolíficos como solían ser. En promedio, los pozos del Permian perforados por primera vez en 2016 en la formación Wolfcamp se estimaba que producían 65 barriles por pie lateral perforado. Se espera que los pozos perforados el año pasado produzcan 46 barriles por pie”, sostienen desde el periódico económico.

Según las estimaciones de los analistas consultados, el Wall Street Journal asegura que a los productores estadounidenses les quedan menos de 10 años de pozos de primer nivel: “Los productores norteamericanos de gran capitalización tienen en promedio alrededor de 7,5 años de inventario de perforación de esquisto de alta calidad. A los pequeños y medianas productores les va peor, con un promedio de 2,5 años de inventario de esquisto de alta calidad”, sentencia.

, Laura Hevia

Tras su reciente designación como director titular por la Clase D, Martín Maquieyra se integró a las funciones de gobierno de YPF, que conduce Horacio Marín como presidente y CEO. El exlegislador pampeano, cuya llegada se formalizó a fines de enero tras vencer su mandato el 10 de diciembre, desempeñará un rol en el Comité de Sustentabilidad y Riesgos de la petrolera,

La incorporación de Maquieyra es parte de los movimientos que llevaron a la designación del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en representación del Estado como Director Titular clase A, lo que le asegura al funcionario nacional la Acción de Oro en la compañía.

Estos cambios se dan como parte de una reconfiguración del Directorio que YPF comunicó días atrás a la Comisión Nacional de Valores, tras la reunión del 30 de enero, donde se produjeron movimientos internos de piezas clave del Gobierno nacional.

Tal como anunció la compañía, uno de los cambios más significativos fue el de Guillermo Francos, quien ya formaba parte del Directorio pero se desempeñaba en representación de la Clase A. Con la nueva estructura, dejó ese lugar para asumir como director titular Clase D, en tanto que se aceptaron las renuncias de Eduardo Rodríguez Chirillo y José Rolandi.

Manuel Adorni con la Acción de Oro

Ese espacio vacante en la Clase A fue ocupado por Adorni, quien comunicó su renuncia a percibir honorarios por el cargo. El control de la acción de oro es de gran relevancia para la estructura societaria de YPF, ya que otorga poder de veto en decisiones trascendentales y requiere de su voto afirmativo para definiciones específicas de la organización.

La llegada de Maquieyra al board responde a un perfil que combina formación académica con experiencia en el terreno legislativo. El exlegislador es Magíster en Gestión en Gas y Petróleo y cuenta con posgrados en economía y desarrollo sustentable, lo que le otorga perfil técnico para los desafíos que enfrenta la industria energética.

Su activo más valorado por el Gobierno fue su capacidad de articulación durante el debate de la Ley Bases. Como vicepresidente de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, Maquieyra fue el negociador central para consensuar con los bloques opositores los capítulos referidos a la reforma energética, que representaban una parte sustancial del proyecto oficial.

Este rol legislativo -ingresó al Parlamento en 2016 en reemplazo de Carlos Mac Allister y renovó su banca en 2017 y 2021- fue captado por el Gobierno como un activo por el cual le ofrecieron estar en el board de YPF.

Con estos cambios, el Directorio de la petrolera termina de definir los perfiles de sus comités de seguimiento, de cara a la próxima reunión prevista para finales de febrero, donde se continuará con la agenda técnica y de inversiones de la firma.

, Redacción EconoJournal

“Cuando alguien les dice ‘esta vez es diferente’, lo primero que ustedes saben es que esta vez no es diferente. Seguro que es mentira. Bueno, lo primero que quiero decirles para empezar este discurso es que está vez es diferente. Y quiero explicarles por qué”, aseguró Demian Reidel el 23 de abril del año pasado ante los socios del Rotary Club de Buenos Aires, horas antes de ser designado presidente de Nucleoeléctrica Argentina.

“Les voy a contar un chimento. A las 4 de la tarde a mí me hacen presidente de Nucleoeléctrica, que es la empresa del Estado que se ocupa de manejar las centrales nucleares. Y no es que quiera señalar a la gente con el dedo, pero él, el doctor Marcelo Famá, va a acompañarme en la gestión como gerente general. Nos conocemos como hace 30 años”, subrayó. “Vamos a traer un management absolutamente top, son casi todos ingenieros o físicos del Balseiro porque vamos a desarrollar el programa nuclear”, agregó.  

Famá fue desplazado el 21 de enero de su cargo luego de una denuncia interna por querer avalar un contrato con un supuesto sobreprecio de 140% y Reidel, quien intentó sostenerlo hasta último momento y perdió la votación dentro del directorio, siguió sus pasos este lunes, dejando la conducción de la compañía, a menos de diez meses de haber asumido y luego de perder el respaldo de la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, y del principal asesor presidencial, Santiago Caputo.

Más allá de las denuncias por corrupción que aparecieron en todos los medios, y que también incluyeron sospechas por la reciente cancelación en un solo pago de una deuda bancaria de 825 millones de pesos por parte del físico egresado del Balseiro, lo preocupante a nivel sectorial es la falta de avances del Plan Nuclear Argentino, del que Reidel fue nombrado responsable por el presidente Javier Milei.

Desde la finalización de Atucha II en 2014 el sector nuclear no ha podido concretar ninguno de los proyectos que se propuso. En el camino quedaron el plan para construir el Carem, los acuerdos con China para avanzar con las centrales nucleares de potencia Atucha III y IV, la reactivación o reconversión de la Planta Industrial de Agua Pesada, la expansión del ciclo de combustible —en sus etapas de conversión y fabricación— y la reactivación de la exploración y explotación de la minería de uranio, eslabón inicial de la cadena productiva, pese a que el país cuenta con reservas significativas de ese mineral.

Los distintos gobiernos han hecho numerosos anuncios, más o menos rimbombantes, durante los últimos años destinados a reactivar el sector, que luego se frustraron por falta de recursos y problemas de gestión. El Plan Nuclear Argentino asoma como un exponente más de ese fracaso.

El Plan Nuclear Argentino

Reidel presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al presidente Milei y el titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA.

“El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel.

Luego agregó que “este hito no solamente asegurará nuestra soberanía energética, sino que también nos permitirá replicar este éxito en el territorio nacional y exportar esta tecnología al mundo. Este reactor puede instalarse en muchos más tipos de terrenos que los anteriores modelos, lo cual permitirá industrializar zonas que hoy están despobladas. Esto facilitará el acceso a la energía en todo el país. Los cortes de luz serán apenas un mal recuerdo de una época en la que la Argentina desaprovechaba nuestros enormes recursos”.

Las 3 fases del Plan Nuclear Argentino

La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club en abril—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, para sumar un total de 1.200 MW. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.  

“El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó. 

La mirada incrédula de los presentes lo llevó en ese momento a bromear con aquella frase de Carlos Menem sobre los vuelos espaciales que se iban a remontar a la estratósfera. “Para que no se parezca a lo del cohete de Anillaco, yo les digo que esto es verdad”, aseguró entre risas imitando el acento del caudillo riojano.

“Les voy a dar los nombres de los tres ingenieros principales que están con la patente. Son Palito, Vivi y Koro, no Pablo Florido, Viviana Ishida y Sergio Korochinsky. Son amigos míos. Koro era compañero mío en el Balseiro”, agregó para tratar de llevar confianza.

Aquel día sostuvo también que la fase 2 consolidaría a Argentina como exportador de este tipo de reactores y también de uranio, el combustible necesario para que funcionen. «Vamos a hacer como con el ‘modelo ‘Gillette’, que vende las maquinitas de afeitar y los repuestos», en referencia al reactor y los elementos combustibles.  

Por último, aseguró que la fase 3 contempla la construcción de una ciudad nuclear en la Patagonia en la que se puedan instalar, según puso como ejemplo, 400 pequeños reactores modulares para albergar centros de datos.

¿Qué se cumplió hasta ahora?

Si bien transcurrió poco más de un año desde la presentación del Plan Nuclear, el gobierno no ha brindado mayores precisiones sobre su avance. Existe un grupo de ingenieros trabajando en el primer SMR argentino, pero no hubo una presentación formal del ACR-300 diseñado por INVAP para su aprobación o licenciamiento en Argentina. Tampoco se ha mencionado quién financiará su construcción ahora que el Estado ya no aporta fondos, ni se informó sobre la firma de contratos para la ingeniería y construcción con empresas EPC (Engineering, Procurement, Construction). Además, no hay registros de excavaciones, movimientos de tierra, construcción de cimientos u otras obras físicas vinculadas al ACR-300 en el predio de Atucha.

Las internas dentro de Nucleoeléctrica incluso han amenazado con demorar la ejecución de la extensión de vida de Atucha I, según advirtió el mes pasado la gerencia encargada de ejecutar esa tarea.

Lo que sí hizo el gobierno fue crear en diciembre una Secretaría de Asuntos Nucleares para tratar de lograr mayor dinamismo en la ejecución de las políticas públicas relacionadas con el desarrollo nuclear. Al frente de esa oficina puso a Federico Ramos Napoli, un joven de 31 años, abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, sin experiencia en el sector más allá de su paso fugaz por Dioxitek durante este mismo gobierno.

Los expertos consultados por EconoJournal coincidieron en que Argentina puede desarrollar pequeños reactores modulares como el ACR-300, pero afirman que con un reactor nuevo como este –por eso ha sido patentado- la construcción podría llegar a demorar diez años. Reidel dijo en abril que, si le seguían diciendo que era imposible, iba a reducir todavía más el plazo de construcción, fijado en cuatro años y medio no para uno sino para los cuatro reactores de la fase 1. En todo momento insistió con que esta vez iba a ser diferente. Falta saber qué dice ahora.

, Fernando Krakowiak

La Secretaría de Energía formalizó este lunes el llamado a Licitación Pública Nacional e Internacional para que un operador privado realice la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno. La Resolución 33/2026 establece las reglas para el «comercializador-agregador», una figura técnica que reemplazará la gestión estatal de Enarsa en la terminal de Escobar, asumiendo el riesgo operativo para el abastecimiento de este año.

La resolución de hoy es consecuencia del Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026 publicado el 27 de enero, en el cual el Poder Ejecutivo dispuso implementar el nuevo esquema de importación y comercializadión de GNL. Para eso incluyó la extensión de la Emergencia del Sector Energético en transporte y distribución de gas hasta el 31 de diciembre de 2027. 

El core de la norma define un sistema de precios máximos para proteger el mercado interno. El valor del gas regasificado estará anclado al índice Title Transfer Facility (TTF) de los Países Bajos, referencia del mercado europeo. La competencia entre las compañías interesadas se centrará en quién ofrece el menor valor adicional para cubrir los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje y el transporte por ducto hasta el nodo estratégico de Los Cardales.

La norma especifica que tal precio máximo no podrá ser superior al marcador internacional que considere la Secretaría compuesto por el TTF publicado por Intercontinental Exchange, Inc. (ICE). A eso «se sumará un valor en dólares estadounidenses por millón de BTU (British Thermal Unit) que sea suficiente para cubrir todos los costos, incluyendo, pero no limitado a, flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la Localidad de Los Cardales, provincia de Buenos Aires».

La elección de un operador único responde a las restricciones físicas de la terminal de Escobar. Según los informes técnicos de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, «la infraestructura exige una utilización coordinada para evitar conflictos en la programación de las ventanas de arribo (slots) de los buques metaneros». Además, se busca centralizar la gestión del inventario en la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), optimizando el proceso de inyección al sistema nacional.

Contrato anual y exclusividad de regasificación

El contrato con el adjudicatario tendrá una vigencia de un año calendario, aunque la asignación de la capacidad total de la planta se concentra en el Período Invernal, definido entre el 1º de abril y el 30 de septiembre de 2026. Para los meses de baja demanda, el comercializador y el titular de la terminal podrán pactar el uso de la capacidad remanente, fomentando una mayor eficiencia en el uso de los activos.

Para las distribuidoras, el nuevo marco busca garantizar un precio competitivo que permita el traslado a tarifas de manera previsible. En el caso de los grandes usuarios industriales, si bien rige el precio máximo de la licitación, el componente del marcador internacional se ajustará al valor del mercado al momento de la compra, exponiendo a este segmento a la dinámica de precios globales del GNL.

Un incentivo fundamental para los oferentes es el derecho de preferencia incluido en el pliego. Quien resulte ganador este año tendrá la facultad de igualar la mejor oferta que se presente en una eventual licitación para el invierno de 2027. Este beneficio estratégico apunta a atraer a los grandes traders internacionales que buscan previsibilidad y permanencia en el sistema energético de la Argentina.

Por qué la urgencia en la licitación

El cronograma oficial refleja la urgencia del sector, por lo que la licitación debe concluir en un plazo máximo de 40 días corridos. Esta celeridad es necesaria para asegurar los cargamentos en el mercado global antes de que comience la estacionalidad fría, en un contexto donde el sistema de transporte aún presenta cuellos de botella para traer el gas de Vaca Muerta hacia los centros de mayor consumo.

Desde lo operativo, la entrega en Los Cardales es el punto de vinculación técnica con los gasoductos de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN). El comercializador-agregador deberá demostrar solvencia técnica y experiencia en logística criogénica compleja, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y del Enargas, que actuarán como autoridades de control del proceso.

La normativa aclara que este esquema de exclusividad operativa para Escobar no impide el desarrollo de otros proyectos privados de regasificación en el país. El objetivo es que la terminal bonaerense funcione como un ensayo de mercado abierto, donde el Estado abandone el rol de comprador y pase a ser el garante de reglas claras y transparencia en la competencia entre privados.

Finalmente, el Gobierno se reservó una cláusula de resguardo ante imprevistos. Si el procedimiento licitatorio no arrojara ofertas convenientes o se declarara desierto, la Secretaría podrá instruir a Enarsa para que retome el mecanismo actual de compras. De esta forma, se busca blindar el suministro invernal de 2026 mientras se intenta consolidar el traspaso de la actividad comercial al sector privado.

, Ignacio Ortiz

La operadora de transporte de gas TGS inició la construcción de las obras en el Gasoducto Perito Moreno y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de shale gas proveniente de Vaca Muerta. Al mismo tiempo, la empresa ya convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.

El proyecto es la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional. Presentada a mediados de 2024 por la compañía, fue sometida a un proceso de licitación pública nacional e internacional. TGS se presentó como el único oferente, lo que derivó en que, en octubre de 2025, el Gobierno le adjudicara la ejecución de los trabajos para ampliar la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina.

En la expansión de capacidad sobre la traza del Perito Moreno y el sistema regulado de transporte, el plan de obras contempla la adición de 105.000 HP de compresión y la adecuación operativa para la evacuación adicional desde Tratayén hacia el Litoral.

En el segmento del GPM, la ingeniería contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras en la provincia de La Pampa, específicamente en los nodos de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi. Las instalaciones, sumadas a la potenciación de la planta existente en Tratayén, aportarán un total de 90.000 HP de potencia.

El Gasoducto Perito Moreno, inaugurado en julio de 2023 y operado y mantenido por TGS, cuenta con 563 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, con dos plantas compresoras en Tratayén y Salliqueló de 15.000 HP cada una, que hoy permiten transportar 21 MMm³/día.

Impacto de las obras de ampliación y llamado a concurso abierto

La ampliación del Perito Moreno permitirá elevar la capacidad de transporte del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló. Aguas abajo, la compañía desarrolla en paralelo una obra de ampliación en su sistema regulado. Los trabajos técnicos consisten en adecuaciones técnicas para operar el ducto a mayor presión, optimizando el flujo de 12 MMm³/d adicionales desde Salliqueló hacia el nodo de consumo de GBA.

La compañía de energía lanzó este lunes los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).

Desde la perspectiva del despacho, la nueva configuración técnica permitirá entregar 14 MMm³/d en el nodo Litoral para el invierno de 2027. Esto resulta estratégico para la sustitución de combustibles líquidos, ya que el gas de formación neuquina reemplazará importaciones de GNL y gasoil que operan bajo costos marginales significativamente superiores a los de la cuenca doméstica.

El proyecto, adjudicado mediante la Resolución 397 de la Secretaría de Energía, establece una tarifa de transporte de US$ 0,69/MMBtu. Este valor contempla no solo el repago de la inversión de US$ 700 millones, sino también los costos operativos y de mantenimiento de la nueva infraestructura y de la ya existente bajo titularidad de ENARSA.

Upstream: cerca de 20 pozos iniciales en Vaca Muerta

Finalmente, el impacto técnico se extiende al upstream. La disponibilidad de estos nuevos 14 MMm³/d de capacidad firme traccionará la perforación de aproximadamente 20 pozos iniciales en Vaca Muerta. Esto requerirá, además, una inversión complementaria en el segmento de midstream de US$ 450 millones destinada a instalaciones de acondicionamiento de gas para cumplir con las especificaciones de transporte del sistema troncal.

Para la compañía y el Estado nacional, la puesta en marcha de esta infraestructura proyecta beneficios para la balanza comercial de país con un ahorro de divisas estimado en más de US$700 millones anuales, por la la sustitución de importaciones.

En términos fiscales, el impacto positivo se estima en los US$ 500 millones por año, cifra que no contempla los ingresos adicionales que podrían generarse por la exportación de excedentes de gas natural a la región durante el período estival.

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, Redacción EconoJournal