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La operadora Pluspetrol, en conjunto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), presentó la solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de desarrollar el bloque Bajo del Choique – La Invernada, ubicado en la formación de Vaca Muerta. El proyecto demanda una inversión estimada de US$12.000 millones para infraestructura de procesamiento, producción y evacuación.

El desarrollo de este activo forma parte de la estrategia de crecimiento de la operadora tras la adquisición de los activos de ExxonMobil, por una suma cercana a los u$s1.700 millones, y entre los bloques estratégios adquiridos se destacaban Bajo del Choique – La Invernada, reconocidos entre los mas productivos del no convencional.

Pero la operación cerrada a fines de 2024, y que marcó el inicio de una serie de operaciones millonarias en la Cuenca Neuquina, también incluyó Los Toldos II Oeste, que en noviembre Pluspetrol anunció su venta a Continental Resources, y Los Toldos I Sur y Pampa de las Yeguas I que en marzo acordó ceder JPM Energía.

El plan de trabajo a 25 años

La iniciativa técnica del proyecto anunciado hoy por Pluspetrol prevé para los próximos 25 años la perforación de más de 600 pozos, con la meta de alcanzar un nivel de producción de 100.000 bbl/d mediante la construcción de cuatro plantas de procesamiento y nuevos ductos de evacuación.

El cronograma de trabajo se divide en dos etapas: una primera fase centrada en la zona sur para alcanzar los 50.000 bbl/día y 6 MMSm³/día de gas, y una segunda etapa en la zona norte con inversiones similares para completar la capacidad máxima de crudo y elevar la producción de gas a 12 MMSm³/día.

La petrolera aseguró al comunicar la solicitud del RIGI que este despliegue de capital busca «potenciar el crecimiento energético con un impacto directo en la cadena de valor de Rincón de los Sauces y la región norte de la provincia«. Con este paso, Pluspetrol consolida su posición en la Argentina, donde actualmente se ubica como el cuarto productor de petróleo y gas

La compañía, que tuvo su origen en la cuenca neuquina hace más de 45 años, mantiene hoy presencia internacional en mercados como Perú, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.

La apuesta de Pluspetrol por Bajo del Choique – La Invernada se suma a su consolidación en el segmento del gas, donde recientemente se posicionó como la firma de mayor crecimiento anual con un salto del 46% en su producción. Este despliegue técnico en Vaca Muerta guarda similitudes estratégicas con el hito que la compañía enfrentó en el 2000, en Perú, al adjudicarse el proyecto Camisea, el yacimiento gasífero más grande de Sudamérica que la operadora aún gestiona.

, Redacción EconoJournal

La migración del diésel al gas natural en las operaciones de fractura se viene consolidado como un desafío tecnológico para la sostenibilidad de Vaca Muerta. Lo que en Estados Unidos comenzó como una búsqueda de eficiencia de costos, hoy se replica en la Cuenca Neuquina a través de una arquitectura de hardware y software que permite desplazar el uso de combustibles líquidos por el recurso propio del yacimiento.

Este salto cualitativo implica un cambio de motorización, pero a la vez la integración de sistemas de automatización capaces de gestionar la potencia y los transientes críticos (las variaciones bruscas de carga y torque) que demanda el pozo en su nueva escala de producción. Así lo plantearon en un encuentro técnico de la cadena de valor, Edward Eichstetter (CEO de EKU), Adrián Martínez (CEO de Calfrac) y George Jackson (VP de RPS), quienes presentaron la visión de un ecosistema que busca replicar el modelo estadounidense.

EKU, una compañía de origen alemán y con base en Estados Unidos, viene desarrollando durante la última década soluciones vinculadas a la electrificación de equipos de bombeo y al uso de gas natural en reemplazo del diésel, con foco en operaciones no convencionales. El desafío es producir más, pero con menor costo operativo, menos emisiones y una lógica tecnológica que permita escalar.

Argentina, un hub regional de talentos

Para Eichstetter, la región representa un hub de talentos que une experiencias de Europa y EE.UU. con el Cono Sur. «Más que traer automatización o tecnología para eficiencia, es una visión de cooperación porque todos los grandes productos vienen con clientes y proveedores. En conjunto con nuestra tecnología integrándola con Calfrac, buscamos integrar estos equipos de forma que el desplazamiento del diésel sea el máximo; mientras más automatización haya, mejor va a funcionar el sistema», aseguró en un encuentro con equipos técnicos de la industria.

El despliegue de bombas de fractura a gas es una sustitución de insumos, y un reto de ingeniería en el control de potencia. Eichstetter destaca que el uso de gas natural como combustible principal es un verdadero «game changer» que requiere una gestión inteligente. «Llevamos 10 años diseñando soluciones para usar gas. Ayudamos a automatizar ese proceso para que la bomba dé el mayor caudal posible de lo que logramos en EE.UU. El motor a gas para fractura tiene transientes muy importantes y, en conjunto con el controlador, tiene un efecto con el torque necesario para llegar a los niveles de presión requeridos», explicó.

La plataforma Maximus desarrollado por EKU se presenta como el cerebro de esta transición, diseñado para absorber la complejidad operativa de sets que operan decenas de bombas simultáneamente. Según el directivo, la meta es reducir la carga del personal de campo: «Estamos tratando de quitar ese tipo de decisiones al operador. Se trata de ver cada equipo con su funcionamiento diferente, porque es muy difícil para un humano saber si un equipo tiene una diferencia específica cuando se operan 30 bombas. Se simplifica todo a caudal y presión para que el conjunto funcione de forma más eficiente».

Desde la visión del prestador de servicios, Adrián Martínez, de Calfrac, subrayó que la tecnología debe ser, ante todo, confiable y adaptable al recurso local. «Argentina en muchos de los campos tiene gas y con esta tecnología no hay que hacerle grandes adecuaciones para que pueda funcionar y es un ahorro muy importante. Desde 2017 somos players en Vaca Muerta con muchas tecnologías implementadas, y esto nos está cambiando la manera de operar», afirmó el directivo.

Martínez detalló que la automatización optimiza el rendimiento y actúa en resguardo de la vida útil del activo y la seguridad operativa. «Con el sistema que nos propone EKU, la manera de operar la bomba ya no va a estar sujeta a un error humano. Cuida el equipo, que es lo más interesante de esta tecnología, además de poder operar a distancia», resaltó, haciendo hincapié en que una operación promedio hoy demanda entre 20 y 22 horas de bombeo diario.

El impacto económico de migrar a gas

El impacto económico de migrar al gas es directo y medible en la estructura de costos de completación. Según los cálculos de Calfrac, el ahorro logístico es masivo. «Una operación de una etapa consume 13.000 litros de combustible. Con bombas de gas reduce ese costo; un litro es un dólar, son 13.000 dólares por etapa que se desplazan. El proceso va avanzando muy rápido: empezamos con dual fuel y en muy poco tiempo ya se habla de que sea 100% gas», detalló Martínez sobre la aceleración de la curva de aprendizaje en la cuenca.

Por su parte, George Jackson, VP de RPS, aportó la visión del diseño integral de hardware, destacando que Vaca Muerta es hoy la frontera tecnológica del shale. «Mi visión es que es el play de shale más desarrollado por fuera de EE.UU. Las máquinas de fracking son las más desarrolladas; es una extensión de lo que desarrollamos en EE.UU. y es interesante ver cómo otro país suma esa tecnología. Tomamos el motor y diseñamos todo el sistema que lo acompaña —transmisión y bomba— e integramos todo eso con la plataforma de EKU», explicó el ingeniero.

Uno de los mayores desafíos técnicos resueltos por esta tecnología es la capacidad de procesar gas de pozo sin tratamientos químicos exhaustivos. Jackson destacó la flexibilidad de los motores frente a la variabilidad del fluido: «El gas de la tierra es sucio y hace falta equipamiento para poder manejarlo. Típicamente uno tiene que tratarlo, sacarle el butano y el propano, pero uno de los beneficios del motor es que podemos manejar un rango de BTU muy amplio, de 600 hasta 2.300. Opera como si fuera diésel aunque trabaja con gas natural».

La robustez de estos equipos proviene de su herencia en la industria de la compresión, lo que garantiza una mecánica superior. Jackson subrayó que «históricamente fueron motores de recolección de gas, y ese diseño se traduce muy bien en el fracking porque trabajan 24/7 manteniendo el ritmo. Los motores a gas tienen una vida de 25.000 horas frente a las 15.000 de un diésel, con lo cual el retorno de inversión es más alto«.

, Ignacio Ortiz

Las exportaciones mineras en el primer trimestre del año aumentaron un 81,6% en comparación con el mismo período de 2025. Entre enero y marzo, el sector exportó por US$2.409 millones y superó el récord histórico de la serie de US$1.327 millones del primer trimestre del año pasado. La suba fue impulsada por un mayor volumen de los envíos al exterior del oro y el litio, pero, sobre todo, por el alza en los precios internacionales de estos productos.

Los datos surgen de los últimos informes sobre origen provincial y exportaciones de la Secretaría de Minería con base en los registro de la Dirección General de Aduanas (DGA). En rigor, las exportaciones del primer trimestre se ubicaron un 158,1% por encima del promedio de los mismos tres meses entre 2010 y 2025, que es de US$933 millones.

Las exportaciones del sector minero (metalífero y no metalífero) significaron el 11,2% del total de los envíos al exterior del país de los primeros tres meses del año. En tanto, las exportaciones en marzo sumaron US$830 millones, equivalente a un incremento de un 70,9% interanual.

Provincias, proyectos de origen y principales destinos

El 98,6% de las exportaciones mineras en el primer trimestre se realizaron desde cinco provincias: Santa Cruz (US$1.008 millones, un 41,8%), San Juan (US$614 millones, un 25,5%), Jujuy (US$390 millones, un 16,2%), Salta (US$202 millones, 8,4%) y Catamarca (US$162 millones, 6,7%).

El informe destaca que la mayoría de las exportaciones se concretaron a partir de 20 proyectos, todos ubicados en las mismas cinco provincias. Los 10 desarrollos principales son Veladero, Cerro Moro, Cerro Negro, Cerro Vanguardia, San José, Cauchari-Olaroz, Chinchillas-Piquitas, Lindero, Fénix y 3Q.

Suiza, China, Estados Unidos y Canadá explicaron el 78% de los envíos al exterior en el primer trimestre del año. En volúmenes inferiores, la Argentina también exportó productos mineros a India, Corea del Sur, Alemania, Finlandia y Bulgaria.

Exportaciones de la minería metalífera

En el acumulado de los primeros tres meses del año, la minería metalífera (sin contar el litio) sumó exportaciones por US$1.919 millones. Esto implica un incremento interanual de un 77,1%, donde el oro aportó US$1.577 millones (65% del total exportado) y la plata US$306 millones (13% del total exportado).

Del total exportado durante marzo, el informe destaca que US$635 millones correspondieron a minerales metalíferos (el 76,5% del total del sector), principalmente oro, que exportó por US$532 millones y la plata, que sumó US$91 millones. El litio aportó en el mes un total de US$182 millones. El cobre todavía se mantiene en niveles marginales, acumulando envíos por casi US$12 millones mensuales.

En comparación con marzo del año pasado, el oro aumentó las exportaciones un 51,8%, un salto explicado por un aumento de un 68% en los volúmenes exportados y, principalmente, por la suba histórica del precio internacional.

La cotización de la onza de oro pasó de alrededor de US$3.000 en marzo de 2025 a ubicarse en los US$5.000 este año. La suba se debe a la búsqueda de refugio para los inversores y los bancos centrales ante un escenario volátil por la debilidad del dólar en 2025 y la incertidumbre generada en el mundo ante la guerra en Medio Oriente de este año.

Por su parte, las exportaciones de plata en marzo subieron un 137,4% interanual (US$ 53 millones más que en 2025), explicado por un incremento de los precios internacionales y por un aumento en los volúmenes exportados.

Mayores exportaciones de litio

El litio tuvo un crecimiento interanual en los montos exportados de 134,3%, “marcando el récord histórico de exportaciones para el mes analizado”, destacó el informe de la Secretaría de Minería. En cuanto a las cantidades exportadas, en el acumulado de lo que va del año exhibieron un incremento de un 52,3%. Al mismo tiempo, el litio explicó el 22% de las exportaciones mineras totales en el tercer mes del año.

El salto se debe a una recuperación del precio en más de un 90% de la tonelada de carbonato de litio (LCE, por sus siglas en inglés) en el último año hasta llegar a alrededor de US$25.200 en la actualidad.

Además, los proyectos de litio en producción en el país alcanzaron los US$456 millones en el primer trimestre del año, marcando un crecimiento de un 124,6% interanual, “siendo este dato de exportaciones en términos históricos la mejor posición para los primeros 3 meses de un año”, según detalla la cartera minera.

, Roberto Bellato

La suba en la cotización del petróleo podría traducirse este año en un significativo incremento de las exportaciones. Economía y Energía estimó en su último informe que si el crudo promedia los US$80 las exportaciones hidrocarburíferas aumentarán de US$11.086 a US$13.478 millones solo por el factor precios, si llega a US$100 sumarán US$16.820 millones y si cierra en US$120 treparán hasta US$ 20.218 millones. La pregunta es qué hará la industria con ese ingreso inesperado que podría percibir como consecuencia de la Guerra en Medio Oriente.

El ejercicio formulado por la consultora que dirige Nicolás Arceo es en algún punto conservador porque en los tres escenarios supone que los niveles de producción de crudo no sufrirían modificaciones sustantivas.

Ese dato podría estar determinando una subestimación en la mejora comercial si se toma en cuenta que el año pasado la producción trepó un 13% y con estos precios la actividad seguramente seguirá mejorando. De hecho, dado el vertiginoso crecimiento que se observa, el informe tomó como base los niveles de producción y exportación de crudo del cuarto trimestre de 2025.

Aún siendo conservador con los niveles de producción proyectados, si la cotización del barril promedia US$80 las exportaciones sumarán nada menos que US$2392 millones. A su vez, el saldo comercial sectorial se incrementaría en US$1866 millones, menos que las exportaciones porque la suba de la cotización del petróleo también impacta en los precios de los combustibles que se importan.

En el escenario de un crudo a US$100 el incremento que reportarán las exportaciones será de US$ 5734 millones con una mejora del saldo comercial de US$4285 millones. Por último, si el barril promedia US$120 dólares las exportaciones crecerían US$ 9132 millones y el saldo comercial sumaría un diferencial de US$6707 millones.

Qué harán las petroleras con los ingresos adicionales

La duda es qué harán las petroleras con ese ingreso extra impensado hace apenas algunos meses. ¿Lo van a reinvertir en la industria o lo va a sacar del negocio, ya sea tratando de girar mayores utilidades o apostando por activos financieros?

En el caso de YPF, que el año pasado concentró el 45% de la producción total de crudo y lideró el aumento de la producción, se da casi por hecho que todo el ingreso adicional que obtenga la compañía va a ser reinvertido en Vaca Muerta. Uno de los cuellos de botella que venía teniendo la compañía es la falta de financiamiento para apuntalar la producción, pero con esta suba del crudo ese problema en parte se despeja ya que tendrá fondos propios para hacer frente a su plan de inversión.

El CEO, Horacio Marín, anunció en febrero ante inversores que este año el plan de la compañía controlada por el Estado Nacional es invertir entre US$5200 y US$5800 millones.

Respecto a su salud financiera, la empresa había proyectado a comienzos de año un flujo de caja libre entre neutral y ligeramente negativo para 2026. Este equilibrio se explica porque el elevado EBITDA previsto se iba a ver 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 de 1.6x. Ahora se supone que los ingresos extra facilitarán la concreción de ese plan.

¿Qué pasará con el resto de las compañías? No hay tantas certezas sobre lo que harán como ocurre con YPF, pero hay un dato que permite suponer que aprovecharán para incrementar la inversión: la tasa de rentabilidad que se obtiene a partir de la perforación de un pozo petrolero en Vaca Muerta no es equiparable actualmente por casi ningún instrumento financiero.

En abril del año pasado, cuando el precio del crudo presionaba a la baja, Marín había señalado que Vaca Muerta se puede desarrollar con un barril de US$45. “Por supuesto ganamos menos plata. Pero no perdemos plata. Y se puede desarrollar. Eso es lo que se llama break-even price en la jerga petrolera”, explicó. Además, el gobierno oficializó en febrero la extensión del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones a las actividades del upstream de hidrocarburos. Si se toman en cuenta esos datos, no hay dudas de que con un barril por encima de los US$100 la explotación petrolera es una actividad altamente rentable. Por lo tanto, no hay grandes incentivos para que las petroleras privadas hagan como hizo Repsol en YPF antes de la expropiación, cuando toda la ganancia que obtenía la repartía como dividendos y la sacaba del país.

El contexto actual también ayuda porque este ingreso extraordinario de dólares coincide con un período de expansión de la mayoría de las firmas. Por ejemplo, Pluspetrol está desarrollando Bajo del Choique y La Calera, sus dos campos estrella de Vaca Muerta. “Para el 2025 estamos invirtiendo más de US$ 1000 millones para el desarrollo de nuestros activos y continuaremos en 2026 con montos de similar magnitud, tanto en facilities como en drilling”, aseguró en septiembre Julián Escuder, country manager de Pluspetrol Argentina.

El plan de Pampa Energía contempla el desembolso de entre US$1500 y US$ 2000 millones en Rincón de Aranda, Tecpetrol unos US$2000 millones en Los Toldos II y PAE tiene por delante la perforación de pozos en Aguada Pichana Oeste. Además, Vista es una compañía que ya ha demostrado que si recibe señales de precios incrementa la inversión muy rápido. Por lo tanto, es probable que esos mayores ingresos por mayores precios refuercen esos planes en Vaca Muerta.   

, Fernando Krakowiak

La minera canadiense Jaguar Uranium comenzó formalmente el plan de exploración en el proyecto Huemul de uranio, cobre y vanadio en la provincia de Mendoza. La empresa destacó que el proyecto esta bien posicionado para obtener financiamiento federal estadounidense tras la firma este año del acuerdo de minerales críticos entre los Estados Unidos y la Argentina.

Además de esa opción de financiamiento, la minera canadiense junior comenzó este año a cotizar en la bolsa de Nueva York con el objetivo de conseguir financiamiento privado para fondear sus proyectos de exploración, que en la Argentina incluyen el proyecto Huemul en Mendoza y un proyecto en Laguna Salada en Chubut.

Acuerdo de minerales críticos entre EE.UU. y la Argentina

Jaguar Uranium destacó que el proyecto podría calificar para obtener financiamiento federal estadounidense a través del EximBank o la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional (DFC), gracias a la rúbica del acuerdo estratégico en minerales críticos entre EE.UU. y la Argentina.

“La dirección cree que la naturaleza de yacimiento industrial abandonado del proyecto Huemul y su carácter avanzado en general, dada la producción histórica de la mina, encajan bien dentro del alcance de las posibles opciones de financiación estadounidenses, dado que el activo ha estado históricamente en producción”, comunicó la empresa.

El acuerdo estratégico en minerales críticos entre EE.UU. y la Argentina fue suscrito en febrero en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado en Washington. Delegaciones de un total de 54 países y de la Unión Europeaasistieron al evento que contó con la presencia del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio.

El canciller argentino, Pablo Quirno, y el vicesecretario de Estado, Christopher Landau, firmaron un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticosque ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».

Washington comenzó a liderar una iniciativa global para crear una zona comercial preferencial para minerales críticos. Las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos en minerales críticos para minimizar la exposición delas inversionesen los proyectos mineros a lavolatilidad en los precios internacionales.

Jaguar comienza la exploración en el Proyecto Huemul

La empresa canadiense informó la semana pasada el comienzo formal de su plan de exploración en el proyecto Huemul. La expectativa inmediata es presentar en mayo un estudio ambiental de referencia a la provincia de Mendoza para habilitar definitivamente las actividades de campo, muestreo de superficie y perforación en el proyecto.

El Proyecto Huemul es un activo de exploración y antigua explotación de 27.000 hectáreas ubicada en la zona minera de Malargüe. El proyecto se centra en la histórica mina Huemul, puesta en marcha en 1955 y operada de forma continua hasta 1975 por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), con aproximadamente 130.000 toneladas de mineral procesadas y concentraciones minerales históricas de 0,21% de uranio, 2,0% de cobre y 0,11% de vanadio.

Jaguar diseñó un programa de exploración inicial en varias fases para avanzar sistemáticamente en el Proyecto Huemul, una vez que el estudio ambiental de referencia sea presentado y aprobado por las autoridades mendocinas.

La primera fase contempla la verificación de datos y modelo geológico, de forma tal de establecer una base precisa para la estimación moderna de recursos. En la segunda fase se procederá con la prospección a escala de distrito para confirmar y delimitar el alcance de la mineralización de uranio, cobre y vanadio, guiándose por los resultados de la Fase I y el modelo geológico.

Jaguar Uranium

Jaguar Uranium es una empresa de exploración y desarrollo de uranio centrada en el descubrimiento de yacimientos de uranio y dedicada a la exploración de este mineral, con activos en la Argentina y Colombia. En la Argentina, la empresa está impulsando el proyecto Laguna Salada en Chubut y la histórica mina de uranio Huemul en la provincia de Mendoza.

La empresa debutó en febrero en Wall Street con una oferta pública inicial (IPO) en la que logró recaudar US$ 25 millones. Los fondos de la oferta inicial serán destinados a acelerar y expandir el desarrollo de recursos y a fines corporativos generales.

En Chubut, Jaguar Uranium busca explorar y desarrollar la zona denominada «Guanaco» dentro del yacimiento de Laguna Salada, en la Meseta Central. Las autoridades ambientales de la provincia aprobaron en marzo la Evaluación de Impacto Ambiental presentada por la empresa.

«La pronta obtención del permiso de EIA es un hito importante para Jaguar Uranium», afirmó Steven Gold, director ejecutivo de Jaguar Uranium Corp. «Esta aprobación sienta las bases de nuestra estrategia de exploración acelerada en Laguna Salada y permite a Jaguar avanzar rápidamente hacia la siguiente fase de trabajo”, añadió.

, Nicolás Deza

La Cámara de Explotación y Producción de Hidrocarburos (CEPH) publicó un informe donde destaca que el saldo comercial del sector energético podría llegar casi a quintuplicarse en los próximos cinco años. En el escenario más optimista el superávit escalaría hasta los US$ 36.768 millones en 2030 por el incremento acelerado de la producción de crudo y gas en un modelo orientado a la exportación.

El informe elaborado por la CEP, con el asesoramiento de la consultora Economía y Energía, proyecta tres escenarios para los próximos años: moderado, expansivo y acelerado.

Escenario moderado

En el escenario moderado la producción de petróleo podría llegar al millón de barriles diarios en 2030 con un ritmo de enganche de pozos en Vaca Muerta del 5% anual, mientras que la producción de gas escalaría de 142 a 213 millones de m3 diarios de la mano de la exportación de GNL, un 50%.

Ese crecimiento está apuntalado por una inversión anual que oscilaría entre US$ 10.000 Y US$ 15.000 millones hasta 2030. En el caso de gas y petróleo, ese cálculo contempla las inversiones en perforación y reparación de pozos y un 15% adicional destinado al desarrollo de instalaciones de superficie. A su vez, en infraestructura se incluye:

• ampliación de la capacidad de transporte desde cuenca Neuquina por el ingreso de Vaca Muerta Sur en diciembre 2026 con una capacidad de 550 kbbl/d adicionales

• ampliación de TGS de la capacidad de transporte desde cuenca neuquina (+14 MMm3/día en julio de 2027)

• ampliación Tratayén – La Carlota en enero de 2030 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina);

• gasoducto dedicado al abastecimiento de las terminales licuefactoras en el Golfo San Matías en julio de 2028 (27 MMm3/día).

Lo que no está contemplado en ese cálculo son los costos asociados al alquiler de los buques licuefactores del proyecto de Southern Energy.

Todas esas inversiones, impactan en el nivel de producción y también en las exportaciones con el consiguiente beneficio en la balanza comercial sectorial. Según la proyección de la CEPH, Argentina podría exportar 2,45 MTPA de GNL a partir de septiembre de 2027 y 5,95 MTPA a partir de septiembre de 2028. Eso supone que las exportaciones crecerían de US$ 11.100 a US$ 17.741 millones entre 2025 y 2030, un 60,8%, y el saldo comercial aumentaría de US$7829 a US$14.548 millones en el mismo plazo, un 85,8%.

Escenario expansivo

En el escenario expansivo la producción de petróleo llegaría a 1.140.000 barriles diarios en 2030 con un ritmo de enganche de pozos del 11% anual acumulativo. En gas la producción podría subir de 142 a 281 millones de m3 diarios, un 97,8%.

En este caso, la inversión anual se ubicaría entre US$13.000 y US$21.000 millones.  Adicionalmente a lo contemplado en el escenario moderado, se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur incrementé su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028. A su vez, en gas, a la ampliación de TGS se le suma:

• la ampliación Tratayén – La Carlota que en este escenario se adelanta a enero de 2028 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina);
• desarrollo de capacidad de transporte por parte de los gasoductos dedicados a fin de abastecer la mayor capacidad de licuefacción.

En lo que respecta a la exportación, al escenario moderado se le suma 12 MTPA de GNL desde julio 2029 y 6 MTPA adicionales desde julio 2030. Esas mayores ventas de GNL suponen que las exportaciones trepan entre 2025 y 2030 de US$11.100 a US$27.945 millones, un 151% y el saldo comercial pasa en igual período de US$7819 a US$24.639 millones, un 215%.

Escenario acelerado

Por último, en el escenario acelerado la producción de petróleo podría llegar a US$1.676.000 millones en 2030, lo que representa una suba 107% en cinco años. A su vez, la producción de gas pasaría de 142 a 281 millones de m3 diarios, el mismo crecimiento que en el escenario expansivo, aunque se requerirían menos pozos de gas natural ante el incremento del gas asociado al petróleo.

La inversión anual se ubicaría aquí entre US$13.000 y US$27.000 millones. La principal diferencia con el escenario expansivo es que en este caso se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur incrementa su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028.

En materia de exportaciones, entre 2025 y 2030 pasarían de US$11.100 a US$40.074 millones, un 261%, mientras que el saldo comercial crecería de US$7819 a US$36.768 millones, un 370%.

¿Qué escenario ve más factible el sector?

La CEPH aclara que la probabilidad de ocurrencia de cada uno de esos escenarios “se encuentra asociada a la evolución que presenten los precios internacionales, pero centralmente a las condiciones que imperarán en la economía argentina”.

“Acceder a un sendero de crecimiento económico sustentable en el mediano y largo plazo será determinante a fin de alcanzar una disminución en los costos de financiamiento y, con ello, una expansión sustantiva en los niveles de inversión. A la vez, un escenario macroeconómico estable -y en expansión- permitirá potenciar el ingreso de inversión extranjera directa para expandir aún más el desarrollo de nuestros recursos hidrocarburíferos”, agrega el informe.

La CEPH también destacó que el inicio de los primeros proyectos de licuefacción en el país no hubiera ocurrido sin la instrumentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, cuya extensión al conjunto de la producción hidrocarburífera seguramente permitirá potenciar aún más los niveles de inversión en los próximos años. “ En síntesis, sólo la conformación de un horizonte macroeconómico y regulatorio estable, en un entorno fiscal competitivo a nivel internacional, permitirá incrementar sustantivamente los niveles de inversión y, con ello, de la producción hidrocarburífera en la próxima década”, concluye el informe.  

, Redaccion EconoJournal

La petrolera bajo control estatal YPF dio un nuevo paso en el proceso de desinversión de su participación en Metrogas, al avanzar hacia la etapa de due diligence tras cerrar una primera ronda competitiva que atrajo el interés de múltiples jugadores del sector.

Según informó la petrolera que preside Horacio Marín, la decisión se enmarca en la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos. Para llevar adelante el proceso, YPF contrató como asesor financiero a Citigroup que estructuró una primera fase en la que participaron 13 compañías interesadas.

Proceso de venta de Metrogas

Esa instancia concluyó el pasado 9 de abril con la presentación de ofertas no vinculantes. A partir de ahora, las propuestas consideradas más competitivas serán seleccionadas para ingresar a una segunda etapa, que contempla el acceso a información detallada de la empresa (due diligence) con vistas a una eventual transacción.

La compañía prevé que el proceso pueda cerrarse a lo largo de 2026, aunque su concreción estará sujeta tanto a las aprobaciones regulatorias correspondientes como a la obtención de garantías habituales en este tipo de operaciones. Desde YPF aclararon que hasta el momento no se adoptó una decisión definitiva ni se firmaron acuerdos vinculantes.

¿Cuánto obtendrá YPF de la venta de Metrogas?

En términos de valuación, en el mercado estiman que YPF buscaría obtener más de US$ 700 millones por su participación en la distribuidora. En la actualidad, la petrolera posee el control accionario a través del 100% de las acciones Clase A  (que representan el 51% del capital social) y un 38,7% de las acciones Clase B, equivalentes a cerca del 19% adicional.

El proceso de venta se da en un contexto en el que Metrogas logró recomponer su ecuación económico-financiera. La última Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para el período 2025-2030 otorgó previsibilidad sobre los ingresos del segmento de distribución, tras varios años marcados por el rezago tarifario. Ese escenario había afectado a la compañía, que incluso debió reestructurar un pasivo en dólares cercano a los US$ 250 millones tomado en 2017, situación que la llevó a un cuadro de estrés financiero hacia fines de la década pasada.

Con el nuevo esquema tarifario, la distribuidora cuenta ahora con mayor certidumbre a mediano plazo. Sus ingresos anuales superan los US$ 800 millones, mientras que el EBITDA se ubica en torno a los US$ 150 millones.

Además, Metrogas es la mayor distribuidora de gas natural del país en términos de clientes, con más de 2,4 millones de usuarios y una participación cercana al 20% del mercado residencial. En función de estas variables, su capitalización bursátil ronda los US$1.100 millones.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía decidió finalmente no avanzar con la contratación de un agregador comercial privado para la importación de gas natural licuado (GNL) durante el invierno. La decisión se tomó debido al escenario de precios elevados e inestables tanto del petróleo como del GNL, derivado de la guerra en Medio Oriente. Además, se suma un cuadro económico doméstico complejo, marcado por la aceleración de la inflación en marzo.

Según fuentes oficiales, primó la postura del Ministerio de Economía, que conduce Luis Caputo, de evitar trasladar plenamente el costo del GNL a las tarifas de gas y electricidad durante el invierno.

Ese pass-through hubiera implicado un impacto directo sobre los precios regulados a partir de mayo, con potencial efecto sobre la inflación, en un momento en el que el Ejecutivo busca consolidar una desaceleración del índice de precios al consumidor (IPC).

La medida implica, en los hechos, dejar sin efecto la licitación oficial que había ejecutado Enarsa para seleccionar una empresa privada que asuma el rol de agregador comercial, encargándose tanto de la compra de GNL en el mercado internacional como de su posterior reventa a distribuidoras, grandes usuarios industriales y generadoras eléctricas.

La tarea continuará —al menos por este año— bajo la órbita de Enarsa, que seguirá siendo la encargada de importar los cargamentos de gas y comercializarlos en el mercado interno. De hecho, está previsto que la firma estatal adquiera un tender de entre 10 y 12 buques de GNL para junio y julio.

Enarsa y el proceso competitivo que quedó trunco

La licitación representaba una de las iniciativas más reformistas que tenía decidido encarar el gobierno de Javier Milei en el área energética, ya que implicaba correr al Estado de la importación de gas por barco para cubrir el pico de la demanda residencial durante el invierno.

El proceso había derivado en una competencia muy ajustada entre Naturgy —una de las principales distribuidoras de gas del país— y Trafigura, uno de los mayores traders de materias primas del mundo.

En una segunda ronda de desempate, la empresa ibérica había presentado la mejor oferta económica, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU para hacerse cargo de la importación y comercialización del GNL en el mercado doméstico.

EconoJournal había remarcado este lunes que la definición del proceso presentaba múltiples derivadas y que su resolución sería compleja en cualquiera de los escenarios posibles.

Finalmente, desde la conducción del área energética le comunicaron este miércoles por la tarde a Naturgy la decisión de que sea Enarsa quien continúe al frente de la importación de GNL y del abastecimiento de gas para el invierno.

En ese esquema, Enarsa seguirá funcionando como proveedor de última instancia para cubrir eventuales picos de demanda.

, Nicolas Gandini

YPF terminará de presentar en los próximos días un ambicioso plan de remediación de pasivos ambientales en Chihuido de la Sierra Negra y Puesto Hernández, dos campos convencionales de la petrolera bajo control estatal en el norte de la provincia que supieron ser por varias décadas los mayores pulmones productivos de la empresa.

En concreto, la petrolera que conduce Horacio Marín está terminando de negociar con el Ministerio de Energía de Neuquén, que encabeza Gustavo Medele, el abandono de hasta 2000 pozos petroleros en esos bloques, que atraviesan desde hace años una etapa de marcada declinación productiva, así como también, el desmantelamiento de múltiples instalaciones de superficie (baterías, tanques de almacenaje y cañerías).

Chihuido de la Sierra Negra y Puesto Hernández, que en los ’80 y ’90 permitieron el desarrollo petrolero de la zona de Rincón de los Sauces, son dos campos maduros que YPF no pudo incorporar en Proyecto Andes, la iniciativa con la que transfirió más de 50 áreas convencionales en distintas provincias. Sus pasivos ambientales y los altos costos de producción —el lifting cost en los bloques super los 40 dólares por barril— atentaron contra esa idea.

En función de ello, YPF prevé revertir a la provincia esas áreas, cuya concesión expira el año que viene. Para eso, es condición necesaria que Neuquén termine de cerrar con YPF el alcance de un plan de remediación de pasivos y abandono de pozos. El principal antecedente en ese plano es el acuerdo que YPF cerró con la gobernación de Santa Cruz para transferirle a Fomicruz, la empresa provincial de energía, unos 10 campos maduros que estaban en cabeza de la petrolera bajo control estatal. En ese caso, YPF se comprometió a financiar la operación de hasta cinco equipos de abandono de pozos durante cinco años.

El año pasado, Marín explicó la inviabilidad de vender Chihiudo de la Sierra Negra y Puesto Hernández, que actualmente cuentan con una producción cercana a los 3000 a 4000 barriles diarios. “No se puede vender algo pagando”, reconoció el CEO y presidente de YPF. “Siempre supimos que nos queríamos ir de esas áreas, pero no sabíamos cómo hacerlo”, había dicho.

YPF y el acuerdo con Neuquén

EconoJournal pudo saber de fuentes provinciales que YPF y Neuquén delinean un plan de remediación de pasivos que podría demandar varios años de ejecución. En términos legales, eso implicaría cerrar un modelo contractual para extender bajo alguna nueva figura esas concesiones, que vencen en 2027, permitiéndole a la petrolera quedarse hasta la próxima década con el fin de culminar el proceso de abandono de pozos y retiro de infraestructura.

YPF está finalizando el inventario completo de pozos a abandonar y comenzó a delinar el plan para su cierre, dejar instalaciones y desarmar baterías: «Hay 2000 pozos en condiciones de abandonar. Si la concesión termina en 2027, se está pensando en darles una extensión con un permiso de abandono con el tiempo que implique la remediación», confirmó una fuente provincial.

“De nuestro lado, no estamos apurados para que se haga rápido el proceso porque sabemos que toda la inversión que se hace en abandono también se precisa en pozos nuevos para producir en Vaca Muerta”, sostuvo la misma fuente.

La provincia coincidió en que bajo las condiciones actuales era “inviable” la venta de estos bloques teniendo en cuenta su producción, la falta de infraestructura de evacuación para ese crudo y el gran capital que demandaría la remediación. Según indicaron, una vez culminado este proceso, Neuquén podría licitar ambas áreas, pero la gobernación no tiene apuro con reconcesionar los bloques.

La remediación de pasivos en números

Los números que implicaría la remediación de pasivos son importantes. Para poner en blanco sobre negro algunas cifras: el abandono de cada pozo requiere una inversión de entre 100.000 y 150.000 dólares. Cerrar, como pretende la provincia, los más de 2000 pozos inventariados en los bloques requeriría un desembolso de más de 250 millones. A eso hay que sumarle el desmantelamiento de baterías e infraestructura de superficie.

Por eso, la provincia propuso darle a YPF todo el plazo que requiera para poder costear esa inversión. «No tendríamos problemas en darle 10 años si lo necesitaran», explicó otra fuente provincial. Para YPF no hace sentido estar tanto tiempo abandonando pozos, una práctica que en EE.UU. está siendo revisada porque se están encontrando nuevas reutilizaciones de los pozos petroleros declinantes.

El acuerdo final entre YPF y Neuquén requerirá, a su vez, del articulación con Marcelo Rucci, líder del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa e histórico hombre fuerte del Movimiento Popular Neuquino (MPN) en Rincón de los Sauces.

, Laura Hevia

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), junto con el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), acompaña la edición 2026 del curso sobre el Sistema Globalmente Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos (SGA), una herramienta central para la gestión segura de sustancias químicas en la industria.

La capacitación, organizada por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y la Secretaría de Industria, Comercio y de la Pequeña y Mediana Empresa del Ministerio de Economía, está orientada a brindar conocimientos clave para la correcta clasificación de productos y la comunicación de sus peligros, en línea con la normativa vigente en Argentina.

Formación

La propuesta se desarrollará se dicta totalmente a distancia y de manera asincrónica, entre el 5 de mayo y el 16 de junio de 2026, a través del Campus virtual del INTI. El curso está dirigido a técnicos, profesionales u organizaciones que manipulan sustancias químicas y busca fortalecer capacidades técnicas para una adecuada gestión de riesgos, alineada con los requisitos establecidos por la legislación nacional.

En un contexto donde la seguridad, la trazabilidad y el cumplimiento regulatorio adquieren un rol cada vez más relevante, la adopción del SGA se consolida como un estándar fundamental para las empresas del sector. Su implementación contribuye no solo a la protección de las personas y el ambiente, sino también a la mejora de la competitividad y la integración en cadenas de valor internacionales.

Desarrollo industrial

La CIQyP®, mediante el PCRMA®, destaca constantemente la importancia de este tipo de iniciativas, que promueven la formación continua y el cumplimiento de estándares internacionales, pilares para el desarrollo sostenible de la industria química y petroquímica.

El PCRMA® constituye una iniciativa global de la industria química y petroquímica que asume el compromiso de gestionar de manera segura los productos químicos durante todo su ciclo de vida. Al mismo tiempo, impulsa su aporte a la mejora de la calidad de vida y al desarrollo sostenible, especialmente en ámbitos clave como la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente.

Para más información e inscripción, los interesados pueden acceder aquí.

, Redaccion EconoJournal

La industria energética cerró el primer trimestre de 2026 con un superávit de su balanza comercial de US$2.405 millones. Esta cifra representa el saldo positivo más alto de la historia para un inicio de año del sector, consolidándolo entre los cuatro principales generadores de divisas, de acuerdo al Intercambio Comercial Argentino, del Indec.

El desempeño de marzo por el indudable impulso del desarrollo de Vaca Muerta fue un período clave para alcanzar este récord, al registrar un saldo positivo de US$1.090 millones. Este resultado mensual también se posiciona como el superávit más alto de la historia para un mes, superando cualquier registro previo en las estadísticas energéticas.

El salto en la balanza de marzo se fundamentó en un sólido crecimiento de las ventas externas. Las exportaciones energéticas alcanzaron los US$1.235 millones, lo que representa un incremento del 23,2% en comparación con el mismo mes del año anterior, reflejando el aumento de la capacidad de evacuación de la producción local.

En simultáneo, el país logró una reducción drástica en la salida de divisas por suministro externo. Las importaciones de energía en marzo cayeron a solo US$145 millones, una contracción del 38,5% interanual que evidencia la mayor sustitución de compras externas por producción propia en yacimientos nacionales.

El contexto global aún no se percibe en las cuentas externas

A pesar de la escalada bélica de inicios de marzo, el impacto del alza de los precios internacionales aún no se refleja plenamente en las estadísticas de comercio exterior debido al rezago contractual de los embarques ya programados. No obstante, el mercado global registra un salto drástico en el precio del crudo Brent, que cotizaba en la zona de los u$s70 antes del conflicto, trepó hasta picos de u$s120 en marzo y se mantiene por encima de los u$s95 en lo que va de abril.

Al observar el acumulado del primer trimestre de 2026, las exportaciones totales del sector sumaron US$2.837 millones. Aunque el crecimiento interanual fue del 1,9%, la cifra destaca por haberse logrado en un contexto de precios internacionales volátiles, donde el mayor volumen compensó la caída de los valores de referencia.

Por el lado de las compras al exterior, el acumulado trimestral muestra un ahorro significativo para el Banco Central. Las importaciones de energía sumaron US$432 millones entre enero y marzo, lo que significa una caída del 35,7% respecto al primer trimestre de 2025, confirmando la menor dependencia de gas y combustibles importados.

Al desglosar la variación de la balanza en el parcial del año, el economista Nadin Argañaraz resaltó que el factor volumen fue el gran protagonista. El «efecto cantidades» aportó un saldo neto positivo de US$542 millones, compensando con creces la caída de US$248 millones generada por el «efecto precio» negativo en los mercados globales.

Este escenario permitió que el ahorro total por menores importaciones (US$240 millones) y el mayor ingreso por ventas externas (US$53 millones) confluyeran en la mejora neta de US$294 millones respecto a 2025. Así, el sector energético de la Argentina cierra su ciclo trimestral más exitoso, marcando un nuevo techo para la industria.

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, estimó días atras que la Argentina alcanzará una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en cinco años, al resaltar el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y valorar la vuelta del país a un sistema de mercado capitalista. «No estamos hablando del potencial de los recursos, sino que estamos hablando de proyectos concretos», aseveró.

, Ignacio Ortiz

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, confirmó este martes la existencia de conversaciones con los Emiratos Árabes Unidos (EAU) sobre una potencial ayuda financiera para el país árabe. El dato revela el temor a un ataque especulativo contra la moneda de los emiratos a medida que la Guerra en Medio Oriente se extiende en el tiempo y las exportaciones de petróleo crudo siguen limitadas.

La producción de petróleo crudo de EAU se situó en 2,4 millones de barriles por día en marzo, una caída de 1,3 millones de bpd con respecto al mes anterior. El recorte fue liderado por ADNOC, la petrolera estatal de los emiratos que a través del fondo XRG ingresó el año pasado al proyecto Argentina LNG de YPF.

El director de Inversiones de XRG, Nameer Siddiqui, afirmó la semana pasada que los acontecimientos geopolíticos relacionados con Irán no modifican la estrategia de inversiones energéticas globales de la compañía.

«Apoyamos plenamente la apertura del estrecho de Ormuz lo antes posible, y su apertura a todos los países del mundo, pero, dicho esto, esta volatilidad no altera nuestra forma de invertir«, declaró en la Cumbre de Economía Mundial de Semafor en Washington.

Émiratos Árabes Unidos conversa un swap de monedas con EE.UU.

El gobernador del Banco Central de los Emiratos Árabes Unidos, Khaled Mohamed Balama, planteó la idea de un swap de monedas al secretario del Tesoro, Scott Bessent, y a funcionarios del Tesoro y de la Reserva Federal en reuniones celebradas en Washington la semana pasada, según publicó el diario Wall Street Journal.

Trump confirmó la existencia de las conversaciones con EAU. “Ha sido un buen aliado nuestro, y ya saben, estos son tiempos inusuales.”, respondió el presidente este martes en una entrevista a CNBC. «Estoy sorprendido porque son realmente ricos», añadió.

Un intercambio o swap de divisas es una operación mediante la cual un Estado compra la moneda de otro Estado, para revenderla posteriormente. La operación tiene por objetivo sostener el valor de la moneda de un país cuando atraviesa una crisis de liquidez en su banco central.

Emiratos Árabes Unidos mantiene una política cambiaria de convertibilidad con la moneda estadounidense desde 1997. Su moneda oficial, el dirham, mantiene una paridad cambiaria de 3,67 dirhams por cada dólar estadounidense. El Banco Central de EAU cuenta con reservas en dólares por al menos 250.000 millones.

Si bien los funcionarios emiratíes no han solicitado formalmente una línea de intercambio de divisas, las conversaciones revelan la preocupación por una potencial falta de liquidez para sostener la paridad cambiaria. La propuesta fue presentada como preliminar y de carácter preventivo, según informaron funcionarios estadounidenses a la prensa local.

La Reserva Federal (FED) de los EE.UU. concedió líneas de intercambio de divisas para distintos países durante la crisis financiera de 2008 y la crisis de la pandemia del Covid 19. La posibilidad de que un swap de monedas con EUA pase el filtro de la FED luce difícil, dado que su banco central cuenta con un abultado nivel de reservas en dólares.

Sin embargo, el Departamento del Tesoro sorprendió el año pasado otorgando una línea de financiamiento excepcional para la Argentina por un monto de hasta US$ 20.000 millones.

, Nicolás Deza

TotalEnergies y Ámbar Energía, del gigante grupo brasileño J&F, concretaron la primera exportación de testeo de gas natural de Vaca Muerta hacia la central termoeléctrica de Uruguaiana, a través del Gasoducto del Mercosur. La operación es la primera que se registra por ese ducto desde 2021 y permitió detectar las adecuaciones que requiere la infraestructura de transporte que se extiende desde la localidad Aldea Brasileña en Entre Ríos, hasta Uruguaiana en Río Grande do Sul.

Este envío inicial se encuadra en una fase de validación técnica indispensable para el sistema, según fuentes vinculadas a esta primera exportación temporal. Tras años de falta de operación, el primer envío de gas natural pemitió identificar los protocolos de puesta a punto requeridos para verificar la integridad de la tubería, válvulas y estaciones. La premisa es asegurar que las instalaciones en ambos lados de la frontera respondan a las exigencias de un contrato de exportación en firme.

Las tareas están a cargo de la empresa Petrobras y Ambar Energía, y los resultados de esta revisión técnica deberían determinar si el ducto entra finalmente en condiciones de operatividad plena y estable. La obra inaugurada en el 2000 es operada por la empresa Transportadora Gas del Mercosur, cuyos accionistas son Total Gas, Tecpetrol, Central Puerto y CGC, del lado argentino. La operadora en el vecino país se denomina Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB), con participación de Petrobras, Total Gas, Repsol e Ipiranga.

Estas primeras pruebas que lleva adelante Total desde la Argentina remiten a los testeos similares realizados hace justamente un año cuando la filial local de la empresa francesa concretó también la primera exportación hacia Brasil vía Bolivia. Por entonces la compañía trabajó con YPFB no sólo en los aspectos técnicos que permitió llevar el shale gas de Vaca Muerta a través del gasoducto GasBol, sino en también en los aspectos normativos.

Un test para la viabilidad de un ducto directo a Porto Alegre

Ahora, la importancia de comprobar la viabilidad del TGM para llegar directamente a Brasil sin pasar por un tercer país, va más allá de poder abastecer a la central termoeléctricas de Ámbar, sino que permitirá corroborar la viabilidad de llegar al cinturón industrial de Porto Alegro y al de San Pablo mediante una futura extensión de ese ducto. Se trata de una obra de algo mas de 550 kilómetros que se debería construir del lado brasileño, además de las adecuaciones de potencia de lado argentino.

Esta futura obra sería la continuidad del Gasoducto del Mercosur, ya existente desde fines de los 90, que transporta gas natural desde Aldea Brasilera (al sur de la ciudad de Paraná en la provincia de Entre Ríos) hasta Uruguaiana. Con una longitud de 421 kilómetros y una capacidad de transporte de 15 MMm3/d, la licencia de operación tiene vigencia hasta diciembre de 2027 y puede extenderse por un período adicional de 20 años, en los nuevos términos de la Ley de Bases.

Tras darse a conocer esta primera operación, Rodrigo Senne, Business Development de Ámbar Energía, expresó que la disponibilidad del recurso argentino es una ventaja competitiva para los activos de generación del grupo J&F. «Este contrato con Total representa una garantía de suministro para nuestra central termoeléctrica en Uruguaiana. Poder abastecer la planta con gas argentino, que es competitivo y está físicamente cerca, nos permite dar una respuesta rápida a las necesidades del sistema eléctrico brasileño, especialmente en momentos de baja hidraulicidad», afirmó.

La visión de J&F sobre el futuro de este vínculo es ambiciosa y apunta a una estabilidad de suministro. «Vemos esto como el inicio de una relación a largo plazo. La integración energética entre la Argentina y el Brasil ya no es un proyecto a futuro, está ocurriendo hoy. El gas de Vaca Muerta es la pieza que faltaba para darle estabilidad al polo industrial del sur de Brasil«, indicó el representante de Ámbar Energía.

Una termoeléctrica dependiente del gas argentino

La Central Térmica Uruguaiana (CTU) es un activo estratégico para la integración energética regional gracias a su proximidad a la frontera con una capacidad instalada de 640 MW. Esta planta de ciclo combinado, la más importante del sur de Brasil y la primera diseñada para funcionar con gas importado, requiere un suministro constante de hasta 2,8 millones de m³/día para operar a plena carga. Ante la discontinuidad del suministro argentino la planta estuvo inactiva con periodos de operación con GNL y con combustibles líquidos.

A fines de 2025, la Compañía de Investigación Energética (EPE) dio a conocer el primer Plan Nacional Integrado de Infraestructura de Gas Natural y Biometano (PNIIGB). Entre las 14 obras enumeradas que demandarían una inversión de US$7.500 millones se analiza la necesidad de priorizar la Conexión Argentina-Brasil para compensar la caída de las importaciones de gas boliviano y diversificar las fuentes de abastecimiento.

El proyecto Conexión Argentina-Brasil consiste en un gasoducto de 24 pulgadas de diámetro, con una longitud de 593 kilómetros, y una capacidad de 15 millones de m³/día en todo su recorrido. El gasoducto comienza en el municipio de Uruguaiana y continúa hasta el municipio de Triunfo, ambos en el estado de Rio Grande do Sul, conectando dos tramos ya construidos

La semana pasada concluyó el informe técnico elaborado en el marco del Grupo de Trabajo Bilateral (GTB) Argentina-Brasil, creado para evaluar alternativas de infraestructura, interconexión y exportación de gas natural argentino hacia el mercado brasileño. Los equipos técnicos de ambos países analizaron distintas alternativas de interconexión para viabilizar exportaciones firmes de gas argentino hacia Brasil, incluyendo rutas a través de Bolivia, Paraguay, Uruguay y una conexión directa.

, Ignacio Ortiz

El Gobierno nacional, a través de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética, formalizó la reestructuración del esquema de subsidios para el consumo de gas licuado de petróleo (GLP). El cambio representa una mejora para aquellos beneficiarios del ex Programa Hogar, subsidio que se había ido licuando con este gobierno y cuyos pagos habían sido discontinuados desde el año pasado. Sin embargo el nuevo monto por garrafa de 10 kilos equivale a apenas un tercio de su precio de mercado.

La Disposición 1/2026 estableció el monto del subsidio en $9.593 por cada garrafa, valor que se actualizará de forma periódica según los costos de fraccionamiento. La novedad es que el cálculo toma como referencia el precio mayorista por kilogramo del butano -la materia prima principal de la garrafa- fluido cuyo valor publica mensualmente la Secretaría de Energía, al que se adicionan diversos costos operativos del sector.

Es decir, el monto fijado de subsidio no reconoce el valor de mercado. Ya en agosto de 2025 la Secretaria de Energía en su informe técnico presentado en la audiencia pública para al reformulación del esquema de subsidios, tomaba como referencia un precio promedio informado por distribuidores oficiales de YPF Gas de todas las regiones del país de $20.852, por cada garrafa de 10 kilos. Hoy, ese valor asciende a $30.000 en un distribuidor oficial del Gran Buenos Aires por equipo de acero y de $33.000 para el nuevo modelo de plástico que lanzó recientemente la compañía. En este caso, más allá de las diferencias que se dan en otras regiones del país con un mercado totalmente liberado, el subsidio alcanza a un 31,9% por garrafa.

La nueva norma establece un sistema de cupos mensuales que distingue la demanda estacional. De abril a septiembre, el esquema de subsidio contempla un bloque de consumo básico de hasta dos garrafas mensuales por hogar que contarán con un subsidio parcial, ya que el costo real es superior. Durante el periodo estival, que abarca de octubre a marzo, el cupo se reduce a una sola unidad, asumiendo una menor necesidad de climatización y cocción en los hogares.

Sin embargo, en los meses más fríos el requerimiento real es superior a las dos garrafas si un hogar depende de gas envasado para cocinar, calentar el agua para baño y calefaccionar el ambiente. Ese consumo puede escalar hasta cuatro o seis garrafas al mes durante el invierno en regiones más frías del sur del país. No hay hasta el momento una información por parte del Gobierno y de la Secretaría de Energía respecto a si habrá un esquema que reconozca las diferencias bioclimáticas por esa situación geográfica.

Garrafas frente a gas por redes

Si bien es largamente conocido que el precio del gas en garrafa es superior al que recibe un usuario de gas por redes, la brecha se amplía aún más cuando se analiza la evolución de los subsidios para los sectores sociales más desfavorecidos históricamente. Según el Gobierno a partir de datos del Indec, el 48,6% de la población usa gas de red, y un 43,9% de la población utiliza gas de garrafa.

En el caso del gas por redes, en abril se sancionaron nuevos cuadros tarifarios que indentifican dos segmentos de usuarios: uno sin subsidios que paga el costo pleno de abastecimiento del gas y otro con subsidios que recibe una bonificación del 50%, hasta un umbral de consumo por región, sobre el costo de abastecimiento del gas.

Siguiendo las estimaciones del Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP (UBA-CONICET), con los nuevos valores, la factura promedio país del mes de abril para un usuario sin subsidios es de $44.130 por mes ajustada por estacionalidad. En tanto, un usuario con subsidios, en promedio, afronta una factura de $33.226, lo que representa el 75,3% del total. Por lo tanto, se le subsidia el 24,7% restante.

Ahora, para el usuario de GLP si utiliza más de dos garrafas en invierno como en la práctica se registra en cualquier hogar que requiera gas para cocina, higiene y calefacción, el gasto se incrementa a $90.000 si usan tres garrafas o $120.000 para cuatro envases. En cualquiera de los casos el subsidio será el mismo, es decir de $19.186, cifra que apenas llega al 21,8% de $90.000. Es que de acuerdo a la normativa, este bloque de consumo básico deja todo excedente de compra sujeto al pago de la tarifa plena de mercado, sin los descuentos previstos por el Estado.

Un análisis de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, detalla la transición estructural desde el histórico Programa Hogar hacia el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados. El análisis señala que el sistema anterior, que alcanzó a 4,2 millones de beneficiarios, sufrió un proceso de degradación técnica debido al congelamiento del subsidio en $1.786 desde octubre de 2023, situación que se agravó con la eliminación de los precios de referencia y la discontinuación de los pagos.

En cuanto a la implementación, el informe destaca que la nueva política unifica el beneficio sin distinguir por cantidad de convivientes ni mantener el régimen diferenciado que históricamente favoreció a la Patagonia por sus bajas temperaturas. Respecto al impacto en las cuentas públicas, Economía y Energía estimó un costo fiscal de US$476 millones para 2026, tomando como referencia un precio para la garrafa de 10 kg de YPF que había cerrado en diciembre de 2025 en $20.852.

Una base de datos fuera de control

La normativa establece una segmentación que vincula la percepción del beneficio con la validación de datos ante la AFIP y otros organismos de control. A partir de ahora, la asistencia queda reservada estrictamente a hogares sin conexión a la red de gas natural cuyos ingresos no superen los umbrales fijados por la autoridad de aplicación. La disposición busca eliminar las distorsiones del sistema previo, garantizando que el recurso fiscal llegue de manera directa al consumidor final sin intermediaciones.

Un cambio sustancial en la operatoria técnica es la obligatoriedad del uso de medios electrónicos de pago para validar el beneficio. La disposición instruye que el subsidio se efectivice preferentemente mediante reintegros en cuentas bancarias o billeteras virtuales interoperables. Según se explicó oportunamente, este requisito de bancarización apunta a reducir el flujo de efectivo en la cadena de distribución y asegurar que el descuento impacte de forma real en el bolsillo del usuario, evitando recargos indebidos en los puntos de venta minoristas.

A la vez, se planteó que los datos históricos del Programa Hogar evidenciaban un crecimiento estructural del número de beneficiarios, que pasó los 2,2 millones de hogares mensuales en 2019 a cifras superiores a los 4 millones a partir de 2023. Para la Secretaría, este incremento no se encuentra asociado a factores demográficos ni a variaciones significativas en la cantidad de hogares sin acceso a la red de gas natural, lo cual demuestra una pérdida de focalización progresiva del programa y la existencia de errores de inclusión.

Así, el proceso de reempadronamiento resulta crítico para la continuidad de la prestación, dado que la falta de actualización de datos en el RSEF derivará en la baja automática del padrón. El Gobierno otorgó un plazo de 60 días para que los actuales beneficiarios del antiguo Programa Hogar validen su situación socioeconómica bajo los nuevos parámetros. El cruce de información busca detectar inconsistencias patrimoniales, como la titularidad de vehículos de reciente fabricación o múltiples inmuebles.

Entre los fundamentos de la medida, se subraya la necesidad de consolidar una base de datos dinámica que permita identificar los patrones de consumo real en los hogares sin acceso a red. La norma señala que la recolección de esta información es un insumo estratégico para la planificación de futuras obras de infraestructura. De este modo, el registro no funciona únicamente como una herramienta de control fiscal, sino como un censo de vulnerabilidad energética que demanda a los beneficiarios reportar semestralmente las condiciones de sus instalaciones y el tipo de equipamiento utilizado para la cocción y calefacción.

El nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados, sancionado por Decreto 943 del 31 de diciembre último, marcó un cambio estructural al eliminar la segmentación anterior (N1, N2 y N3) y reducir la asistencia a solo dos categorías de hogares subsidiados y hogares con tarifa plena. Según los considerandos y lineamientos del esquema, el objetivo es mejorar la sostenibilidad fiscal y ambiental del sector, optimizando la focalización para proteger a los sectores más vulnerables.

, Redacción EconoJournal

En un momento en que Vaca Muerta empieza a exigir una nueva escala operativa, con mayor presión sobre costos, eficiencia y disponibilidad de equipos, la tecnológica EKU busca abrirse paso en la Argentina con una propuesta enfocada en uno de los grandes debates del sector: cómo gasificar, automatizar y digitalizar operaciones de alto consumo energético sin resignar confiabilidad ni retorno económico.

La compañía, de origen alemán y con base en Estados Unidos, viene desarrollando durante la última década soluciones vinculadas a la electrificación de equipos de bombeo y al uso de gas natural en reemplazo del diésel, con foco en operaciones no convencionales. La tesis de EKU parte de una premisa concreta: el desafío ya no pasa solo por producir más, sino por hacerlo con menor costo operativo, menos emisiones y una lógica tecnológica que permita escalar sin depender exclusivamente de mano de obra altamente especializada.

Digitalización de las operaciones

En Oil & Gas, la empresa trabaja sobre tres frentes principales: el diseño de plataformas de bombeo eléctrico para despliegues a escala de flota; la integración de controles y automatización para bombas de fractura 100% a gas natural; y la eliminación de ralentí (cuando el equipo está encendido pero sin hacer trabajo útil) mediante sistemas de arranque y parada automáticos ya implementados en más de 500 unidades. A corto plazo, la firma identifica oportunidades concretas en la estandarización de arquitecturas eléctricas, la automatización operacional y la integración rápida de telemetría y control. A mediano plazo, apuesta a una transición más amplia hacia bombeo a gas natural y operaciones intensivas en energía cada vez más electrificadas.

Uno de los ejes centrales de su propuesta es la digitalización. En esa línea, EKU desarrolló Maximus, una plataforma que permite integrar activos, monitorear variables operativas, unificar alarmas, registros históricos y lógica de control, desde una sola unidad hasta flotas completas. La empresa sostiene que, en un contexto de operaciones cada vez más complejas, la automatización dejó de ser una mejora incremental para convertirse en una condición necesaria para sostener crecimiento, repetibilidad y capacidad de operación remota.

Operaciones de alta demanda energética

La firma también busca diferenciarse con innovaciones de aplicación concreta. Entre ellas aparece el ESC (Engine Standby Controller), un sistema diseñado para eliminar horas improductivas de motor y reducir consumo de combustible, lubricantes y emisiones; y HELIOS, una solución híbrida que integra solar, baterías y generación térmica bajo una lógica de control inteligente. Aunque este último desarrollo trasciende el universo específico del upstream, muestra hacia dónde se mueve la compañía: sistemas más flexibles, más eficientes y con menor huella de carbono, sin perder robustez operativa.

En paralelo, EKU remarca que Argentina ocupa un lugar relevante en su estrategia global. La empresa define al país como un hub de talento y plantea que su presencia local no responde solo a una oportunidad coyuntural, sino a una visión de largo plazo. En ese marco, la compañía asegura que busca consolidarse en mercados donde la convergencia entre automatización industrial, analítica de datos, inteligencia artificial y nuevas arquitecturas energéticas pueda traducirse en mejoras tangibles de operación, seguridad y eficiencia.

Próximo evento

Como parte de ese avance, EKU llevará adelante un evento de desembarco en Buenos Aires el próximo miércoles 22 de abril por la mañana, en el que presentará su visión sobre las nuevas tecnologías aplicadas al negocio de bombas de fractura a gas y su potencial de implementación en Vaca Muerta. La actividad funcionará como carta de presentación formal de la empresa ante referentes del ecosistema energético local y buscará abrir una conversación sobre eficiencia, menor consumo, reducción de emisiones, automatización y uso inteligente de datos en tiempo real en Vaca Muerta específicamente.

, Redaccion EconoJournal

La empresa argentina Dosbio presentó en la ciudad entrerriana de Crespo los avances del proyecto ‘Ñande Zukufunt’, una iniciativa de bioenergía que contempla la instalación de dos plantas de biogás en la provincia con una inversión estimada de US$200 millones. Este desarrollo busca generar un nuevo modelo de generación de energía al transformar residuos avícolas y porcinos en recursos de alto valor agregado.

El proyecto cuenta con el respaldo del gobierno de Alemania a través de la agencia Euler Hermes. El embajador alemán en la Argentina, Dieter Lamlé, subrayó el interés de su país en este sector: “Alemania está muy interesado en energía renovable, y este es un proyecto muy importante con el que queremos avanzar”. Asimismo, el diplomático vinculó el clima de negocios con la próxima entrada en vigor del acuerdo Unión Europea-Mercosur, señalando que “va a ser una plataforma para inversiones y va a dar un marco legal apropiado”.

En términos de financiamiento, Dörthe Arend, representante de Euler Hermes, precisó que el mecanismo consiste en un esquema de aseguración y financiación para la importación de bienes de capital. “Todo lo que Alemania está exportando lo podemos apoyar con financiación, desde maquinaria y servicios hasta software; hacemos una evaluación financiera que nos permite avalar estas inversiones en el sector de energía verde, que es una prioridad para nosotros”, explicó la directiva.

Juan Khouri, gerente de Dosbio, detalló la hoja de ruta técnica y comercial de la firma. Tras una etapa piloto en el biodigestor municipal, la empresa apunta ahora a la escala industrial. “Logramos obtener el primer paso para el financiamiento de 190 millones de euros desde el gobierno federal de Alemania; lo que nos queda es trabajar de aquí a julio para ingresar al RIGI”, adelantó el directivo. El objetivo es finalizar los estudios técnicos de la etapa de preinversión hacia finales de este año.

Junto a Verónica Tito, socia de Dosbio y Directora de Asuntos Legales y Corporativos, Khouri explicó que «el BioGNL se utiliza para reemplazar diésel en transporte pesado y hoy muchas industrias dependen de combustibles caros que impactan directo en el costo final de sus productos”. En ese sentido, destacó que el modelo de Dosbio no solo apunta a la generación, sino a crear un circuito de abastecimiento eficiente y este mercado ya cuenta con el interés de firmas como Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y Gasener, que firmaron cartas de intención para la compra del producto.

Primero acuerdos con proveedores locales

Uno de los pilares del modelo es la asociación con productores locales como Fadel y Las Camelias, quienes proveerán la materia prima. Khouri especificó que para Dosbio «el guano y los desechos no son residuos, sino la materia prima para generar energía”. Bajo este esquema, los productores “van a ser socios y van a participar en la rentabilidad de los negocios que se van a generar, que fundamentalmente es la comercialización de BioGNL”.

Desde el punto de vista técnico, Khouri diferenció este desarrollo de otros proyectos de biogás existentes en el país, que usualmente se limitan a la generación eléctrica para contratos con Cammesa. “Proyectos de BioGNL a partir de guano en Alemania hay varios, pero de BioGNL hay un solo proyecto en Sudamérica, en Chile”, puntualizó, marcando el carácter innovador de la propuesta para la región.

Tito detalló que «el proyecto técnico prevé alcanzar una escala de 300.000 m³ diarios de biometano en un plazo de ocho años» y destacó que el potencial de generación de bioenergia en Entre Ríos es tan significativo que iguala en términos de volumen de gas a yacimientos convencionales de la talla de Manantiales Behr, en la provincia de Chubut.

El rol del municipio fue actuar como nexo entre el sector privado y la cooperación internacional. El intendentende Crespo, Marcelo Cerutti, definió su labor como la de “gestor de una oportunidad para darle la posibilidad a los productores y que en la provincia haya trabajo genuino”. El intendente remarcó que la planta no solo solucionará un problema de impacto ambiental en los frigoríficos, sino que consolidará a Crespo como un referente de innovación productiva.

Puesta en marcha de una planta piloto

La infraestructura proyectada para las plantas de Crespo y Villaguay espera alcanzar su plena operatividad hacia el año 2030. Mientras tanto, la puesta en marcha de la planta piloto municipal está prevista para finales de mayo, funcionando como una referencia tecnológica. “Firmamos para hacerlo a costo nuestro, para mostrar a escala piloto lo que estamos queriendo realizar en escala industrial”, concluyó Khouri sobre la estrategia de validación de Dosbio.

Con la integración de tecnología alemana, el aprovechamiento de la biomasa regional y el compromiso de comercializadoras de hidrocarburos, el proyecto se perfila como un eje clave en la transición energética de la Argentina. La iniciativa no solo contempla descarbonizar la matriz industrial entrerriana, sino también optimizar los costos logísticos y operativos de la cadena agroindustrial, transformando un pasivo ambiental en un activo estratégico para el mercado energético.

Dosbio también avanza en la construcción de una planta piloto en Alemania a través de su filial Dosbio GmbH, una iniciativa estratégica que busca operar directamente en el mercado europeo de las energías renovables. Desde su base en Hamburgo, la firma argentina gestiona la comercialización de sus desarrollos tecnológicos, y capitaliza una patente internacional para su sistema de biofertilizantes. Este desarrollo técnico permite la solidificación de efluentes líquidos para transformarlos en nutrientes de alta demanda, lo que otorga una mayor solidez financiera a los proyectos al diversificar los ingresos.

, Ignacio Ortiz

La importación de gas natural licuado (GNL) es desde hace casi dos décadas un terreno observado con recelo —o directamente con sospecha— por los distintos gobiernos que administraron la Argentina. Durante el segundo mandato de Cristina Fernández de Kirchner —que estaba al frente del Ejecutivo cuando el país comenzó a importar GNL en 2008— se modificó la metodología de contratación en 2012 para incorporar a YPF como actor central en la recepción de ofertas de GNL para mejorar la transparencia del proceso. Durante la gestión de Mauricio Macri se diseñó un esquema orientado a transferir gradualmente esa operatoria al sector privado, aunque nunca llegó a implementarse de manera efectiva. En tanto que el gobierno de Alberto Fernández —en línea con la parálisis que signó su mandato— estuvo atravesado por la falta de definiciones en torno al rol de Enarsa y mantuvo sin cambios sustanciales el esquema vigente.

La llegada de Javier Milei volvió a colocar el tema en agenda. Desde su asunción, el Ejecutivo planteó como objetivo desplazar a la empresa estatal de la importación de GNL y avanzar hacia un esquema en el que un actor privado asuma el riesgo de comprar el combustible en el mercado internacional y comercializarlo en el mercado local.

GNL, una licitación estratégica

En esa clave, la Secretaría de Energía diseñó un pliego para contratar a un agregador comercial que se encargue tanto de la importación de GNL como de su posterior reventa a los distintos actores del sistema: distribuidoras, generadoras —a través de Cammesa— y grandes usuarios industriales.

El proceso sigue abierto y debería definirse en las próximas horas —a más tardar mañana (martes 21 de abril)—, pero a pocos días de la decisión no existen señales contundentes que permitan anticipar cuál será el camino elegido por el Gobierno.

Lo que sí está claro es que el tema se definirá en la primera línea del Ministerio de Economía, encabezado por Luis Caputo, con participación de funcionarios de otras áreas del Gobierno.

Por qué la decisión se maneja con sigilo

El hermetismo no es casual. Si bien en términos conceptuales la idea de que el sector privado asuma la importación de GNL puede parecer un paso lógico —e incluso sencillo de verbalizar en términos discursivos—, su implementación práctica es considerablemente más compleja.

La licitación involucra múltiples derivadas: desde su impacto en las tarifas de invierno hasta la conveniencia económica para el Estado y el sistema, pasando por los riesgos regulatorios, contractuales y de ejecución que enfrentan los funcionarios que deben convalidar el proceso.

Desde su origen, la licitación representó una apuesta de riesgo. Implica intentar construir una alternativa al esquema vigente —basado en la intervención directa del Estado— en un mercado de alta volatilidad y con una economía local todavía frágil (elevado riesgo país, incertidumbre cambiaria, inflación persistente y riesgos de cobrabilidad).

A ese escenario se sumó un factor exógeno que terminó de complejizar el proceso: la escalada del conflicto en Medio Oriente, que incrementó la incertidumbre en el mercado energético global y disparó los precios del petróleo y sus derivados.

Una cuestión de números

En caso de que el Gobierno decida avanzar con la adjudicación a un agregador comercial, la licitación está virtualmente definida en favor de Naturgy, que ofertó una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. En el desempate superó a Trafigura, que había presentado una oferta de 4,57 dólares.

Esa prima incluye costos de regasificación, logísticos, componentes impositivos y, fundamentalmente, la valorización del riesgo que asume el agregador en un mercado volátil y con incertidumbre en la cobrabilidad. Por eso, no resulta comparable con las primas históricas de los tenders de Enarsa, donde los proveedores no asumían esos costos ni riesgos.

Un factor que complejizó la ecuación

En paralelo a la licitación del agregador, Enarsa licitó la semana pasada la compra dos cargamentos de GNL para mayo bajo el esquema anterior: las primas que obtuvo fueron muy competitivas: se ubicaron, en algunos casos, por debajo de los 0,50 dólares por millón de BTU.

Una lectura lineal podría sugerir que, si al costo total de regasificación, logístico e impositivo, que oscila entre 2,50 y 3 dólares por millón de BTU, se le suma las primas que obtuvo la semana pasada Enarsa de 0,50 dólares, el costo total del servicio debería ubicarse en torno a los 3,50 dólares, es decir, cerca de un dólar por debajo de la mejor oferta recibida para el agregador. «Cada cargamento trae 2,1 Tera BTU de GNL. Si se calcula el impacto por cada 1 US$/Mmbtu adicional arroja alrededor de US$ 2 millones adicionales de costo total», cuantificó a EconoJournal un trader de combustibles.

Sin embargo, esa interpretación es considerada reduccionista dentro del sector. Porque la prima obtenida para uno o dos cargamentos puntuales en mayo no necesariamente es extrapolable al resto del invierno. De hecho, los cargamentos correspondientes a los meses más críticos —junio, julio y agosto— podrían registrar precios más altos.

El desafío para el Gobierno es que debe tomar una decisión ahora, sin contar con información completa sobre la evolución futura de esos precios. A ese cuadro se le suma que en los últimos días de la semana pasada, tras señales de distensión en el conflicto en Medio Oriente, los precios del GNL registraron una caída cercana al 30 por ciento. Este lunes, el TTF —la referencia del GNL en Europa— volvió a cotizar a US$ 12 por millón de BTU, casi al mismo valor que antes del conflicto bélico.

«Estamos trazando los números finos para entender cuál es la decisión que más le conviene al país en este momento», se limitó a responder una fuente oficial ante la consulta de este medio.

La consistencia macroeconómica

Otro factor que incide en la decisión que evalúa el Gobierno es cómo integrar la operatoria de un agregador comercial con la gestión de las tarifas de gas y electricidad durante el invierno. El punto es sensible porque radica en la necesidad de evitar que el costo de los servicios públicos recaliente la inflación, en un contexto en el que el índice de precios al consumidor (IPC) mostró en marzo una suba de 3,4% y puso en tensión la estrategia antiinflacionaria oficial.

La contratación de un agregador comercial implicaría, en los hechos, trasladar el costo real del GNL a las tarifas de gas y también de electricidad, dado que el combustible se utiliza para generación en los momentos de mayor consumo residencial. Si el Gobierno no está dispuesto a convalidar ese pass through, una alternativa pragmática sería mantener la importación de GNL bajo la órbita de Enarsa al menos por un año más.

Ese enfoque se apoya en otro dato estructural: a partir de 2025, con la ampliación del sistema de transporte que está ejecutando TGS —a través de obras de repotenciación del gasoducto Perito Moreno—, la necesidad de importar GNL para el invierno se reducirá de manera significativa, posiblemente a menos de la mitad del volumen requerido este año.

Eso facilitaría, en una segunda etapa, la implementación de un esquema privado en un contexto menos exigente en términos de abastecimiento. Desde esa óptica, algunas fuentes del área energética consideran que lo menos riesgoso sería mantener la operatoria en cabeza de Enarsa durante esta transición.

El costo de sostener el esquema actual

Sin embargo, quienes promueven avanzar con la adjudicación a un privado advierten que sostener el esquema actual también tiene costos.

En particular, señalan que la cobrabilidad del GNL importado por Enarsa tiende a deteriorarse. En los últimos 15 años, la empresa estatal operó de facto como un canal de subsidio indirecto al consumo de gas, tanto para distribuidoras como para industrias y otros actores del mercado.

En ese contexto, las distribuidoras suelen compensar deudas con la estatal, en parte debido a los desfasajes generados por el régimen de subsidios a Zonas Frías, un régimen que fue ampliado en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández, cuyo financiamiento presenta déficits estructurales.

El resultado de sostener la opacidad del rol de Enarsa como proveedor de última instancia de gas sería seguir reproduciendo un circuito financiero frágil, donde el Estado termina absorbiendo costos fiscales y financieros crecientes.

Desde esa perspectiva, algunos funcionarios sostienen que avanzar con un agregador privado permitiría mejorar la disciplina de pagos y reducir el impacto fiscal del esquema.

Una decisión abierta

En consecuencia, la definición no es lineal. La licitación del agregador comercial de GNL condensa variables técnicas, económicas, regulatorias y macroeconómicas y afecta intereses creados de actores locales e internacionales que se resisten a un cambio del statu quo. A pocas horas del cierre de la licitación, el partido sigue abierto. Y la cantidad de variables en juego pone a prueba, como pocas veces, el alcance real del avance reformista del Gobierno sobre el sector energético.

, Nicolas Gandini

La adecuación de las plantas compresoras del Gasoducto Norte continúa virtualmente paralizada por un conflicto con la contratista Esuco. Por ahora, la demora no tiene consecuencias concretas porque no hay suficiente capacidad de transporte para incrementar los envíos de gas desde Vaca Muerta al norte del país, pero cuando TGS termine la ampliación del Gasoducto Perito Moreno quedará expuesto el cuello de botella que supone esta falta de avances.  

El gobierno inauguró en noviembre de 2024 la reversión del Gasoducto Norte, la obra consistió en la construcción de un gasoducto de 122,8 km que interconectó los Gasoductos Centro-Oeste y Norte desde La Carlota hasta Tío Pujio. Además, se avanzó con la instalación de 62 km de loop al norte de la Planta Compresora Tío Pujio.

A partir de ese momento se pudo comenzar a transportar hasta 15 millones de metros cúbicos de gas por día de Vaca Muerta al norte del país. No obstante, para completar la obra hace falta concretar la adecuación de las plantas compresoras de Lavalle, Lumbreras, Deán Funes y Ferreyra, lo que permitirá elevar la capacidad a 19 millones de metros cúbicos diarios.

Plantas compresoras pendientes

El contrato para avanzar con la adecuación de las cuatro plantas comprensoras pendientes se firmó el 11 de abril de 2024. Las obras tenían que estar listas entre marzo y junio de 2025. Sin embargo, en el segundo semestre del año pasado Esuco paralizó la actividad por falta de pago.

La contratista que comanda Carlos Wagner reclamaba a fines de octubre una deuda de 42.000 millones de pesos, no solo por el contrato para adecuar esas cuatro plantas compresoras sino también por la Planta Compresora Mercedes y la Planta Compresora Salliqueló, dos obras ya concluidas en 2024.  

“Los pagos debidos a esta contratista en relación a los trabajos de obra efectivamente realizados y certificados, resultan ser la principal y natural fuente de financiación de las obras, de modo que los incumplimientos del comitente sobre el particular han obligado a la empresa a financiar la continuidad a tasas de mercado que superan ampliamente las previstas en la estructura de costos original. Esta situación ha generado un desequilibrio estructural que no puede ser absorbido indefinidamente por la contratista sin comprometer la calidad y oportunidad de las prestaciones”, denunció Esuco en octubre.

El reclamo de Esuco es contra Enarsa, que llevó adelante la licitación y tiene la responsabilidad principal de la obra. La compañía estatal es conducida por Tristán Socas, un directivo que llegó al cargo a fines de 2024 por su cercanía con el asesor presidencial Santiago Caputo.

Enarsa comenzó a liberar algunos pagos a comienzos de año para tratar de avanzar la adecuación de las plantas compresoras pendientes, pero giró los fondos directamente a subcontratistas de Esuco.

Fuentes oficiales señalaron a EconoJournal que, si se giraban los fondos a Esuco, los acreedores bancarios de la firma podrían trabar esos pagos, comprometiendo la continuidad de la obra, por lo que se optó por cancelar directamente trabajos y provisiones de subcontratistas. La intención de Enarsa es ir más allá y desplazar a Esuco, pero no está definido aún si se avanzará en esa dirección.

Deudas y parálisis

Esuco le envió al gobierno a fines de octubre una intimación donde detalla las deudas acumuladas por Enarsa y como esos incumplimientos impactaron en el avance de las obras. La compañía detalla allí que tiene tres contratos con Enarsa:

• LPN GPNK 07/22: Planta compresora Mercedes
• LPN GPNK 12/22: Planta compresora Salliqueló bajo la figura de Esuco-Contreras con el 50% de participación
• LPN GPNK 02/2024: Reversión Gasoducto Norte. Obras para lograr la operación bidireccional de las plantas compresoras de Ferreira, Deán Funes, Lavalle y Lumbreras.  

El nivel de deuda acumulada en esos tres contratos llegaba en ese momento a los 42.857.690.230 pesos, siendo lo correspondiente a Esuco 30.859.94.731 pesos.

1) LPN GPNK 07/22: Planta compresora Mercedes

La planta compresora Mercedes ya está en funcionamiento. Según informó oficialmente Enarsa, su puesta en marcha fue en diciembre de 2024 y permitió agregar 6 millones de metros cúbicos por día al sistema Mercedes-Cardales, elevando la capacidad total de ese gasoducto a 15 millones de metros cúbicos diarios.

Pese a ello, Esuco le reclama a Enarsa una deuda de 11.419 millones de pesos por certificados de obra y de otros 2815 millones por trabajos complementarios. Todo eso sin tener en cuenta los intereses por mora.  

2) LPN GPNK 12/22: Planta compresora Salliqueló

La planta de Salliqueló también fue terminada y Enarsa la inauguró en octubre de 2024. Sin embargo, Enarsa mantiene una deuda con la UTE que integran Esuco y Contreras de 5224 millones de pesos por facturas vencidas y de otros 18.771 millones por adecuaciones provisorias de precios según el decreto 490/23.

3) LPN GPNK 02/2024: Reversión Gasoducto Norte

La Reversión del Gasoducto Norte es la obra más complicada porque está lejos de ser concluida y las deudas llevaron a su virtual paralización.  Según informó Esuco, en septiembre del año pasado el grado de avance de las cuatro plantas compresoras era el siguiente:

• Planta Compresora Lavalle: 75,1% (tenía que estar lista el 15/03/2025)
• Planta Compresora Lumbreras: 63,59% (tenía que estar el 15/03/2025)
• Planta Compresora Deán Funes: 27,53% (tenía que estar el 15/06/2025)
• Planta Compresora Ferreyra: 51,15% (tenía que estar el 15/06/2025)

En este caso la deuda por certificados de obra es de 6267 millones de pesos, aunque Esuco aclaró que ese monto no incluye intereses por mora ni otros trabajos realizados a solicitud del comitente y de TGS, “todos ellos, registrados, documentados y presentados en sucesivas notas contractuales a la espera de pronta respuesta”.     

, Fernando Krakowiak

La 13º edición de Expo EFI, Convención de Economía, Finanzas e Inversiones, se realizará el 28 y 29 de abril en el CEC y contará con la presencia del presidente de la Nación, Javier Milei; ministros, gobernadores y destacados referentes del sector.

“La edición 2026 se destaca por reunir a los máximos responsables de la política económica y a líderes del sector privado en un momento clave para el país. El evento será el epicentro del debate sobre los principales desafíos y oportunidades de la economía argentina, el contexto internacional y temas clave vinculados a las finanzas, las inversiones y el desarrollo productivo”, destacaron desde la organización del evento.

Nueva edición de Expo EFI

Organizado por Invecq Consultora Económica y Messe Frankfurt Argentina, Expo EFI abarcará una propuesta que incluye el consolidado Congreso Económico Argentino(CEA) –el único auditorio con acceso arancelado–, en donde se analizará la actualidad y perspectivas económicas, las finanzas y los mercados, las estrategias de inversión, el programa económico, el contexto internacional, entre otros ejes destacados. 

“El Congreso Económico Argentino 2026 será un espacio de suma relevancia para analizar esta transición, destacar los logros y avances del proceso de estabilización, debatir los riesgos y desafíos aún pendientes, y proyectar el modelo de crecimiento que el país necesita para dejar quince años de estancamiento estructural», expresó Esteban Domecq, presidente de Invecq.

Oradores de la conferencia económica

Entre los oradores principales del CEA se encuentran el presidente de la Nación, Javier Milei; el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo; el presidente del BCRA, Santiago Bausilli; los ministros Federico Sturzenegger y Pablo Quirno. Además, darán el presente Nicolás Aguzin (Bolsa de Hong Kong); Alfonso Prat-Gay; Marina Dal Poggetto, Claudio Zuchovicki; Emanuel Álvarez Agis; Andrés Malamud; Eduardo Costantini (Consultatio); Horacio Marín (YPF); e Ignacio Costa (Rio Tinto), junto a gobernadores de provincias como Mendoza, San Juan, Catamarca y Chubut.

Agenda completa

La propuesta de Expo EFI incluye, además, más de 30 Workshops, un espacio literario para presentaciones de libros del sector, un aula académica, stands comerciales, un recinto bursátil y 13 seminarios con presencia de destacados referentes de la minería, energía, agroindustria, fintech, inversiones, pymes y emprendedores, financiamiento, franquicias, consumo masivo, real estate y tecnología.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la petrolera bajo control estatal, recibió el certificado de Marca País Argentina en un acto que contó con la presencia de Karina Milei, secretaria General de la Presidencia; y Manuel Adorni, jefe de Gabinete. La distinción reconoce a la compañía como un actor clave en la proyección internacional de la identidad productiva del país.

La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa una mejor percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, favorece la atracción de inversiones y turismo, y promueve el talento argentino en los mercados globales, según destacaron. Además, durante la jornada, recorrieron un equipo de perforación y un pad de pozos en producción en Loma Campana y pudieron ver cómo la actividad de campo se optimiza desde los RTIC de Buenos Aires y Neuquén.

Certificado de Marca País

Estuvieron acompañados por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; y Diego Sucalesca, titular de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional quienes destacaron el rol de la compañía en el desarrollo energético del país.

“Este reconocimiento refuerza el compromiso de YPF con el desarrollo de la energía argentina y su proyección al mundo. Somos protagonistas de una industria estratégica que posiciona al país como un actor relevante en el escenario global. Es también un reconocimiento a esa argentinidad nos empuja a trabajar todos los días para que la Argentina salga adelante”, afirmó Marín.

Sucalesca señaló: “Es un reconocimiento de algo que es constitutivo de cada uno de los argentinos. Simplemente lo que hicimos hoy fue saldar una deuda de mucho tiempo. Es la distinción más importante de la Marca País a la empresa más importante de la Argentina. Estamos muy felices”.

Participantes

También participaron de la actividad Zulma Reina, vicepresidente primera de la Legislatura a cargo del ejecutivo; los senadores Nadia Márquez y Pablo Cervi; Guillermo Garat, vicepresidente de Relaciones Institucionales, Comunicación y Marketing; Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos; y Matias Farina, vicepresidente ejecutivo Upstream.

“Con este hito, YPF continúa consolidando su rol como empresa líder en el desarrollo energético, contribuyendo al posicionamiento internacional de la Argentina y al fortalecimiento de su marca en el mundo”, señalaron desde la petrolera a través de un comunicado.

, Redaccion EconoJournal

La empresa Capex, controlada por la compañía de capitales nacionales Capsa, adquirió la participación del 15% que tenía Corporación Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés), una entidad del Banco Mundial, en las áreas convencionales Loma Negra y La Yesera, ubicadas en la provincia de Río Negro. De este modo, amplía su participación a 52,5% ya que contaba con el 37,5% en cada una de las áreas, donde es el operador.

El precio acordado de la operación en la participación en Loma Negra es de US$1,6 millones, mientras que por La Yesera la adquisición se cerró en US$1,9 millones, según informó Capex a la Comisión Nacional de Valores (CNV). La adquisición ser hará efectiva cuando la provincia de Río Negro apruebe definitivamente la operación dentro de un plazo de doce meses.

La Yesera y Loma Negra son áreas convencionales ubicadas en la cuenca Neuquina en la provincia de Río Negro. La primera produce principalmente petróleo y gas asociado y la segunda tiene producción de crudo. Capex ingresó como operador en 2021 luego de adquirir el porcentaje que tenía la compañía estadounidense Chevron.

Áreas en Río Negro, Chubut y Neuquén

La Yesera y Loma Negra tenían como fecha de caducidad de la concesión el 2024 y 2027, pero Capex logró la prórroga a través de un compromiso de inversión para repuntar la producción en los próximos años por un total de US$35 millones, con la posibilidad de sumar otros US$30 millones más dependiendo de los niveles de producción alcanzados.

El área La Yesera tiene una superficie de 73,68 Km2 y está ubicada a 10 kilómetros al este de la ciudad de Cipolletti. La concesión de explotación es hasta 2037. Por su parte, Loma Negra es un bloque con una superficie total de 281,2 km2, ubicado al norte de General Roca, y la concesión es hasta 2047.

A diferencia de La Yesera, la actividad de explotación de hidrocarburos en Loma Negra fue más intensa ya que se trata de un complejo de nueve yacimientos en múltiples reservorios, con alrededor de 150 pozos perforados.

En la cuenca del Golfo San Jorge, Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (Capsa), de la familia Götz, opera el yacimiento Diadema, un campo maduro con más de 100 años de historia, a partir de la técnica de recuperación terciaria (mediante el método de polímeros).

Además, Capex-Capsa opera en la misma cuenca Agua del Cajón en Neuquén, un área no convencional de Vaca Muerta donde tiene el 100% de la participación, y Puesto Zúñiga en Río Negro donde posee el 90%. En la cuenca del Golfo San Jorge opera las áreas convencionales Pampa del Casillo y Bella Vista Oeste, ambas en Chubut, donde tiene el 90% y el 100% respectivamente.

, Roberto Bellato

“Hay distintos tipos de contratos de venta de gas a las distribuidoras. Están los contratos firmes anuales, los contratos con ventanas y también existen contratos de muy corta duración, de 45, 60 o 90 días. A nadie debería sorprenderle que para productos de tan corta duración el precio del gas supere los 10 dólares por millón de BTU”, explicó el gerente comercial de una de las mayores productoras de gas del país.

Su planteo está en el centro de un problema que el Gobierno aún no termina de encauzar: cuál será el precio del gas natural que incorporará a las tarifas para cubrir el pico de demanda residencial durante los meses de frío.

Un esquema que entra en tensión

Las distribuidoras de gas —como Metrogas, Naturgy, Camuzzi y Ecogas, entre otras— tienen plazo hasta el 30 de abril para presentar ante el Enargas los contratos de abastecimiento firmados con productores. Sobre esa base, el ente regulador definirá los cuadros tarifarios que regirán durante el período invernal, que se extiende entre mayo y septiembre.

La decisión, sin embargo, no es lineal ni sencilla. Frente a una inflación que en marzo se ubicó en 3,4%, no existe certeza de que el Gobierno autorice el traslado a tarifas (pass through) de los precios que surjan de la negociación entre productores y distribuidora, según admitieron allegados al área energética del gobierno.

La decisión final dependerá tdel Ministerio de Economía —con la Secretaría de Energía bajo su órbita— y está condicionada por el objetivo de que la inflación desacelere en los próximos meses, tal como viene señalando en sus últimas intervenciones públicas el ministro Luis Caputo.

Un traslado pleno de los precios del gas de invierno a tarifas podría atentar contra de ese objetivo.

Manta corta

Frente a ese escenario, las distribuidoras se muestran renuentes a convalidar contratos con precios superiores a los actualmente reconocidos en tarifas, que promedian los 3,80 dólares por millón de BTU. No ayuda el hecho de que la redefinición del mix de transporte asignado a cada distribuidora haya introducido tensiones adicionales en el mercado. La reasignación de las capacidades de transporte —un proceso liderado por la Secretaría de Energía por primera vez en 20 años— con el objetivo de adaptar el sistema a la centralidad que hoy tiene Vaca Muerta frente a otras cuencas que en el pasado tenían mayor peso, como el Noroeste o la Cuenca Austral, arrojó ganadores y perdedores.

En concreto, Naturgy y Metrogas —las dos principales distribuidoras del área metropolitana de Buenos Aires— se vieron obligadas a contratar nueva capacidad de transporte en dólares en el Gasoducto Perito Moreno, operado por TGS. Al mismo tiempo, debieron ceder capacidad previamente contratada en pesos —con contratos vigentes— a Ecogas, que controla Distribuidora de Gas Cuyana y Distribuidora de Gas del Centro, transfiriendo también negocios asociados a la comercialización de gas en períodos contraestacionales de baja demanda, como el verano.

Ese reordenamiento del sistema de tarifas de transporte —necesario para normalizar el funcionamiento del mercado entre privados, tal como se propone el Gobierno— todavía no terminó de ser completamente asimilado por los actores privados, más allá de que en este escenario de quietud del tipo de cambio, contratar transporte en dólares no representa hoy un problema inmediato.

Cierre de campaña

La indefinición genera preocupación dentro del área energética del Gobierno. A primera hora de este viernes, todavía no estaba claro cuál será la decisión oficial respecto del esquema de abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL) para el invierno. La Secretaría avanzó esta semana con la licitación para contratar un agregador comercial que se encargue de importar y revender cargamentos de GNL en el mercado local.

En ese proceso, Naturgy presentó la oferta más competitiva, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. Se impuso en la instancia de desempate a Trafigura, que ofertó 4,57 dólares. Sin embargo, todavía no existe una definición oficial sobre si el Gobierno convalidará ese esquema, que incluye una prima de riesgo asociada a la importación, comercialización y cobrabilidad del GNL en un mercado atravesado por alta incertidumbre.

La alternativa es mantener el esquema vigente desde 2008, con Enarsa a cargo de la importación. En esa línea, la empresa estatal ya adjudicó la compra de los primeros dos cargamentos de GNL para la segunda quincena de mayo. Según fuentes del sector, los precios obtenidos resultaron competitivos, con primas en algunos casos por debajo de los 0,50 dólares por millón de BTU. Uno de los adjudicados habría sido la propia Naturgy.

Traslado a tarifas

En el centro de la discusión aparece la definición sobre cuál será el precio del gas en boca de pozo que se autorizará para las tarifas de invierno. No es probable, según un relevamiento realizado por este medio entre fuentes púnlicas y privadas, que el Enargas —hoy bajo la conducción de Marcelo Nachón hasta que se concrete la unificación de los entes reguladores— y la Secretaría de Energía habiliten el traslado pleno de los precios que surjan de los contratos de invierno entre distribuidoras y productores.

Una de las alternativas que se analizan en el Gobierno es autorizar un precio por debajo del que efectivamente acuerden los privados para cubrir el pico de demanda. Según indicaron fuentes cercanas al área energética del Gobierno a EconoJournal, se podría definir un precio intermedio entre el valor actual de US$ 3,80 por millón de BTU y los precios que se terminen convalidando en los contratos para cubrir los picos de consumo, que podrían superar los 10 dólares. Resta contractualizar alrededor de 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), que estimativamente representan un 10% del pico de demanda residencial en los días de frío puede superar los 90 MMm3/día.

“Se podría ser un precio entre 5 y 6 dólares y que el remanente se recupere a posteriori a través de algún instrumento regulatorio como las diferencias diarias acumuladas (DDA’s), que permiten que las distribuidoras recuperen las diferencias entre el valor reconocido en tarifas y el efectivamente pagado a los productores”, indicó una de las fuentes consultadas.

Sin embargo, desde las distribuidoras advierten que ese mecanismo no ha funcionado en los hechos en los últimos 20 años —salvo excepciones puntuales— y que resulta demasiado riesgoso asumir ese costo financiero sin garantías claras sobre los plazos de recuperación.

Desde el lado de las productoras, en cambio, señalan que la situación financiera de las distribuidoras es hoy más sólida que en períodos anteriores, tras la revisión quinquenal tarifaria (RQT) cerrada el año pasado, que ordenó su flujo de ingresos y les permitió recomponer su ecuación económica. En ese marco, consideran que no debería ser un obstáculo alcanzar un acuerdo.

En cualquier caso, el mercado deberá encontrar una definición en las próximas dos semanas, en la antesala del período de mayor consumo de gas del año.

, Nicolas Gandini

En Vaca Muerta, la eficiencia operativa está cada vez más ligada a la capacidad de acceder y procesar datos en tiempo real. Sin embargo, las condiciones propias de la cuenca; grandes distancias entre pozos, geografía compleja y conectividad intermitente, siguen representando un desafío estructural para muchas operaciones.

En este contexto, uno de los principales problemas es la falta de visibilidad inmediata sobre lo que ocurre en campo. En muchos casos, la información llega con demoras debido a limitaciones en la transmisión de datos, lo que impacta directamente en la toma de decisiones. Cuando variables críticas como presión, caudal o temperatura no pueden monitorearse en tiempo real, las operaciones pierden capacidad de anticipación y tienden a volverse más reactivas.

A esto se suma la fragmentación de la información. Es frecuente que los datos provenientes de sensores, equipos y sistemas de gestión se encuentren distribuidos en múltiples plataformas sin integración, lo que dificulta construir una visión unificada de la operación. Este escenario no sólo ralentiza los procesos, sino que también incrementa la probabilidad de errores y eleva la exposición a riesgos operativos.

De sistemas aislados a operaciones conectadas

Frente a estos desafíos, el uso de arquitecturas cloud está empezando a transformar la forma en que operan las compañías de Oil & Gas en Vaca Muerta. Lejos de implicar un reemplazo total de los sistemas existentes, el enfoque actual se centra en integrarlos y potenciarlos.

En este proceso, empresas como Teracloud están trabajando sobre arquitecturas diseñadas sobre Amazon Web Services, que permiten conectar sistemas de campo (como plataformas SCADA) con entornos cloud escalables y resilientes.

Este tipo de enfoques habilita el acceso a información operativa en tiempo real desde distintos niveles de la organización, sin depender exclusivamente de servidores locales. A su vez, permite unificar datos que antes estaban dispersos, generando una visión más consistente de la operación.

Uno de los avances más relevantes en estos entornos es la adopción de modelos híbridos. En zonas donde la conectividad no es constante, los datos pueden procesarse localmente en campo (edge computing) y sincronizarse con la nube cuando la conexión está disponible. Según explican desde Teracloud, este enfoque permite garantizar continuidad operativa y evitar pérdidas de información, incluso en condiciones adversas.

Impacto en costos y continuidad operativa

La adopción de cloud no solo mejora la visibilidad, sino que también tiene un impacto directo en la estructura de costos y en la eficiencia de los equipos técnicos.

En entornos tradicionales, una parte significativa de los recursos se destina al mantenimiento de infraestructura física: servidores, actualizaciones, backups y resolución de incidentes. Al migrar hacia modelos basados en la nube, gran parte de estas tareas se reduce, lo que permite a los equipos enfocarse en actividades de mayor valor, como el análisis de datos, la optimización de procesos y la prevención de fallas.

En términos operativos, esto se traduce en una mayor disponibilidad de los sistemas y una reducción de interrupciones, lo que impacta directamente en el uptime y en la continuidad de la producción.

De acuerdo con la experiencia de Teracloud en proyectos sobre Amazon Web Services, este tipo de arquitecturas también permite escalar la infraestructura de forma flexible, acompañando el crecimiento de la operación sin incurrir en inversiones iniciales elevadas.

Un cambio que empieza a consolidarse

La integración entre sistemas de campo y arquitecturas cloud ya forma parte de la agenda de modernización de muchas compañías que operan en Vaca Muerta. La combinación de visibilidad en tiempo real, escalabilidad y resiliencia tecnológica está redefiniendo los estándares operativos del sector.

En este escenario, Teracloud acompaña a operadores y empresas de servicios en la transición hacia modelos más integrados, con un enfoque centrado en resolver problemas concretos de operación: reducir la latencia en la disponibilidad de datos, unificar fuentes de información y minimizar la dependencia de infraestructura local.

A medida que la digitalización avanza, la capacidad de transformar datos en decisiones en tiempo real se consolida como un diferencial competitivo. En Vaca Muerta, donde cada mejora en eficiencia tiene impacto directo en costos y productividad, este tipo de iniciativas empieza a marcar el rumbo de la operación.

, Redaccion EconoJournal

El impacto provocado por la guerra en Medio Oriente dominó la mesa de discusión convocada para un nuevo episodio de Dínamo – Charlas de Energía. Marina Dal Poggetto, economista y directora de EcoGo; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; y Nicolás Gadano, economista jefe de Empiria. analizaron las tensiones entre la oportunidad exportadora de Vaca Muerta y la incidencia de los costos internacionales sobre las tarifas, los surtidores y la cobertura del abastecimiento gasífero en invierno.

Lopetegui reivindicó el cambio de paradigma impulsado por el Gobierno nacional a través de la corrección de valores relativos que hoy reflejan con bastante criterio paridades de importación y exportación. “Hemos vivido 20 años poniéndole el pie encima a los precios cada vez que pasaba algo. Eso nos costó carísimo, ya que se tradujo en desabastecimiento de gas y en una pérdida de ingresos por 50.000 millones de dólares para la industria energética”, cuantificó.

Con la guerra en Medio Oriente, indicó, los combustibles subieron alrededor de un 25% en apenas un mes sin desatar grandes conflictos. “No le tembló la mano a nadie ni hubo mucho lío en la prensa. Tampoco resultó conflictivo que la cobertura de costos en las facturas de gas y electricidad haya pasado del 30% a cerca del 70% bajo la actual gestión”, ponderó.

El año pasado, recordó, el país importó cargamentos de gas natural licuado (GNL) por algo más de US$ 500 millones. “Gracias a las obras de ampliación impulsadas por Transportadora de Gas del Sur (TGS), el que viene será el último invierno en el que tendremos que importar un volumen similar”, se esperanzó.

Brecha de precios

A la hora de analizar la realidad del mercado global y su influencia en el local, intervino Aranguren, conviene preguntarse cuál es el verdadero precio del crudo. En ese sentido, aclaró, que existe “una brecha entre los valores de los contratos futuros y los barriles del mundo físico”. Los primeros, distinguió, hoy rondan los US$100, mientras que los segundos se vienen comercializando a US$135 o más debido al bloqueo del Estrecho de Ormuz. Por ende, puntualizó, en estos momentos los exportadores argentinos no están dejando de vender a US$100, sino a US$135. “En la misma senda, los refinadores que hicieron gasoil con un crudo que está a US$135 nos lo van a cobrar en función de ese valor”, sostuvo.
A la espera de que la situación se normalice, señaló, la diferencia que se está pagando es muy superior a la que se está informando. “El precio futuro responde a anuncios, el físico responde a realidades”, sentenció.

Es sumamente difícil, reconoció, mantener el equilibrio entre productores y refinadores sin ninguna intervención del Estado nacional. La mejor alternativa para un productor en esta coyuntura, opinó, no es otra que “exportar a lo pavo”. “¿Por qué preferiría venderle a un refinador que le va a pagar US$30 ó US$40 menos?”, inquirió.

Anclaje cambiario

Si se tiene en cuenta que gracias a Vaca Muerta el país logró convertirse en un exportador neto de petróleo, el aumento de los precios internacionales configura, en términos agregados, una noticia positiva para la balanza comercial argentina. Así lo expresó Dal Poggetto, quien aseguró que en este contexto de anclaje cambiario puede verificarse un aumento del endeudamiento en dólares por parte de las compañías privadas. “A diferencia de lo que sucedió el año pasado, el Banco Central se encuentra en una etapa de compra sistemática de dólares. Es cierto que las reservas no suben a la misma velocidad, porque se vienen pagando deudas, pero se está permitiendo una baja de las tasas de interés”, describió.

Desde su óptica, el Gobierno de Javier Milei necesita contener la inflación, por lo que no puede incrementar demasiado el precio de los combustibles. “En tanto el Central compre dólares, con tasas negativas el carry trade se sostendrá. Habrá que ver qué pasará después de agosto o septiembre”, dudó.

Lo que se está proponiendo, aseveró, es “un cambio en la estructura económica, política y social de la Argentina, con ganadores y perdedores”. “La pregunta del millón tiene que ver con el acceso al crédito. Cuando hay horizonte, respaldo crediticio y capacidad de financiar los vencimientos, tenés un programa económico”, concluyó.

Mayor competitividad

Según Gadano, todavía no es posible anticipar claramente hacia qué tipo de mercado de combustibles está avanzando el país. Lo ideal, a su criterio, sería priorizar la competitividad. “Ni YPF ni el Gobierno deberían determinar si un precio dado se ubica en el export parity o en el import parity”, reflexionó.

Resulta contraproducente, en su opinión, que YPF disponga de un market share tan grande como el que posee. “Sería bueno que la compañía venda parte de su Downstream, que nadie tenga la mitad del mercado y que surjan nuevos actores”, manifestó.

Esta postura, aclaró, no habilita que los precios locales puedan “irse a cualquier lado” cuando existe mucha volatilidad. “Hay instrumentos como el Impuesto a los Combustibles, que es una suma fija por litro (que el Gobierno anterior no ajustó), el cual puede ser usado como amortiguador”, resaltó.

Hace falta alentar la competitividad, insistió, sobre todo en el mercado del gasoil, recurso que la Argentina compra en el exterior. “El Gobierno puede utilizar herramientas como las mezclas con bioetanol y los impuestos para amortiguar los impactos”, recomendó.

La clave, enfatizó, pasa por no trazar una brecha entre el precio del crudo de exportación y el del mercado local. “Hacer eso es un desastre. Te lleva hacia un camino en el que inevitablemente todos quieren exportar”, criticó.

Perspectivas favorables

Es indudable, recalcó Lopetegui, que la Argentina puede beneficiarse del vigente shock en la cotización internacional de los hidrocarburos. “Cuando pase el conflicto bélico, quedará en pie el interrogante sobre el diferencial de precio en la compra de gas y petróleo que no deben pasar por el Estrecho de Ormuz. En definitiva, el mercado argentino saldrá mejor parado”, pronosticó el especialista, quien afirmó que estamos ante “un gran momento para no cometer errores regulatorios”. “Aumentar las retenciones o las regalías sería un pecado mortal”, agregó.

No debe soslayarse, acotó Gadano, que bajo las actuales circunstancias el país recaudará más por ambas vías. “Quien diseñó la norma de retenciones móviles, nos guste o no, ya pensó en eso”, reconoció.

El mundo, retomó Aranguren, ya está bastante acostumbrado a recibir de la Argentina un commodity como el petróleo, pero tomará un tiempo que ocurra lo mismo con el GNL. “Ante la necesidad de construir mercado desde un lugar remoto, esta guerra es ideal porque promueve una mayor diversificación de proveedores”, completó.

, Redaccion EconoJournal

La primera ministra de Italia, Giorgia Meloni, marcó una postura contraria al pedido formulado por el CEO de ENI, Claudio Descalzi, de suspender la prohibición de importar gas natural licuado (GNL) proveniente de Rusia que comenzará a regir en Europa. La diferencia de opiniones se produce en un momento en el que Europa apunta a reforzar el apoyo financiero y militar a Ucrania tras la derrota electoral de Viktor Orbán en Hungría.

El líder de la empresa italiana y socia de YPF en el proyecto Argentina LNG había declarado que «es necesario suspender la prohibición, que entrará en vigor el 1 de enero de 2027, sobre los 20.000 millones de metros cúbicos de GNL procedentes de Rusia».

“No estoy sugiriendo que la prohibición deba abandonarse por completo, pero es necesario suspenderla o implementarla gradualmente, para no penalizar aún más al sector industrial, que ya está lidiando con altos costos de energía”, agregó Descalzi durante un evento celebrado el domingo por el partido italiano La Liga (LEGA), que integra la coalición parlamentaria de gobierno.

Los países de la Unión Europea acordaron dejar de importar gas natural ruso en todas sus variantes y por completo para el 2027. En el caso del GNL ruso, la prohibición comenzará a regir en los contratos en el mercado spot a partir del 25 de abril de este año y en los contratos a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027.

GNL de Rusia: la respuesta de Meloni al CEO de ENI

Sin embargo, en la previa a un encuentro con el presidente de Ucrania en Roma con el objetivo de profundizar la cooperación militar, la primera ministra de Italia se desmarcó de las declaraciones del CEO de ENI, empresa en la que el Estado italiano es el accionista controlante.

«Aunque yo obviamente entienda el punto de vista de Descalzi, no debemos olvidar que la presión económica que hemos ejercido sobre Rusia en estos años es, al final, el arma más eficaz que tenemos para construir la paz, por lo que debemos tener mucho cuidado con cómo nos movemos», declaró Meloni ante una consulta de la prensa esta semana en el evento Vinitaly.

Meloni luego recibió en Roma al presidente de Ucrania, Volodimir Zelenski. La jefa del Gobierno italiano reiteró su apoyo a Kiev porque «un Occidente dividido y una Europa fracturada serían un regalo para Moscú».

La visita de Zelenski forma parte de la gira diplomática que el presidente ucraniano está realizando por varios países europeos para firmar acuerdos bilaterales y finalmente destrabar un préstamo de la Unión Europea a Ucrania por 90.000 millones de euros. Una de las principales trabas al desembolso era el bloqueo del primer ministro de Hungría, Viktor Orbán, que luego de 16 años dejará el cargo tras perder las elecciones del domingo.

Los líderes de Italia y Ucrania indicaron que profundizarán la cooperación militar. «Italia, en particular, está muy interesada en desarrollar la producción conjunta, especialmente en el ámbito de los drones, un sector en el que sabemos muy bien que Ucrania se ha convertido en los últimos años en una nación líder», dijo Meloni.

Con el GNL de Rusia, Meloni también sienta postura hacia el interior de Italia

La respuesta de Meloni a Descalzi también es un mensaje al interior de la coalición de gobierno. El vicepresidente del Gobierno y líder del partido la Liga, Matteo Salvini, suele contrariar al resto del gobierno en el apoyo militar a Ucrania. Salvini se ha mostrado más cercano a Rusia.

De hecho, el líder de la Liga en el parlamento italiano, Riccardo Molinari, cuestionó la decisión de la Unión Europea de proseguir con la prohibición de las importaciones de gas natural ruso.

«A nivel europeo, debemos abrir un nuevo debate y superar la hipocresía. Alguien debe explicarme por qué, en un momento en que el suministro ruso de gas y petróleo reduciría drásticamente los costes energéticos, Europa sigue permitiendo que esto no suceda», dijo Molinari la semana pasada durante una comparencia de Meloni ante el parlamento.

, Nicolás Deza

En un escenario internacional atravesado por tensiones geopolíticas y cambios estructurales en los mercados energéticos, la Conferencia Arpel 2026 pondrá el foco en tres temas que hoy definen el rumbo del sector en América Latina y el Caribe. Se realizará del 1° al 4 de junio en Buenos Aires, y comenzará con la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien ofrecerá una mirada estratégica sobre “Geopolítica y energía bajo Trump 2.0”, aportando contexto y perspectiva a una agenda global en plena transformación.

A continuación, un bloque central abordará los escenarios geopolíticos y de negocio para el sector energético de América Latina y el Caribe, con la participación de referentes de instituciones internacionales como el Center for Energy Studies del Baker Institute de Rice University, el Instituto de las Américas de la Universidad de California, S&P Global Energy y MAP Latam.

Durante la primera jornada tendrá lugar además una entrevista central a Horacio Marín, presidente del Directorio y CEO de YPF, quien analizará el proceso de transformación de la compañía y su rol en la evolución de la industria de petróleo y gas en Argentina.

CEOs del sector analizan el rumbo de la industria

Uno de los pilares del programa serán los paneles de CEOs, espacios que reunirán a máximos ejecutivos de compañías líderes para debatir sobre inversión, crecimiento y sostenibilidad en un entorno marcado por la incertidumbre y la aceleración de los cambios.

El panel de petróleo contará con la participación de Julio Friedmann (ENAP), Cecilia San Román (ANCAP), Andrés Cavallari (Raízen), Ricardo Hösel (Oldelval), Felipe Bayón (GeoPark) y Carlos Gilardone (Quintana Energy).

Por su parte, el panel de gas natural reunirá a Tomás Delgado (TGP), Horacio Pizarro (TGN), Oscar Sardi (TGS), María Julia Aybar (Hunt Oil Company) y Juan Manuel Rojas (Promigas).

En conjunto, estos espacios ofrecerán una visión directa sobre cómo las compañías están redefiniendo sus estrategias frente a la volatilidad de los mercados, la evolución de la demanda y los desafíos asociados a la transición energética.

Vaca Muerta y el desarrollo de los no convencionales

El desarrollo de los recursos no convencionales ocupará un lugar destacado en la agenda, con un panel específico sobre Vaca Muerta y su proyección como motor de crecimiento para la región.

Participarán Juan Manuel Ardito (YPF), Ricardo Ferreiro (Tecpetrol), Ricardo Digregorio (Pan American Energy) e Ignacio Mazariegos (GeoPark), quienes analizarán el estado actual de desarrollo, las perspectivas de expansión y los desafíos vinculados a infraestructura y acceso a mercados internacionales.

La agenda incorporará además otros temas clave como la expansión del uso y la exportación de LNG en la región, con la participación de Promigas y Naturgas de Colombia, la International Gas Union, TGS, Rystad, la Argentina-Texas Chamber of Commerce e YPF.

En materia de integración energética regional, participarán Petrobras, el Instituto Brasilero de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP), TGN, OLACDE y Tecpetrol, aportando una mirada complementaria sobre las oportunidades de articulación entre países.

Tendencias en refinación y nuevos desafíos

La Conferencia Arpel 2026 será también escenario de distintos paneles sobre las nuevas tendencias en refinación, con la participación de representantes de Ecopetrol, YPF, PAE, Arthur D. Little, Raízen, ENAP, Trafigura, ANCAP y S&P Global Energy.

Exploración en aguas profundas, gestión de riesgos climáticos y de transición, transformación digital, ciberseguridad industrial, inteligencia artificial y futuro del trabajo serán otros de los ejes que atravesarán el programa, reflejando la creciente complejidad del sistema energético global.

Por último, las asociaciones del sector tendrán un rol destacado en dos espacios dedicados al análisis del presente y futuro del sector energético desde una perspectiva global y regional, con foco en las realidades específicas de cada país. Participarán Ipieca, SPE International, IOGP, IGU, WPC Energy, IBP, ACP, SNMPE, SPH, Naturgas y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

Organizada por Arpel, la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe, la Conferencia reunirá en Buenos Aires a autoridades gubernamentales, referentes internacionales y ejecutivos de primer nivel, consolidándose como un espacio clave para anticipar tendencias, generar oportunidades y fortalecer el diálogo entre los principales actores de la industria energética regional y global.

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, Redaccion EconoJournal

Argentina está a las puertas de un salto histórico en su producción de hidrocarburos. El oleoducto Vaca Muerta Sur y el proyecto Argentina LNG proyectan una escala de exportación de gas y petróleo sin precedentes, pero ese crecimiento tiene una condición que la industria debe resolver con urgencia. El gas de Vaca Muerta no es metano puro. Es un gas rico, cargado de componentes más pesados -etano, propano, butano, gasolina natural- conocidos como NGLs (Natural Gas Liquids, o líquidos del gas natural), que pueden ser separados y aprovechados.

Los NGLs lejos de ser impurezas del gas natural son hidrocarburos con destino comercial propio. El etano es la materia prima que alimenta plantas petroquímicas como la de Dow en Bahía Blanca, donde se produce polietileno. El propano y el butano -que juntos forman el GLP– llegan a los hogares en garrafas o se exportan a granel a mercados como Brasil, Chile o India. La gasolina natural se mezcla con crudos pesados o se usa en procesos petroquímicos y se exporta en su totalidad.

Mientras el gas en gasoducto se cotiza entre US$3 y US$4 por millón de BTU, el propano y el butano en mercados internacionales valen históricamente alrededor de US$400 por tonelada. Hoy, crisis energética mediante por el conflicto armado en Medio Oriente, su valor se eleva hasta los US$800 por tonelada. Esa diferencia de precios explica también por qué el gas rico de Vaca Muerta cambió la lógica del negocio respecto al gas convencional que Argentina procesaba hasta hace una década.

El recurso del shale gas, combinado con el gas asociado a la producción de petróleo, tiene una composición radicalmente distinta al gas seco del històrico yacimiento neuquino de Loma la Lata que justificó la infraestructura original hace un cuarto de siglo. En el gas que se obtiene del no convencional hay un 10% menos de metano, pero el etano casi se triplicó, el propano también, y la gasolina natural se multiplicó por cuatro.

El gas rico cambia la ecuación económica

Es, en términos de la industria, un gas mucho más rico. Y esa riqueza para ser capturada requiere plantas de separación, poliductos y plantas de fraccionamiento capaces de procesar volúmenes crecientes a medida que la producción de Vaca Muerta escala. Sin esa infraestructura, el valor queda atrapado en el gas y se desperdicia.

En ese desafìo de acompañar el incremento de producción de NGLs, no sólo por la mayor extracción de gas y petróleo, sino porque el componente de gas húmedo ofrece más productos, se vienen sucediendo una serie de anuncios de ampliaciones de plantas. En esa línea se inscriben las iniciativas de los dos principales operadores del segmento que son Mega y TGS, cuyas producciones incrementales estarán prácticamente destinadas a los mercados externos que presentan alta demanda.

El proceso de separación de los NGL es termodinámico. Al bajar progresivamente la temperatura, cada componente pasa al estado líquido en una secuencia predecible según su punto de ebullición. El metano, el más liviano, permanece gaseoso y vuelve a los gasoductos. Los demás componentes, ya en estado líquido, viajan por poliductos hasta plantas de fraccionamiento donde columnas de destilación sucesivas los separan: primero el etano, luego el propano, el butano, y la gasolina natural.

La urgencia de expandir la infraestructura de NGLs responde, en primer lugar, a una lógica de valor económico y eficiencia energética. La diferencia de precios es determinante dado que el propano y el butano multiplican x3 o x4 el valor del gas en el mercado. Sin la capacidad de separación adecuada, estos componentes de alto precio se desperdician al mezclarse con el gas seco, terminando quemados en el consumo doméstico como si fueran simple metano.

Por otro lado, la necesidad de infraestructura actúa como una garantía operativa y estratégica para el futuro de la cuenca. El gas de Vaca Muerta, por su riqueza, requiere ser procesado para cumplir con los estándares de seguridad y poder calorífico de los gasoductos; de lo contrario, se convierte en una restricción que impide seguir inyectándolo a la red.

Infraestructura para el salto exportador

La infraestructura de separación de líquidos evita el cuello de botella para asegurar la viabilidad de los grandes proyectos de exportación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las terminales de GNL, ya que permite que la escala de producción de hidrocarburos no encuentre un límite físico en el tratamiento del recurso.

Esta saturación de la infraestructura ya se percibe en las operaciones actuales. Instalaciones históricas en Neuquén, diseñadas para procesar mayores volúmenes de gas convencional, hoy operan por debajo de su capacidad nominal de inyección de metano porque han llegado al tope de su capacidad de tratamiento de líquidos. El gas actual es tan rico que la infraestructura de transporte y fraccionamiento de NGLs se completó antes que la de gas seco, confirmando que la ampliación del sistema de midstream permitirá liberar producción en el yacimiento.

A este límite físico se suma el desafío regulatorio. El incremento del poder calorífico del gas, derivado de su mayor riqueza, obligó a un trabajo técnico entre el IAPG y el Enargas para actualizar las normas de seguridad y transporte hacia 2025. Este ajuste permitió al sistema absorber mayores caudales de energía como alternativa temporal al incremento de la capacidad de procesamiento y fraccionamiento.

, Ignacio Ortiz

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial mostró que febrero de 2026 continuó evidenciando un comportamiento heterogéneo en la actividad sectorial, con caídas en producción y ventas locales, y un desempeño favorable en el frente externo.

En materia de producción, se registró una disminución del 5% respecto de enero, impulsado por todos los sectores salvo finales termoplásticos, argumentado por paradas de plantas programadas y poca demanda. En la comparación interanual, la contracción fue del 10%, mientras que el acumulado del primer bimestre mostró una suba del 7%.

Ventas locales del sector químico y petroquímico

La reseña de la Cámara detalló que las ventas locales cayeron un 20% en términos mensuales y un 17% frente a febrero de 2025, con un acumulado anual que también se ubicó en terreno negativo (-5%), reflejando una demanda aún debilitada en diversos rubros, además de la menor cantidad de días hábiles durante el mes y la estacionalidad del negocio.

En contraste, el desempeño exportador marcó un punto de inflexión positivo en el informe de la CIQyP®. Si bien hubo una leve baja mensual del 1%, las exportaciones mostraron un crecimiento significativo del 29% interanual y del 25% en el acumulado. Esto fue impulsado por mayores colocaciones en mercados externos y operaciones puntuales que dinamizaron los volúmenes.

Desempeño de la pequeña y mediana industria química

En el apartado del Informe de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), estas evidenciaron un desempeño destacado en el frente externo. La producción registró una leve suba mensual del 1%, acompañada por un incremento interanual del 6%, aunque con una leve caída en el acumulado (-1%). En el mercado local, las ventas disminuyeron un 2% frente a enero y un 3% en la comparación interanual, mientras que el acumulado mostró una mejora del 4%. En cuanto a las exportaciones, el segmento evidenció un desempeño destacado: se mantuvieron estables en febrero con respecto a enero 2026, pero crecieron un 49% interanualmente y un 34% en el acumulado, consolidando su aporte al perfil exportador del sector.

Importaciones del sector

Durante febrero de 2026, las importaciones del sector -en dólares- tuvieron una variación interanual negativa del 10,85%; mientras que esa misma variación, en el caso de las exportaciones en dólares resultaron positivas en un 27,12%.  Como consecuencia de estas variaciones el déficit de balanza comercial de febrero se redujo en un 53% en términos interanuales.

Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 61% para los productos básicos e intermedios y 88% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante febrero de 2026, fueron de 233 millones de dólares, acumulando un total de USD 511 millones en el primer bimestre del año.

“Los datos de febrero demuestran la resiliencia del sector químico-petroquímico con exportaciones creciendo y una demanda interna que aún no muestra signos de recuperación. Se espera que con el correr del año se pueda recuperar el mercado interno, que es clave para mantener la actividad del sector”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

Conclusiones generales del sector

Las variaciones a la baja durante febrero se explican por una combinación de los siguientes factores:

• Operativos: paradas de planta programadas y no programadas
• Estacionales: menor demanda en fertilizantes y otros sectores relacionados a agroquímicos
• Mercado: precios internacionales (y locales) a la baja y actividad moderada

En síntesis, el desempeño del primer bimestre del año refleja una actividad moderada, con incidencias puntuales en producción y ventas en determinados subsectores, junto con señales de recuperación en algunos segmentos y ajustes propios de la estacionalidad y del contexto internacional. Cabe destacar que en este período aún no se registran efectos derivados del cierre del estrecho de Ormuz (28.02.2026). Sin embargo, se prevé que a partir de marzo comiencen a manifestarse impactos concretos, principalmente a través de incrementos de precios, eventuales interrupciones en las cadenas de suministro y, en ciertos casos, faltantes de materias primas estratégicas.

, Redaccion EconoJournal

Compañía Mega, el mayor procesador de líquidos del gas natural o NGLs, culminará en los próximos días las obras y testeos de su nuevo tren de fraccionamiento en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca, una obra que demandó una inversión de US$250 millones. Este proyecto que será inaugurado formalmente en junio representa la primera etapa de un plan integral que busca acompañar la mayor disponibilidad de gas no convencional y fortalecer el perfil exportador de Vaca Muerta.

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, destacó que esta inversión es parte de una lógica de crecimiento de largo plazo vinculada al desarrollo de sus accionistas YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%). Esta composición accionaria permite «apuntalar el crecimiento de Vaca Muerta a través de la infraestructura necesaria para procesar el shale gas y el asociado a la producción de petróleo«, afirmó el directivo, subrayando que el nuevo tren permitirá capturar la mayor presencia de líquidos.

Córdoba destacó que «con estas obras, la compañía reafirma su rol como el mayor procesador de líquidos del gas natural de la Argentina, operando aproximadamente el 40% del gas que se produce en la Cuenca Neuquina. Esta escala la posiciona no solo como el principal exportador nacional de GLP y gasolina natural, sino también como el primer proveedor de etano para la industria petroquímica local. De esta forma, se consolida como un gran habilitador del desarrollo integrado de petróleo y gas».

Desde una perspectiva de ingeniería, el nuevo tren de fraccionamiento funciona como un sistema en espejo respecto de las tres columnas de destilación existentes, pero con dimensiones y tecnología optimizadas. Pablo Popik, gerente de infraestructura e ingeniería de la firma, detalló que las instalaciones originales -diseñadas hace 25 años para un gas convencional con 91% de metano- se vieron superadas por la nueva fisionomía del recurso shale.

El impacto técnico del shale de Vaca Muerta

«Los fierros no sirven igual para procesar la misma cantidad de gas; hoy el escenario cambió radicalmente porque el fluido de Vaca Muerta es mucho más rico y el etano y el propano se triplicaron«, señaló el directivo. Esta transformación técnica obliga a reconfigurar los ratios de procesamiento para capturar la «sopa» de líquidos asociada al gas.

Según explicó, el cambio en la composición impone un límite físico: la planta de Loma La Lata se ve limitada a procesar 33 millones de metros cúbicos diarios, de los 40 millones de capacidad original, porque la posibilidad de transporte y fraccionamiento de líquidos llegó a su tope.

«Este nuevo tren de fraccionamiento es la llave técnica indispensable para capturar el excedente de etano, propano y butano que la cuenca ya está entregando«, subrayó Popik. Así, la obra no solo optimiza ingresos, sino que garantiza que el gas llegue en la especificación correcta a los gasoductos de la amplia red de distribución y permita disponer de mayor cantidad de productos de exportación.

La puesta en marcha de la nueva unidad permitirá incrementar de manera inmediata un 20% su producción de líquidos del gas natural. Sin embargo, el diseño técnico del nuevo tren posee un potencial mayor y una vez que se completen las obras complementarias de transporte, la capacidad de fraccionamiento registrará un aumento total del 50%. Esta expansión resulta vital para procesar el excedente de etano, propano, butano y gasolina natural que hoy satura las instalaciones.

La magnitud del salto productivo se refleja en los volúmenes de despacho proyectados. El nuevo módulo tiene una capacidad de tratamiento de 2.500 toneladas diarias de productos, lo que elevará el techo de producción de la firma hacia las 7.200 toneladas diarias en su etapa final. Esta infraestructura integrada conecta Neuquén con el puerto de Bahía Blanca a través de un poliducto de 600 kilómetros, garantizando que la riqueza líquida del shale encuentre una vía de evacuación eficiente.

La nueva etapa bajo el RIGI

Para complementar el incremento de capacidades, Compañía Mega presentó una nueva fase de inversión bajo el régimen del RIGI por US$360 millones para el período 2026-2028. Esta etapa se centrará en la instalación de nuevas plantas de rebombeo en el poliducto, necesarias para suministrar el caudal requerido para llenar la capacidad del nuevo tren de fraccionamiento. El objetivo final es maximizar el aprovechamiento de los activos en las cuatro provincias por donde atraviesa su red de transporte.

La empresa sostiene este despliegue con una estructura de capital robusta y un EBITDA que alcanza los US$230 millones. Tras una exitosa incursión en el mercado de capitales local con su primera emisión de Obligaciones Negociables en julio pasado, Mega busca optimizar costos y plazos para las obras venideras. La combinación de financiamiento bancario y de mercado asegura la ejecución de los proyectos sin comprometer la estabilidad de una compañía que mantiene una deuda neta cercana a cero.

El impacto de estas obras se traducirá en un incremento directo de las ventas externas y un aporte a la balanza comercial energética. De acuerdo con las proyecciones de la empresa, el 80% de la producción incremental se destinará a la exportación, lo que representaría un aporte de entre US$200 y US$250 millones adicionales a los US$350 millones que ya se obtienen de comercio exterior.

, Ignacio Ortiz

La Argentina formó parte de la segunda edición del SMR School organizado por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), que se llevó a cabo en Asunción, Paraguay, y reunió a países de América Latina y el Caribe para intercambiar experiencias y fortalecer capacidades en el desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR).

La actividad dio continuidad a la primera edición realizada en la Argentina y convocó a representantes de organismos internacionales, autoridades gubernamentales y referentes del sector nuclear de la región. La apertura estuvo a cargo del Director General del OIEA, Rafael Grossi, quien participó mediante videoconferencia y destacó la importancia de la cooperación internacional para el desarrollo seguro de esta tecnología.

Sector nuclear argentino

 En este marco, el Secretario de Asuntos Nucleares, Dr. Federico Ramos Napoli, destacó los servicios que Argentina puede proveer a los países que están dando sus primeros pasos en el sector nuclear, así como las capacidades que el país puede ofrecer a lo largo de toda la cadena de valor. Asimismo, subrayó la importancia de expandir los esquemas de formación de profesionales para dar respuesta a las necesidades de desarrollo de capacidades a nivel regional.

Durante el encuentro se abordaron temas clave vinculados a la planificación de proyectos, marcos regulatorios, financiamiento y preparación para la operación de SMR, en una agenda orientada a acompañar a los países en el desarrollo de sus programas nucleares.

La delegación argentina estuvo integrada también por representantes de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Nucleoeléctrica Argentina, CONUAR, Dioxitek y Uramerica, quienes compartieron la experiencia y capacidades del país en las distintas etapas de la cadena de valor nuclear.

En representación de Nucleoeléctrica Argentina, el presidente de la compañía, Bioq. Juan Martín Campos, participó de un panel sobre planificación de proyectos y modelos de inversión. Durante su intervención, destacó la trayectoria argentina en el sector y el valor de sus capacidades para acompañar el desarrollo de nuevas tecnologías.

Principales desafíos

Asimismo, puso el foco en uno de los principales desafíos asociados a los nuevos tipos de reactores: la preparación para su operación, y señaló que el desarrollo nuclear comienza mucho antes de la construcción de un reactor, implicando la consolidación de marcos regulatorios sólidos, capacidades técnicas locales y organizaciones preparadas para garantizar una operación segura desde el inicio.

El encuentro concluyó con espacios de intercambio entre los participantes, orientados a fortalecer la cooperación regional y promover el desarrollo de la energía nuclear como una fuente segura y escalable.

“Con esta participación, la Argentina continúa consolidando su rol en el escenario nuclear regional y aportando su experiencia al desarrollo de esta tecnología en América Latina y el Caribe”, destacaron desde Nucleoeléctrica.

, Redaccion EconoJournal

David Holloway es catedrático de la Universidad de Stanford y especialista de larga trayectoria en relaciones internacionales, con foco en la historia de las armas nucleares. Su libro Stalin and the Bomb (1994) es un clásico que recibió varias distinciones y recientemente acaba de publicar Nuclear Weapons: An International History (2026). Este miércoles concedió una entrevista a la revista francesa Le Grand Continent, donde advirtió sobre los riesgos de un conflicto nuclear en un contexto en el que están desapareciendo los mecanismos de contención que sirvieron para evitar ese desenlace trágico durante la Guerra Fría. El crecimiento de China aparece como una de las causas centrales del abandono de la no proliferación.

Si bien el interés de EconoJournal por la energía nuclear está centrado en su capacidad para generar electricidad, Holloway también dejó abierta la necesidad de discutir el modo en que la difusión de la tecnología nuclear civil ha facilitado, indirectamente, la proliferación militar.

La palabra de Holloway es especialmente relevante en este contexto de guerra en Medio Oriente entre Estados Unidos, Irán e Israel porque, más allá del sesgo que se le pueda atribuir a su análisis, no es un hombre que se caracterice por realizar aseveraciones tremendistas a la ligera.

La amenaza de Donald Trump

Le Grand Continent le preguntó si le resultaba inédita la retórica de la aniquilación empleada por Donald Trump quien aseguró que si Irán persiste en su idea de mantener cerrado el Estrecho de Ormuz “una civilización entera desaparecerá para no renacer jamás”, lo que algunos analistas han interpretado como una amenaza nuclear.

“La declaración de Trump es impactante y constituye una amenaza de cometer un crimen de guerra: la destrucción de una civilización. Las civilizaciones desaparecen y podemos rastrear su evolución, pero amenazar con aniquilar una mediante bombardeos y la fuerza militar es algo extraordinario y debe ser condenado. De hecho, la comunidad internacional lo ha hecho ampliamente. Desde un punto de vista histórico, no recuerdo que se hayan proferido jamás amenazas nucleares con el objetivo declarado de destruir toda una civilización”, respondió este doctor en Ciencias Sociales y Políticas egresado de la Universidad de Cambridge.

Holloway sostuvo luego que las amenazas nucleares han buscado históricamente disuadir al oponente. La conciencia de su poder destructivo operaba en los hechos como un freno capaz de evitar el conflicto. Sin embargo, ese escenario parece haber cambiado. “Actualmente nos encontramos en una nueva etapa del orden mundial, en la que las armas nucleares desempeñan un papel diferente. Los mecanismos establecidos durante la Guerra Fría para reducir los riesgos asociados a su uso han desaparecido”, aseguró.

Para justificar su afirmación sostuvo que en la actualidad “no hay negociaciones sobre la reducción de las armas nucleares estratégicas”. Incluso aseguró que la Conferencia de Examen de las Partes del Tratado sobre la No Proliferación de las Armas Nucleares, que se realiza cada cinco años y comenzará el próximo 27 de abril en la sede de la ONU en Nueva York, podría fracasar, lo que sería leído como una señal más de debilitamiento de la no proliferación nuclear.

–¿Estamos a punto de entrar en una nueva era atómica en la que el tabú nuclear ha perdido fuerza? –le preguntaron.

–El tabú nuclear es un concepto delicado en ciertos aspectos. Si con ello nos referimos a la negativa a utilizar armas nucleares o a recurrir a la fuerza nuclear, este se ve efectivamente debilitado por la idea de que se podrían utilizar armas nucleares de pequeño calibre con el pretexto de que no matarían a tantas personas. Una de las partes podría afirmar que solo utiliza armas nucleares «de baja potencia», con una potencia de 10 kilotones, lo que es casi tan potente como la bomba de Hiroshima: por lo tanto, no es tan baja. La otra parte podría entonces replicar que estima la potencia de la bomba en 20 kilotones. Este intercambio imaginario muestra que entonces resulta mucho más difícil definir el umbral. –respondió Holloway.

Los riesgos del uso civil de la energía nuclear

“¿Qué señales de alerta podrían haber sido tomadas más en serio por los científicos o los responsables políticos?”, le preguntaron a Holloway. “Una de ellas fue el programa «Átomos para la Paz», puesto en marcha por Estados Unidos y posteriormente adoptado por otros países, con el fin de promover el uso pacífico de la tecnología nuclear, principalmente para la producción de electricidad”, respondió.

“Existe una interrelación entre el tipo de industria necesaria para los usos pacíficos y la requerida para la fabricación de armas, especialmente en lo que respecta al enriquecimiento de uranio”, subrayó el experto de Stanford nacido en Dublín.

Holloway cuestiona abiertamente la democratización de esa tecnología, lo que puede leerse como un mensaje a favor de que sean pocos países los que tengan acceso, empezando por los Estados Unidos. “Muchos consideran retrospectivamente ese momento como un pecado original: la difusión de la tecnología, su democratización, el suministro de reactores y la formación de personal en ciencias e ingeniería nucleares beneficiaron posteriormente a una serie de programas de armamento, todo ello gracias a la ayuda de Estados Unidos, la Unión Soviética y Gran Bretaña, ya que la energía nuclear se presentaba como algo positivo”, afirma.

“Se esperaba que proporcionara electricidad barata, lo que se consideraba muy ventajoso en aquella época. Este enfoque condujo a la difusión de las tecnologías, pero también, por supuesto, al establecimiento de salvaguardias, ya que se temía proporcionar esta ciencia y esta tecnología a otros. Al final, las salvaguardias quizá no fueron lo suficientemente sólidas como para impedir que algunos Estados desarrollaran armas nucleares a pesar de todo”, dejó en claro.

Holloway sostiene que los esfuerzos para impedir la proliferación de las armas nucleares tuvieron cierto éxito durante la Guerra Fría. “En la década de 1960, se estimaba que habría 20 Estados dotados de armas nucleares en los siguientes 20 años. Esa proliferación no se produjo”, sostuvo. Sin embargo, algunos países como Corea del Norte y Pakistán, que no han firmado el Tratado de No Proliferación, lograron eludir las diversas restricciones sobre la venta y la transferencia de tecnología nuclear.

“Hoy en día, cada vez más países se plantean de nuevo la cuestión de la adquisición de armas nucleares, como Polonia, por ejemplo. Que lo hagan o no es otra cuestión, pero la idea de que hay que disponer de armas nucleares está muy presente, al igual que la de que es mejor dotarse de ellas antes de que alguien decida bombardear el programa, como muestra el ejemplo de Irán. Esto demuestra que nos encontramos actualmente en una situación muy incierta”, completó.

La pelea de fondo entre Estados Unidos y China

Cuando le preguntaron a qué cambio en el orden internacional se puede atribuir este abandono de la no proliferación, Holloway no dudó en poner el foco en el surgimiento de China como potencia rival de Estados Unidos, en un contexto de una transición hacia un orden internacional más competitivo y multipolar.

“China ha surgido como una nueva amenaza. Por lo tanto, para Estados Unidos, la cuestión de China y los retos derivados de su crecimiento económico y su creciente influencia política han cobrado mayor importancia que Europa. Esta reorientación ha modificado el orden mundial y ha afectado a los incentivos y los frenos para la adquisición de armas nucleares”, sostuvo.

Luego agregó: “Yo diría que el verdadero cambio comenzó hace quizás diez o quince años, cuando Estados Unidos decidió, bajo el mandato de Obama, reorientar su atención hacia Asia, lo que tuvo consecuencias a largo plazo. En aquel momento, Europa subestimó hasta qué punto ese cambio iba a ser determinante”.

, Fernando Krakowiak

El Gobierno deberá resolver entre este miércoles y, a más tardar, el jueves por la mañana si adjudica a un agregador privado la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir la demanda del invierno. La definición llegará luego de que este miércoles por la mañana se abran las ofertas finales de Trafigura y Naturgy, las dos compañías que continúan en carrera en la licitación en cabeza de Enarsa.

El proceso entró en una instancia de desempate —tal como adelantó este medio el lunes— luego de que en la primera ronda, realizada el lunes, la diferencia entre ambas propuestas fuera inferior al 1 por ciento. En concreto, Trafigura ofertó una prima de US$ 4,91 por millón de BTU sobre el precio del gas en Europa (TTF), mientras que Naturgy presentó una oferta apenas superior, de 4,95 dólares.

Este miércoles se conocerán las mejoras de ambas compañías y, con esos números sobre la mesa, el Gobierno definirá si adjudica a un privado la importación y comercialización del GNL para los meses de frío o si, en un contexto de alta volatilidad internacional, decide mantener esa tarea bajo la órbita de la estatal.

Primas competitivos en un contexto adverso

De un relevamiento realizado entre altos directivos del mercado de gas —productores, comercializadores y distribuidores— y especialistas del sector se desprende que existe un consenso extendido respecto de que las primas ofertadas por ambas compañías resultan competitivas en el contexto actual, marcado por la suba del petróleo y sus derivados y por el aumento de los riesgos operativos.

A la espera de esa definición, la estatal Enarsa avanzó en paralelo este martes con un primer tender para importar dos cargamentos de GNL con entrega prevista para la segunda quincena de mayo, con el objetivo de garantizar el suministro en caso de que las temperaturas registren un descenso marcado durante el próximo mes.

De todos modos, esta compra puntual no es comparable con el proceso licitatorio en curso para seleccionar un agregador privado. En efecto, las primas que surjan del tender de Enarsa no pueden contrastarse directamente con las ofertas de Trafigura y Naturgy, ya que estas últimas incluyen costos adicionales que no recaen sobre la estatal. Entre ellos se destacan el costo de utilización de la terminal regasificadora de Escobar —valorizado en el pliego redactado por Enarsa en 98 millones de dólares—, gastos logísticos como remolcadores, componentes impositivos de los que Enarsa está exenta y los riesgos comerciales asociados a la colocación del gas en el mercado local.

Compras de gasoil para generación

Por su parte, Cammesa —la empresa encargada del despacho de energía— licitó esta semana la adquisición de 150.000 metros cúbicos de gasoil para recomponer los stocks de combustibles líquidos de cara al invierno.

Se trata de un período estacional en el que el parque de generación termoeléctrica opera durante los picos de demanda con combustibles alternativos —principalmente gasoil y, en menor medida, fuel oil— ante la falta de gas natural, que se redirecciona para abastecer la demanda prioritaria residencial.

La operación de Cammesa funcionará, en los hechos, como un test del mercado para medir el nivel de precios del gasoil. En condiciones normales, el gasoil se importa tomando como referencia el precio del heating oil —principal indicador del diésel en Occidente— más una prima de entre 5 y 7 centavos de dólar por galón.

Sin embargo, a raíz de la escalada del conflicto en Medio Oriente, esos premios se dispararon. En las últimas semanas se registraron operaciones con primas de entre 30 y 70 centavos de dólar por galón, es decir, hasta diez veces por encima de los niveles habituales.

En ese contexto, Cammesa apunta a cubrir una parte de la demanda con gasoil proveniente del mercado doméstico. No obstante, las distorsiones de precios vigentes abren un interrogante sobre esa posibilidad.

En la práctica, el precio del gasoil en el mercado interno —con valores minoristas congelados durante las últimas semanas— se ubica hasta un 40% por debajo del precio de paridad de importación (import parity). Esa brecha se da, además, en un momento de alta demanda estacional del campo, impulsada por la cosecha gruesa, lo que incrementa la presión sobre el abastecimiento.

, Nicolas Gandini

El mercado de capitales local mantuvo su rol como aliado financiero para el sector energético, y durante el primer trimestre de 2026, el segmento primario de Obligaciones Negociables (ON) en la Argentina registró colocaciones por un total de US$3.930 millones. Dentro de este volumen, el sector energético se consolidó como el principal demandante de financiamiento corporativo al captar US$1.848 millones, lo que representó el 47,03% del monto total emitido en el período.

Así se desprende de un informe financiero realizado por RICSA Alyc para EconoJournal en el que se destaca que si bien el volumen general del mercado mostró una retracción del 2% respecto al primer trimestre de 2025, la industria energética incrementó su liderazgo en la captación de capitales para el desarrollo de infraestructura y producción.

Este protagonismo sectorial se destaca por su alta eficiencia en la captación de recursos: el volumen de US$1.848 millones fue capturado por apenas 11 series, las cuales representaron solo el 20% de la cantidad total de emisiones del trimestre.

Durante 2025, el sector de la energía cerró un ciclo de dinamismo histórico movilizando más de U$S10.500 millones a través de 80 emisiones de ONs. Este volumen, que representó casi el 30% del financiamiento corporativo total del año, se caracterizó por una fuerte aceleración tras las elecciones legislativas de octubre, permitiendo que apenas cinco grandes empresas concentraran el 68% del financiamiento total del sector.

Los indicadores del primer trimestre de 2026 confirman la profundización de la tendencia observada hacia fines del año pasado en materia de concentración y calidad crediticia. Mientras que el cierre de 2025 mostró una extensión de los plazos y una mejora progresiva en las condiciones de financiamiento , el inicio de 2026 ratifica este proceso con una industria energética que ahora captura el 47% del volumen total.

El informe reseñó que a diferencia de la mayor atomización de emisoras registrada a comienzos de 2025, la dinámica actual valida la selectividad del mercado, que continúa priorizando instrumentos de gran tamaño y moneda dura para proyectos estratégicos de infraestructura.

Un comienzo de año de menores tasas y mayores plazos

En términos globales, el mercado registró 55 series emitidas entre enero y marzo de 2026, lo que significó una caída del 30% en la cantidad de instrumentos respecto al primer trimestre de 2025. Estos datos evidencian una marcada tendencia hacia la concentración del financiamiento en instrumentos de mayor tamaño y emisores de primera línea, una dinámica que se profundizó respecto al balance de cierre del año pasado.

La estructura de las colocaciones ratifica la vigencia del «hard dollar» como moneda de preferencia para la industria. El 90,9% de las emisiones del sector se canalizó en dólares estadounidenses. Esta preferencia responde a la necesidad de las operadoras de calzar sus pasivos con flujos de ingresos mayoritariamente dolarizados, una estrategia recurrente en las empresas con perfil exportador o vinculadas a la actividad en Vaca Muerta.

En términos de costos, el mercado validó una compresión de tasas para los créditos más robustos. La tasa promedio de financiamiento en dólares para el sector se ubicó en el 7,94% TNA , lo que representa una mejora frente al 10% promedio ponderado observado en el primer trimestre de 2025. Esta dinámica sugiere condiciones de financiamiento más favorables para los emisores de referencia en la plaza local.

Sin embargo, el informe de RICSA destaca una importante dispersión intra-sectorial, donde el spread alcanzó los 600 puntos básicos. Mientras que emisores como Pampa Energía lograron financiarse con tasas del 5% TNA, otras compañías como Crown Point debieron convalidar tasas del 11%. Esta brecha indica una discriminación crediticia cada vez más activa de los inversores, basada en el perfil de riesgo y flujo de cada compañía.

Las compañías que protagonizaron el trimestre

YPF volvió a ser el actor dominante del trimestre, absorbiendo US$711 millones a través de sus distintas series. La petrolera no solo lideró en volumen, sino que también contribuyó a la extensión de los plazos de la curva de crédito, con colocaciones que alcanzaron una duración de 97,1 meses. Esta capacidad de captar capital a largo plazo es fundamental para el sostenimiento de inversiones intensivas en infraestructura.

Detrás de la petrolera estatal se ubicaron Pan American Energy (PAE) con US$375 millones y Pampa Energía con US$200 millones. Para los analistas es destacable el caso de PAE, que logró colocar deuda al plazo más extenso del trimestre, alcanzando los 133,9 meses de duración con una tasa del 8%. Estas condiciones reflejan una maduración del mercado local, que ofrece horizontes temporales superiores a los 11 años.

El segmento del midstream también mostró actividad relevante a través de Oleoductos del Valle (Oldelval), que captó US$110 millones a una tasa del 7%. El financiamiento de este subsector es clave para los proyectos de evacuación de crudo. En contraste, otras empresas vinculadas al sector energético, como Edenor y CGC, debieron convalidar tasas del 10% TNA para plazos más acotados.

En cuanto a la dinámica mensual, el promedio por emisión en el sector energético se situó en US$168 millones. Esta cifra es sensiblemente superior al promedio general del mercado de ON, que fue de US$71,5 millones. Estos datos confirman que la energía opera en una escala de financiamiento que tracciona los indicadores globales del mercado primario en el medio local.

La distribución de tasas por emisor también revela que la mayoría de las colocaciones de referencia se concentraron en el rango del 5% al 7%. No obstante, la diferenciación ya no responde únicamente al tamaño de la empresa, sino también al subsector, el perfil de flujos y el historial de acceso al mercado. Esto posiciona a los inversores en un rol más selectivo frente a la oferta de deuda corporativa.

El análisis subraya que el sector energético diversificó sus subsectores de emisión, abarcando desde exploración y producción (E&P) hasta generación y distribución. Esta amplitud de emisores permite consolidar una curva de crédito propia para la industria en la Argentina, con plazos que en casos líderes superan la década.

El inicio de 2026 ratifica que la energía es el principal demandante de financiamiento estructural en la Argentina. Con una fuerte dolarización y una compresión de tasas para los principales actores, el mercado de capitales se consolida como la herramienta central para financiar la expansión de la infraestructura energética nacional.

, Ignacio Ortiz

Por Alejandro Larrive (*)

La integración energética entre Chile y Argentina vuelve a ocupar el lugar que siempre debió tener: el de un espacio de colaboración estratégica, de beneficios compartidos y de construcción de confianza entre dos países llamados naturalmente a complementarse. Los avances recientes en el comercio de petróleo y gas muestran que, cuando existe visión de largo plazo y voluntad de cooperación, la energía se transforma en un puente y no en una frontera.

Un ejemplo es el acuerdo de suministro de petróleo firmado por ENAP con productores argentinos de Vaca Muerta por un monto de US$12.000 millones, con vigencia hasta 2033. Este acuerdo contempla volúmenes de hasta 70 mil barriles por día y se apoya en el Oleoducto Trasandino: una infraestructura construida en la década de los 90 que estuvo inactiva durante 17 años y que hoy vuelve a cumplir su propósito original, conectando ambos países de manera eficiente.

Para Argentina, significa ampliar su capacidad de exportación, diversificar mercados y consolidar una salida hacia el Pacífico. Para Chile implica mayor seguridad de abastecimiento y menores costos logísticos. Es un caso de integración que genera valor a ambos lados de la cordillera.

En gas natural, el potencial de cooperación es igualmente profundo. En esa misma línea, también se observan señales muy concretas desde la industria. En su último reporte al mercado, Methanex destacó que la planta Chile I operó a plena capacidad durante todos los meses de invierno del hemisferio sur, marcando la primera vez en más de diez años que logra sostener esas tasas en dicho período, apoyada por gas proveniente de Argentina.

Argentina cuenta con recursos abundantes y una capacidad creciente, mientras que Chile necesita energía limpia, segura y competitiva para su industria, su sistema eléctrico y su minería. Existen gasoductos ya construidos en la Región de Magallanes, en el centro, en el centro-sur y en el norte de Chile, con capacidad disponible para aumentar flujos en función de la demanda.

Desde el punto de vista económico y ambiental, el gas natural puede cumplir un rol relevante en una transición energética ordenada y realista, especialmente si permite reducir el uso de combustibles más caros o con mayor huella de carbono.

Por su parte, Chile cuenta con un abundante recurso solar en el norte del país. Sin embargo, ante la falta de sistemas de transmisión que permitan evacuar esta energía a los principales puntos de consumo, gran parte de esa energía se debe verter y, por ende, se pierde. Es aquí donde otra infraestructura que permite la integración energética entre ambos países juega un rol clave: la línea de transmisión eléctrica InterAndes, de propiedad de AES Andes.

Se trata de una línea de transmisión de 345 kV entre la subestación Andes en Chile y la subestación Cobos en Argentina. Los intercambios eléctricos permiten optimizar el uso de recursos entre ambos países. Esta línea tiene un alto potencial para incrementar los niveles de exportación e importación de energía entre ambos países.

El pasado dejó aprendizajes difíciles. Los cortes de suministro de gas entre 2005 y 2009 golpearon la confianza y tuvieron impactos relevantes en la economía chilena. Pero mirar hacia adelante también implica reconocer que el contexto ha cambiado. Hoy existe una convergencia genuina de intereses: Argentina busca mercados estables y previsibles para su producción creciente, y Chile necesita diversificar y fortalecer su seguridad energética.

Persisten desafíos regulatorios y de mercado. En Argentina, los precios del gas aún están parcialmente condicionados por esquemas que introducen rigideces y limitan ciertas señales competitivas. En Chile, en tanto, los menores precios del gas argentino todavía no han permeado plenamente a las cuentas de los hogares ni a los costos energéticos de las pequeñas industrias.

Sin embargo, a medida que Argentina siga desarrollando más producción y ampliando la infraestructura de transporte, es esperable que estas restricciones se vayan flexibilizando y que el mercado avance gradualmente hacia una mayor liberalización, facilitando acuerdos más eficientes y de largo plazo.

El verdadero desafío no es técnico ni de recursos, es reconstruir confianzas, romper inercias y animarnos a pensar la energía como un proyecto común. La integración energética entre Chile y Argentina no es solo una oportunidad comercial; es una oportunidad para profundizar la relación entre dos países vecinos, generar desarrollo compartido y demostrar que trabajando juntos el todo puede ser mucho más que la suma de las partes.

Desde la Cámara Chileno Argentina de Comercio trabajamos para impulsar iniciativas y acuerdos de largo plazo que fortalezcan la confianza, aporten estabilidad y generen beneficios concretos a ambos lados de la frontera, convencidos de que una mayor integración energética es clave para el desarrollo de Chile y Argentina.

(*) Vicepresidente Cámara Chileno Argentina de Comercio

, Alejandro Larrive

El GAPP, la red de colaboración estratégica conformada por empresas nacionales que desarrollan, producen y comercializan equipamiento y servicios técnicos para las industrias del Oil & Gas, presentó los resultados de su último monitoreo trimestral de actividad PyME Industrial, correspondiente al período enero-marzo de 2026.

El informe, basado en una muestra de 160 empresas socias, presenta una leve recuperación en el nivel de actividad, reflejado en una mejora en la capacidad ociosa, aunque en un contexto donde persisten desafíos vinculados a la competitividad estructural y las condiciones de mercado.

En términos productivos, más de la mitad de las empresas (52%) opera actualmente con niveles de ociosidad bajos o nulos, una mejora significativa respecto del 34% registrado al cierre de 2025. A su vez, los niveles críticos de capacidad ociosa (superiores al 50%) se redujeron del 16% al 10%, dando cuenta de una mayor utilización de la capacidad instalada en el entramado industrial.

Empleo en el sector de Oil&Gas

En materia de empleo (un indicador clave dentro de este segmento), el relevamiento indica que el 47% de las empresas se vio afectada en relación a su dotación de personal, donde el 31% de las empresas debieron incurrir en despidos, el 15% debió realizar reducciones de jornada y solo un 1% suspensiones. En relación a las perspectivas de contratación se observa una leve mejora, dado que el 66% de las empresas no cancelaron ingresos previstos de personal, marcando un cambio respecto de la tendencia registrada a fines de 2025 (30% en aquella oportunidad).

Datos del informe del GAPP

Desde el GAPP, su director ejecutivo, Leonardo Brkusic, señaló: “Los datos muestran una leve mejora en el nivel de actividad de las PyMEs industriales, aunque permanecen condiciones estructurales que las afectan en términos de competitividad y generan condiciones de desventaja frente a proveedores internacionales, en particular los asiáticos. Hoy el desafío es sostener la producción, y continuar potenciando y desarrollando las capacidades locales existentes, promoviendo el empleo y la inversión para generar y captar el valor agregado en el país. Si bien la producción de hidrocarburos está en alza, aún no ha comenzado el desarrollo masivo de obras que generen un repunte marcado de la actividad de perforación y construcción de facilidades que repercuta en los proveedores”.

A su vez, el ejecutivo señaló que “la incorporación de los proyectos de upstream e infraestructura asociada al Régimen de Incentivo a Granes Inversiones (RIGI) también genera preocupación en el sector, en cuanto incluye proyectos de plantas de tratamiento de crudo y gas, flowlines, y facilities en general, aumentando la brecha competitiva frente a jugadores que acceden a beneficios fiscales, cambiarios y aduaneros exclusivos, ahora también en la etapa de perforación y desarrollo de yacimientos. En la práctica esto vulnera la seguridad jurídica dado que cambia las reglas del segmento para los proveedores locales”.

El informe

En este sentido, el informe evidencia un cambio hacia una postura más moderada: mientras que el optimismo cayó del 60% al 48%, creció significativamente el grupo de empresas que se declara cauteloso frente a la evolución de proyectos estratégicos como Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura de GNL (VMOS, SESA, Argentina LNG) y las iniciativas presentadas bajo el RIGI.

Entre las principales preocupaciones del sector, la competitividad encabeza la agenda (80%), seguida por los niveles de actividad en Oil & Gas (70%) y minería (57%). A esto se suman problemáticas como los plazos de pago y la presión de importaciones, y preocupaciones de niveles de productividad debido a la baja demanda.

Este clima de expectativa también se percibe en el sector convencional, a la espera de que la situación se revierta en el mediano plazo. Durante la última reunión plenaria del GAPP, donde se reunieron 120 empresarios del sector, coincidieron en que comienza a observarse un incipiente movimiento en el avance o inicio de algunos proyectos, aunque aún por debajo de los niveles históricos.

En relación al mercado convencional, uno de los empresarios participantes manifestó: “Se está viendo una leve mejora y los proyectos empiezan a avanzar después del cimbronazo inicial de adjudicaciones de las áreas. Probablemente no volvamos a los niveles de actividad de años anteriores en el corto plazo, pero hay mucho por hacer. Hay pozos que necesitan reactivarse y oportunidades que el país no puede desaprovechar por falta de infraestructura, sobre todo en el contexto internacional actual. Lo positivo es que hay señales de que el sector podría ir consolidándose en los próximos meses”.

Proyectos de Oil&Gas

Desde el GAPP coinciden en que, a medida que los grandes proyectos de Downstream se concreten, esto repercutirá en mayor actividad Upstream en el sector. Cuando esto suceda, el grupo empresario espera que “el equipamiento y la tecnología a utilizar sea argentina y no extranjera, para evitar que las importaciones desplacen la capacidad, el know-how y los empleos generados en la industria nacional. De esta forma, se lograría que la mejora en la actividad PyME evidenciada en el último trimestre se sostenga y potencie a futuro”.

, Redaccion EconoJournal

Pan American Energy (PAE), una de las mayores productoras de hidrocarburos del país, lanzó una nueva edición de su programa de Jóvenes Profesionales, una iniciativa orientada a atraer y desarrollar jóvenes talentos que quieran dar sus primeros pasos en la industria energética. Desde su primera edición en 2018, más de 235 jóvenes ya formaron parte del programa.

La propuesta está dirigida a graduados y estudiantes próximos a graduarse que busquen insertarse en un entorno dinámico, con desafíos concretos y oportunidades de aprendizaje continuo, formando parte de equipos que lideran el desarrollo energético en la Argentina y la región. Los interesados podrán inscribirse hasta el 4 de mayo en esta dirección.

Incorporación de jóvenes profesionales

PAE convoca a jóvenes de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, entre otras disciplinas, para sumarse a las áreas de Operaciones Upstream, Downstream y áreas Corporativas. Bajo la premisa “Una nueva temporada en tu desarrollo comienza”, la compañía propone una experiencia que conecta el talento joven con principales desafíos del negocio.

El programa

El programa comenzará en julio de 2026, tendrá una duración aproximada de un año y se llevará a cabo en distintas localidades del país donde la compañía tiene operaciones. Durante este período, los participantes se integrarán a equipos que trabajan en proyectos estratégicos, donde podrán involucrarse activamente en iniciativas clave para la operación y el crecimiento de la compañía.

Los jóvenes profesionales atravesarán distintas instancias de desarrollo, incluyendo rotaciones por áreas, participación en proyectos, acompañamiento de tutores y mentoría de referentes senior. Este enfoque busca potenciar sus capacidades y prepararlos para asumir a futuro posiciones de mayor responsabilidad dentro de la organización.

 “En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro. Nuestro programa apuesta a formar profesionales integrales, con visión y liderazgo para anticiparse, desafiar lo establecido y dar forma a los desafíos que vienen”, afirmó Victoria Traverso, Gerente Corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.

, Redaccion EconoJournal

Edenor puso en marcha la Subestación Martínez, una obra destinad a reforzar la red eléctrica en el norte del conurbano. La construcción de una subestación eléctrica es una de las inversiones más relevantes dentro de los planes de expansión y modernización de las redes de distribución y transporte de energía.

Se trata de obras complejas, intensivas en capital y con plazos que pueden extenderse durante varios años, pero que resultan clave para acompañar el crecimiento de la demanda, mejorar la calidad del servicio y aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico. Como parte de su plan de inversiones, Edenor puso en marcha la nueva Subestación Martínez, una obra que incorpora tecnología de última generación para optimizar la eficiencia operativa, fortalecer la conexión con los clientes y mejorar la calidad del servicio eléctrico.

La nueva subestación

El proyecto incluye dos unidades transformadoras principales de 132/13,2 kV y 80 MVA de potencia. La infraestructura está compuesta por dos edificios arquitectónicamente independientes: uno destinado a instalaciones de alta tensión y otro a media tensión. Ubicada en una zona de alto tránsito, la subestación presenta un diseño discreto y moderno, con una identidad visual reconocible. Los transformadores se encuentran al frente, parcialmente ocultos por una cortina metálica que constituye el “corazón” de la subestación, cumpliendo criterios de seguridad e integración estética.

Se destaca la tecnología GIS en alta tensión, con equipos encapsulados y aislados en gas SF₆, lo que permite reducir las distancias eléctricas y minimizar todo tipo de riesgo. Además, se instalaron más de 71.000 metros de red subterránea de media tensión y 540 metros de red subterránea de alta tensión (132 kV).

Beneficios

La nueva subestación beneficia a más de 80.000 clientes de San Isidro y Vicente López, abasteciendo hogares, industrias, comercios y pymes. Con esta puesta en servicio, Edenor reafirma su compromiso con la modernización de la infraestructura eléctrica y la mejora continua del servicio, garantizando mayor eficiencia y seguridad en la distribución de energía para acompañar el crecimiento de la demanda en los próximos años.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y directivos de Compañía General de Combustibles (CGC) encabezaron este martes una misión técnica e institucional en Calgary, en Canadá, con el objetivo de posicionar a Palermo Aike, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Austral, como un posible desarrollo shale a futuro en la Argentina detrás de Vaca Muerta.

En un encuentro organizado por el Gobierno de Alberta y el Canadian Global Energy Forum en el McDougall Centre de Calgary, ante un centenar de 100 especialistas de operadoras, empresas de servicios y entidades financieras, se expusieron los parámetros técnicos del play. La presentación técnica estuvo liderada por Pablo Chebli, miembro del directorio de CGC, y Jaime Álvarez, ministro de Hidrocarburos y Minería de Santa Cruz.

Durante la exposición, Chebli analizó las propiedades geológicas y de reservorio de la formación, estableciendo analogías con sistemas petroleros de Estados Unidos. “Palermo Aike tiene el potencial para convertirse en el próximo desarrollo shale de la Argentina. Las características de la roca son similares e incluso mejores en ciertos casos que algunos shales de cuencas de Estados Unidos que han sido desarrolladas exitosamente”, explicó el directivo.

Asimismo, se enfatizó la eficiencia en el CAPEX inicial gracias a la capacidad instalada. “La cuenca cuenta con infraestructura de producción y transporte preexistente, así como con instalaciones de exportación con acceso tanto al océano Pacífico como al Atlántico, lo que reduce significativamente las inversiones requeridas”, detalló Chebli.

Por su parte, el gobernador Vidal destacó la recepción de la propuesta técnica y adelantó los hitos operativos para el corto plazo: “En la segunda parte del año, YPF retomará la perforación en Palermo Aike, lo que permitirá contar con más y mejor información para reducir riesgos y atraer nuevos interesados”.

“Tenemos más de 80 años de historia en la actividad y una oportunidad concreta con Palermo Aike. No es una expectativa, es una realidad que puede abastecer de energía a la Argentina y a la región durante décadas”, señaló el mandatario patagónico. Para eso anticipó que su gobierno, que recientemente bajó regalías, en los próximos meses avanzará con nuevas licitaciones de áreas.

El gobernador subrayó que la competitividad de Santa Cruz no se limita únicamente a sus recursos naturales, sino que también se apoya en condiciones estructurales. “No se trata solo de lo que tenemos en el subsuelo. Tenemos una sociedad que apuesta al trabajo, mano de obra calificada, infraestructura, energía disponible y capacidad logística para acompañar cualquier proyecto productivo”, explicó.

El trabajo de CGC en los bloques no convencionales

CGC presentó además el estado de situación de sus bloques y los resultados de los trabajos de exploración realizados, al tiempo que abrió la convocatoria a compañías interesadas en farm-ins o esquemas de colaboración para futuros pozos exploratorios y potenciales desarrollos a escala comercial.

El despliegue de la misión coincide con el nuevo marco regulatorio de Santa Cruz, que implementó un esquema de regalías del 5% por un plazo de diez años para la formación. Esta política de incentivos fiscales, sumada a la operatividad del RIGI para proyectos de upstream, busca maximizar la tasa de retorno y acelerar la curva de aprendizaje en el área.

Desde la delegación destacaron la relevancia de la articulación público-privada en la misión: “La presencia conjunta de la empresa, el gobierno provincial y los sindicatos marca un hito. Estamos mostrando una visión alineada y un compromiso común para impulsar este proyecto”, señaló Rodrigo Fernández, Chief Of Staff de CGC.

La agenda en Canadá, que concluirá este jueves, contempla visitas a campos no convencionales y centros de I+D para evaluar tecnologías de perforación y completación optimizadas para condiciones climáticas extremas, factor crítico para la viabilidad operativa en la Cuenca Austral.

Por parte de la representación gremial, estuvo el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Dante Llugdar, quien viajó al país del norte junto al Secretario Adjunto, Luis Gustavo Villegas. “Hoy estamos viendo un modelo que realmente nos impacta. Lo vemos con una sana envidia, pero también con la convicción de que, con trabajo y nuevos desafíos, podemos lograrlo en Santa Cruz”, expresó Llugdar.

, Ignacio Ortiz

El desarrollo del oil & gas viene elevando los estándares sobre toda la cadena de valor. Hoy, las operaciones demandan mayor confiabilidad, precisión y capacidad de respuesta sobre equipos que trabajan en condiciones severas y donde cualquier desvío puede impactar en tiempos, costos y continuidad operativa.

En ese escenario, las empresas de servicios y soluciones técnicas ya no sólo deben reparar o fabricar componentes: también necesitan aportar conocimiento aplicado, validación, trazabilidad y capacidad de adaptación frente a requerimientos cada vez más específicos.

Tecnología aplicada para mejorar desempeño

Dentro de esa lógica, Metalúrgica CAMSA viene incorporando capacidades que apuntan a fortalecer la eficiencia y la calidad del servicio. Entre ellas, se destacan dos desarrollos: el láser cladding y el banco de pruebas de transmisiones.

En ambos casos, no se trata simplemente de sumar equipamiento, sino de ampliar herramientas concretas para intervenir sobre componentes críticos con mayor precisión, mejorar la confiabilidad operativa y reducir desvíos.

Recuperación de piezas y validación técnica

Uno de los avances más relevantes es la incorporación de tecnología de láser cladding, que permite recuperar y extender la vida útil de componentes de alto valor sometidos a desgaste, abrasión y corrosión. Esto no sólo mejora la performance de piezas críticas y reduce tiempos de reposición, sino que también favorece un uso más eficiente de los materiales y una lógica de mantenimiento más sustentable.

A esto se suma el banco de pruebas de transmisiones, una herramienta orientada a ensayar y verificar el comportamiento funcional de los equipos antes de su puesta en servicio. Esa instancia de control resulta clave para trabajar con mayor precisión, minimizar desvíos y elevar la confiabilidad de los componentes intervenidos.

Crecimiento con visión de largo plazo

Ese fortalecimiento técnico está acompañado por una expansión de infraestructura. En los próximos meses, la compañía finalizará una nueva nave industrial de más de 7.000 m², concebida para optimizar procesos y ampliar su capacidad de respuesta.

Al mismo tiempo, Metalúrgica CAMSA sostiene una cultura de trabajo apoyada en la capacitación continua, la actualización tecnológica y el fortalecimiento de estándares de calidad, seguridad y ambiente. En un contexto de mayores exigencias de eficiencia y sostenibilidad, la empresa busca consolidar un perfil cada vez más robusto, combinando tecnología, conocimiento y capacidad de respuesta.

Una propuesta más amplia para equipos críticos

Más allá de estas incorporaciones, CAMSA desarrolla una oferta orientada a la continuidad operativa de equipos críticos para la industria energética, especialmente en etapas vinculadas al upstream.

Entre sus principales capacidades se encuentran la reparación y fabricación de cilindros y componentes hidráulicos de gran porte, la producción de empaquetaduras y sellos hidráulicos de precisión en materiales técnicos, y la recuperación dimensional y mecanizado de piezas sometidas a altas exigencias. A ello se suman servicios de overhaul, martillos y transmisiones hidráulicas, bajo criterios de precisión, trazabilidad y desempeño.

, Redaccion EconoJournal

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, estimó hoy que la Argentina alcanzará una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en cinco años, al resaltar el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y valorar la vuelta del país a un sistema de mercado capitalista.

Estas proyecciones fueron el eje central del capítulo energético de la AmCham Summit 2026, el foro anual que congrega a las compañías de los Estados Unidos con inversiones en el país. El encuentro, que analizó los desafíos de la infraestructura y la exportación de hidrocarburos, contó con la presencia previa del ministro de Economía, Luis Caputo, y la participación de los directivos Juan Martín Bulgheroni (PAE), Fernando Bonnet (Central Puerto) y Ana Simonato (Chevron).

Durante su intervención, González fue contundente sobre el nuevo marco de negocios al señalar que “el cambio más importante es la vuelta de la la Argentina al capitalismo, eso hace que sea un país donde los inversores digan, ‘acá quiero estar’”, puntualizó González al iniciar su intervención, subrayando que la confianza del capital privado es el pilar de la nueva etapa que atraviesa el país.

En esa línea, destacó la importancia de «una macro ordenada que permite invertir en un país donde los impuestos no van a subir, que van a tender a bajar, donde claramente la inflación va a bajar”. Respecto a la seguridad jurídica, señaló que “a partir de la Ley Bases, los cambios en Ley de Hidrocarburos, en el gas, en el marco regulatorio eléctrico, donde se pone la maximización de recursos y los precios internacionales en el centro de la política energética, donde el Estado se restringe como regulador”.

El funcionario también analizó el desempeño de las herramientas de fomento como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, que meses atrás fue prorrogado hasta julio de 2027: “El RIGI hasta ahora fue una historia de éxito. Extendimos el régimen un año más, y en simultáneo incluimos el desarrollo del upstream”.

“El RIGI permite que dentro del campo puedas desarrollar pozos o áreas que no tenías previsto desarrollar, porque los economics eran muy justos”, señaló González, para luego concluir con una proyección sobre el corto plazo: “Permite que se adelanten inversiones, porque este régimen está vigente hasta julio del 2027. Vamos a ver un aumento de inversiones en el sector de petróleo y gas fortísimo en los próximos 18 meses”.

Sobre las metas de exportación, el funcionario afirmó que “de acá a cinco años, la Argentina tendrá una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en estos dos sectores. No estamos hablando del potencial de los recursos, sino que estamos hablando de proyectos concretos en 5 años”.

En ese sentido justificó la proyección exportadora al repasar que «el país viene de un récord de producción de petróleo sobre fines del año pasado, de 890.000 barriles diarios y podrá tocar el millón de barriles este año«. En gas natural, en la medida que lleguen las terminales de licuefacción, a poco más de un año de tener la primera, va a ver un crecimiento muy fuerte.

Finalmente, el secretario coordinador subrayó la política de no intervención de la actual gestión: “No instalamos un barril criollo ni intervenimos artificialmente en los precios. Las empresas se autorregularon, y solas decidieron en qué medida hacían el pass through a precios, sin ninguna intervención del gobierno”.

La visión empresaria

Por su parte, Juan Martín Bulgheroni, vicepresidente de Planificación y Estrategia de Upstream de Pan American Energy (PAE), advirtió sobre la escala necesaria para el desarrollo del recurso: “Vaca Muerta tiene seis veces lo que va a consumir la Argentina de gas en los próximos 20 años; claramente si no desarrollamos proyectos exportadores no vamos a poder monetizar ese gas para el país”.

En ese sentido, el directivo puntualizó que “el fuerte está en el gas licuado y con eso se puede cuadruplicar el potencial exportador regional, en volúmenes son 90 MMm3 de gas tomando todo el polo exportador de GNL del que Southern Energy conforma la primera fase con dos barcos y 6 MTPA, con un contrato de abastecimiento con Alemania por 8 años”.

A su turno, Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, explicó la incursión de la firma en nuevas áreas: “Anunciamos el ingreso de Central Puerto al negocio del no convencional, con un área en Neuquén que opera convencional con la idea de desarrollar al no convencional, como proceso de diversificación que iniciamos hace dos años ingresando al negocio de minería y forestal”.

Además, detalló soluciones técnicas para el sistema eléctrico nacional: “En el corto, cubrir las demandas de potencia que tenemos en la Argentina en particular los picos de consumo, instalando en nuestras centrales 1,2 GW en almacenamiento de baterías que va a permitir entregar 200 MW por 5 horas todos los días en los momentos de mayor consumo”.

Finalmente, Ana Simonato, Country Manager de Chevron Argentina, vinculó la productividad geológica con los estándares globales: “El potencial de Vaca Muerta de su roca es tan bueno como muchos de los yacimientos en Estados Unidos comparables en productividad, la clave va a estar siempre en la competitividad y eso va a posicionar a la Argentina en el largo plazo en el sector energético”.

Para cerrar, la ejecutiva remarcó las garantías que requiere el flujo de capital intensivo: “Cualquier inversión a largo plazo estamos mirando al libre movimiento de capital, a la disposición de divisas, al libre mercado y el respeto de los marcos contractuales”.

, Ignacio Ortiz

El CEO de la italiana ENI, Claudio Descalzi, pidió suspender la prohibición que comenzará a regir en Europa contra las importaciones de gas natural licuado (GNL) desde Rusia. El gobierno de Italia, uno de los países europeos más energéticamente expuestos por el colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz, ya anticipa una recesión económica grave si los precios de la energía se mantienen en los niveles actuales.

El líder de ENI, empresa socia de YPF en el proyecto Argentina LNG, también manifestó su preocupación por el impacto de la guerra de Medio Oriente sobre el suministro energético europeo en productos energéticos como el gasoil (diesel) y jetfuel.

Descalzi pidió mantener las importaciones de GNL de Rusia

Dado el contexto, Descalzi evaluó que la Unión Europea debería reconsiderar la importación de GNL desde Rusia para evitar un mayor desequilibrio entre la oferta y la demanda.

«Creo que es necesario suspender la prohibición, que entrará en vigor el 1 de enero de 2027, sobre los 20.000 millones de metros cúbicos de GNL procedentes de Rusia», dijo el CEO de ENI durante un evento de formación política del partido la Liga (Lega), que forma parte de la coalición parlamentaria de la primera ministra Giorgia Meloni.

En cambio, Descalzi consideró que la pérdida del suministro de GNL proveniente de Qatar debido al colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz no es tan preocupante para Italia. «6500 millones de metros cúbicos de gas llegaban de Qatar, pero los sustituiremos con suministros de Angola, Nigeria, Congo y Estados Unidos», aseguró.

Qatar Energy, la principal productora y exportadora de GNL del mundo, anunció en marzo la suspensión de contratos de suministro firmados con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China tras un ataque de Irán contra el complejo Ras Laffan. Producto de ese ataque, la empresa controlada por Qatar informó que el 17% de su capacidad de producción de GNL quedará fuera de servicio por al menos tres años.

La postura del CEO de ENI esta en sintonía con la Liga, partido político que aboga por el restablecimiento del comercio energético con Rusia. El líder del partido en el parlamento, Riccardo Molinari, cuestionó la decisión de la Unión Europea en proseguir con la prohibición de las importaciones de gas natural ruso.

«A nivel europeo, debemos abrir un nuevo debate y superar la hipocresía. Alguien debe explicarme por qué, en un momento en que el suministro ruso de gas y petróleo reduciría drásticamente los costes energéticos, Europa sigue permitiendo que esto no suceda», dijo Molinari la semana pasada durante una comparencia de Meloni ante el parlamento italiano.

La prohibición en Europa al GNL de Rusia

El Consejo Europeo, el órgano que reune a los presidentes y primeros ministros de los países miembros de la U.E., alcanzó a fines del año un acuerdo para dejar de importar gas natural ruso en todas sus variantes para el 2027.

En el caso del GNL, la prohibición comenzará a regir en los contratos en el mercado spot a partir del 25 de abril y en los contratos a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027.

Las importaciones de GNL ruso paradójicamente crecieron significativamente en Europa luego de la invasión de Rusia sobre Ucrania. El récord de importación de GNL ruso fue de 17.8 millones de toneladas en 2024, según la consultora Rystad Energy.

La cuota de Rusia en las importaciones de gas por gasoducto de la UE se redujo de alrededor del 40% en 2021 a alrededor del 6 % en 2025. Si se agrega el GNL, Rusia representó alrededor del 12% del total de las importaciones de gas de la UE en 2025, según el Consejo Europeo.

En 2025, la U.E. importó más de 140 mil millones de metros cúbicos (bcm) de GNL, según datos de Bruegel. Estados Unidos fue el principal proveedor de GNL, representando casi el 58% del total de las importaciones.

De todas formas, Noruega sigue siendo el principal suministrador de gas natural a Europa, representando un tercio del suministro total.

Riesgo de recesión económica

El CEO de ENI también subrayó que la guerra en Medio Oriente impacta con fuerza en el suministro de diesel y jetfuel en Europa, con el consecuente aumento de sus precios. El gobierno italiano comparte esa preocupación debido al riesgo concreto de una recesión económica.

La Unión Europea y el Reino Unido importaron más de 50 millones de toneladas de diesel y más de 25 millones de toneladas de jetfuel en 2025, según datos de Vortexa. Aproximadamente una quinta parte de esas importaciones de gasoil y la mitad de las importaciones de jetfuel transitaron por el estrecho de Ormuz. 

Descalzi reconoció esta realidad en el mercado del diesel, que en Italia ya genera problemas de abastecimiento. «Al final de la semana, 600 estaciones de servicio hacían cola sin diésel», reveló el gerente.

El ministro de Economía de Italia, Giancarlo Giorgetti, declaró que «si la situación en los sectores energético y de combustibles continúa así, me temo que llegará una recesión«.

, Nicolás Deza

El Ministerio de Economía modificó un aspecto técnico clave del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) sobre los criterios que determinan si es o no un proyecto estratégico de inversión a largo plazo, uno de los principales aspectos que impulsaron al gobierno para lanzar el esquema de incentivos. La modificación permitirá que se adhieran al régimen más proyectos de upstream de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, que originalmente no estaban contemplados al RIGI y fueron incorporados en febrero de este año.

La medida se instrumentó mediante la resolución 484 del Ministerio de Economía, que se publicó este lunes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Palacio de Hacienda elevó del 30% al 35% el umbral de las ganancias operativas para que un proyecto no pueda recuperar lo invertido durante los primeros tres años. De este modo, el RIGI prevé en su reglamentación excluir a negocios de recupero rápido de la rentabilidad.

Si bien la medida incluye a todos los sectores productivos que están incluidos en el RIGI, es clave para la producción de petróleo y gas no convencional, ya que los pozos de Vaca Muerta tienen un rápido aumento de la producción, pero también un rápido declino productivo. Por este motivo, el desarrollo del shale requiere de altas tasas de reinversión anual para sostener los proyectos a lago plazo.

Al elevar este porcentaje e incorporar iniciativas con inicio de rentabilidad un poco más a corto plazo, la resolución permitirá que más operadoras presenten proyectos de upstream de Vaca Muerta para adherirse al RIGI.

RIGI: inversión a largo plazo

Uno de los principales objetivos del gobierno cuando lanzó el RIGI era concretar las inversiones estratégicas a largo plazo en sectores como la energía, minería e infraestructura, entre otros. Para determinar el carácter estratégico y de períodos prolongados de las inversiones se estableció un criterio sobre el tiempo de retorno de una inversión.

El esquema originalmente afirmaba que un proyecto no podía tener una recuperación del 30% de su inversión mediante ganancias operativas en los primeros tres años.

Para esto, el artículo 172 de la Ley 27.742 que le da un paraguas normativo al RIGI, estableció que las inversiones “serán consideradas de largo plazo en tanto tengan un cociente no mayor al 30% entre, por un lado, el valor presente del flujo neto de caja (ingresos por ventas menos los gastos operativos) esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años a partir del primer desembolso de capital y, por otro lado, el valor presente neto de las inversiones de capital planeadas durante ese mismo período”.

Es decir, el RIGI prevé que si un proyecto genera ingresos que en solo tres años son equivalentes al 30% de la inversión no se considera de largo plazo. La modificación que estableció este lunes el Palacio de Hacienda amplía el mecanismo a un 35% y, en los hechos, flexibiliza el período de las inversiones adheridas al esquema de incentivos.

Los argumentos de la Secretaría de Energía

La resolución de este lunes del Ministerio de Economía subraya que “corresponde establecer que las inversiones serán consideradas de largo plazo o de larga maduración cuando tengan un cociente no mayor al 35% entre, por un lado, el valor presente del flujo neto de caja esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años contados a partir del primer desembolso de capital”.

En los considerando de la resolución, la Secretaría de Energía señala “que la incorporación al RIGI de las actividades de explotación y producción (upstream) de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro presenta características estructurales sustancialmente distintas a las de otros sectores productivos”.

Además, la cartera a cargo de María Tettanamti argumenta que “particularmente en los desarrollos no convencionales se presentan estructuras de inversión y recuperación de capital específicas, caracterizadas por una recuperación inicial de inversiones más acelerada, pero seguidas por la necesidad de reinversión continua para sostener los niveles de producción a lo largo de la vida del proyecto, que puede extenderse entre 20 y 35 años”.

El texto oficial aclara que el umbral del período de rentabilidad de 30% “podría no reflejar adecuadamente la estructura económica y financiera de los proyectos hidrocarburíferos, resultando técnicamente razonable adecuar dicho umbral al 35%, a fin de mantener el criterio de inversiones de larga maduración previsto por el régimen y mejorar su alineación con la dinámica del sector”.

Además, la Subsecretaría de Energía Eléctrica también afirmó que “ajustar el cociente al treinta y 35% no desnaturaliza el carácter de largo plazo de los proyectos de inversión de infraestructura en el mencionado sector y, de esa manera, se conserva intacta la finalidad perseguida por el RIGI”.

, Roberto Bellato

Enarsa recibirá este martes a las 10 de la mañana las ofertas técnico-económicas de las empresas interesadas en adquirir el 50% que la compañía estatal posee en Citelec, la sociedad controlante de Transener, la principal transportista de energía eléctrica del país.

Según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas, está garantizada la participación de al menos tres oferentes en la compulsa. Se trata del Grupo Edison Energía, un holding energético creado el año pasado liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, que cuenta entre sus socios a Guillermo Stanley, Federico Salvai, Carlos Giovanelli (del grupo Inverlat), y también a Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

También participará de la licitación Genneia —la mayor generadora de energía renovable del país, cuyo principal accionista es Jorge Brito— y la distribuidora Edenor, controlada por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Edgardo Filiberti.

Participaciones en duda

En el mercado se especulaba con la posible participación de otros actores relevantes del sector eléctrico, como Central Puerto y Aluar, pero hasta última hora del lunes no se había verificado su presencia en el proceso.

Tampoco estaba asegurada la participación del grupo Sielecki, socio de Pampa Energía y co-controlante de TGS, además de accionista en Petroquímica Cuyo. La expectativa en torno a este grupo radicaba en su vínculo con Pampa Energía, que actualmente comparte el control de Citelec con Enarsa. Sin embargo, su eventual participación tampoco se terminó de confirmar.

Transener, un activo estratégico

La venta de Transener es una de las principales prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno. Se trata de un activo clave para el funcionamiento del sistema eléctrico nacional, dado que opera la red de transporte en alta tensión.

Desde el punto de vista financiero, la compañía presenta indicadores sólidos. Según los últimos balances, registra utilidades anuales superiores a los 200 millones de dólares, lo que la posiciona como un activo atractivo dentro del sector.

Sin embargo, en el mercado también señalan algunas limitaciones. Al tratarse de una empresa regulada, que no consolida directamente en los balances de los grupos controlantes y con un perfil de crecimiento acotado, no está del todo claro cuál es el nivel real de interés que despierta entre potenciales compradores.

¿Participación internacional?

En ese contexto, el Gobierno mantenía expectativas de que el proceso atrajera a fondos de inversión y compañías internacionales interesadas en desembarcar en la Argentina.

El activo presenta, en ese sentido, algunas ventajas: cuenta con un management profesional y estable, y podría funcionar como plataforma de entrada al mercado energético local. No obstante, a pocas horas de la apertura de sobres, no había señales claras de que ese interés externo se materialice en ofertas concretas.

Últimos ajustes al pliego

Las ofertas se presentarán finalmente este martes tras una última prórroga en el cronograma de la licitación. Según indicaron fuentes oficiales, la extensión del plazo se utilizó para introducir ajustes menores en el pliego, principalmente vinculados a requisitos técnicos mínimos para acreditar la capacidad operativa de los oferentes, así como a cuestiones formales del proceso.

La apertura de sobres permitirá dimensionar el nivel de competencia en una de las privatizaciones más relevantes del sector energético.

, Nicolas Gandini

El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, aseguró a EconoJournal que “los proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar la etapa de construcción y pueden ser afectados positivamente por los cambios en la Ley de Glaciares están en San Juan, Catamarca y Salta. Hay también un proyecto mediano de cobre en Mendoza”.

Cacciola identificó a cada uno de esos desarrollos: “En la provincia de San Juan están los proyectos Pachón, Los Azules, José María y Filo del Sol”. Los dos últimos están integrados en el distrito Vicuña, donde las compañías BHP y Lundin planean realizar una inversión de US$ 7.100 millones.

Por su parte, la minera canadiense McEwen Copper, a cargo del proyecto de cobre Los Azules, estima una inversión de US$ 3.170 millones, mientras que Glencore calcula invertir US$ 9.500 millones en el yacimiento El Pachón.

En San Juan también está el proyecto de cobre Altar, de la compañía Aldebaran, pero Cacciola aclaró que, a diferencia del resto, es el que está menos avanzado ya que se encuentra en etapa de prefactibilidad.

El titular de CAEM también afirmó que “en Catamarca está el proyecto Minera Agua Rica”. Se trata del proyecto MARA (Minera Agua Rica – Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina. En esta iniciativa, el gigante suizo Glencore podría realizar una inversión de US$ 4.000 millones.

Sobre los proyectos que podrían concretarse a partir de la modificación a la Ley de Glaciares, Cacciola también mencionó que “en Salta está el proyecto de cobre Taca Taca”, que está a cargo de la minera canadiense First Quantum Minerals, que prevé una inversión de hasta US$ 5.250 millones.

Además, el titular de CAEM añadió que “hay un séptimo desarrollo en Mendoza que es de menor envergadura que es Proyecto San Jorge (PSJ)”. Allí, la minera suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi tienen un compromiso de inversión de US$ 559 millones.

Cacciola subrayó que “seis proyectos de clase mundial pueden tener un impulso importante a partir de clarificar la situación con la modificación de la Ley de Glaciares. Con lo cual, entendemos que se van a acelerar los tiempos para que empiecen la etapa concreta de construcción”. Y agregó que “en forma inmediata estos proyectos van a empezar a analizar el tema de los recursos humanos y en cuanto se despejen los temas judiciales, que ya se presentaron, irán avanzando en las etapas posteriores”.

Según información de la Secretaría de Minería, el país cuenta con nueve proyectos de cobre avanzados en las regiones Cuyo y Noroeste por un CAPEX (gastos de capital) superior a los US$ 28.000 millones. La Argentina dejó de producir cobre a gran escala en 2018, cuando cerró la mina Bajo la Alumbrera en Catamarca.

Modificación a la Ley de Glaciares

EconoJournal también dialogó con Roberto Cacciola (CAEM) sobre distintos aspectos de la reforma a la Ley de Glaciares aprobada en el Congreso.

–¿Qué implica para el sector la modificación a la Ley de Glaciares?

–Se le da certeza sobre todo al tema del ambiente periglaciar, que de alguna manera en la ley estaba muy confuso porque parecía que tenía prevalencia sobre los glaciares. Hay un inventario que tiene total vigencia. La nueva norma permite que las provincias tengan mayor autonomía, que puedan elaborar y resolver las presentaciones de las empresas mineras sobre los estudios de impacto ambiental para ser aprobados y poder ir adelante con los proyectos.

– Uno de los ejes centrales del debate sobre la Ley de Glaciares fue el IANIGLA (Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales), que es el ente que realiza el inventario sobre zonas periglaciares. ¿Qué visión tiene al respecto?

–En función de la cantidad de áreas que puedan estar dentro del inventario de glaciares seguramente habrá conversaciones lógicas entre las provincias y el IANIGLA. Y se completará lo que el IANIGLA no pudo hacer, pero no porque no quisiera, sino porque no tuvo recursos. Acá es importante destacar que el inventario del IANIGLA está basado en imágenes satelitales. En la actualidad, si hay alguna discrepancia respecto de lugares en que se quiere desarrollar hay que ir al terreno y validar cada zona que puede estar en discusión, cumpla o no una función hídrica estratégica. Si la cumple, no se podrá hacer ninguna actividad y si no cumple actividad hídrica se podrá seguir adelante y poder compatibilizar el cuidado ambiental con el desarrollo productivo. Para las empresas mineras, esto es una certeza, es decir, se va a saber si se va a poder hacer o no una actividad productiva en determinadas zonas.  Por otro lado, las provincias necesitaban esta autonomía y tienen los recursos y el personal idóneo para evaluar los proyectos.

—Hubo dos aspectos del proyecto de modificación de la ley que fueron criticados que fueron el uso del agua y el federalismo. ¿Qué opinión tiene sobre estos puntos?

–El proceso dejó algunas definiciones claras, sobre todo para la gente que tiene temores para que pueda evaluar y contar con mayores precisiones. La primera definición que tenemos que poner arriba de la mesa es que el objeto de la ley no se modificó, sigue siendo proteger los glaciares y el ambiente periglaciar en la medida que constituyan recursos hídricos estratégicos. Esto significa que no hay ningún tipo de cambio en el objeto de la normativa. Algunos quisieron instalar que se afectará el agua dulce para su utilización y eso no es cierto. Esto tiene que quedar totalmente claro, porque no se va a afectar ningún recurso hídrico que tenga vinculación con el cauce de ríos ni arroyos ni se va a impedir el fluido normal del agua como corresponde. La población puede tener un genuino temor sobre qué puede pasar con los cambios en la ley. El agua fue una herramienta para generar temor y la respuesta fue clara y evidente. Por otro lado, si en alguna zona donde se pretende llevar adelante un proyecto minero realmente hay una función hídrica como establece la ley, ahí entonces no se podrá realizar minería.

–-¿Y qué opinión tiene sobre las críticas falta de federalismo?

–Está claro que las provincias tienen potestad sobre los recursos minerales. La ley no hace otra cosa que otorgarles la autonomía que les corresponde por la Constitución Nacional. Se buscó bajarle el precio a la calidad de análisis que pueden tener los organismos provinciales para poder evaluar correctamente los estudios de impacto ambiental. Pero esto no es así, hoy las provincias cuentan con equipos técnicos suficientemente profesionalizados, tienen los elementos y, sobre todo, tienen la posibilidad de acceder a través del terreno para evaluar in situ si hay cuestiones que pueden afectar a los recursos hídricos. Nosotros celebramos que las provincias puedan ejercer mayor autonomía.

, Roberto Bellato

La Estrategia Federal Energética (EFE) es una iniciativa de las provincias argentinas, llevada adelante a través del Consejo Federal de Inversiones (CFI), para construir una planificación energética de nuestro país con una visión federal y de equilibrio territorial. Una planificación que contemple la voz de las provincias, de los productores locales, de los operadores del sistema. Requiere, sobre todo, saber cuáles son las limitantes que sortear en cada uno de los territorios, para poder avanzar en el desarrollo productivo de cada región y cada provincia.

El trabajo comenzó a partir de la necesidad de las provincias de la región Litoral. Desde junio 2025, durante nueve meses, un equipo de especialistas del CFI, en conjunto con técnicos y referentes provinciales recorrió Formosa, Misiones, Chaco, Corrientes, Santa Fe y Entre Ríos. Se realizaron más de 50 entrevistas con funcionarios y técnicos del sector público, y nos sentamos a conversar con más de 200 representantes del sector privado de las principales cadenas de valor de la región. Así, empresarios de los principales sectores productivos del Litoral transmitieron sus necesidades de cara a proyectar el crecimiento y el desarrollo productivo del territorio. Emergieron, entre otros, proyectos vinculados a mejoras de infraestructura, operación y gestión, sistemas de la información, y múltiples requerimientos vinculados a poder armonizar los diferentes marcos regulatorios.

A partir de esta tarea se encontró un enorme potencial energético de la región que se encuentra subutilizado. El Litoral aporta casi un quinto de la generación eléctrica del país, la mitad de toda la generación hidroeléctrica nacional —gracias a Yacyretá y Salto Grande principalmente—, el 60% de la producción de biocombustibles y el 77% de la generación con biomasa. Una región que explica el 15% del producto nacional y que tiene múltiples recursos renovables a disposición. El desafío no es la falta de potencial: es la brecha entre ese potencial y la capacidad concreta de aprovecharlo.

Para identificar con precisión esa brecha, se trabajó en conjunto con diez cadenas productivas que priorizaron las provincias por su peso económico y su presencia transversal en toda la región: la láctea, la arrocera, la yerbatera, la frutícola, la textil, la cárnica, las oleaginosas, la metalmecánica, la forestal y el turismo. Estas cadenas representan cerca del 75% del entramado agroindustrial del Litoral.

La metodología de la EFE aborda principalmente tres componentes articulados: el análisis de la oferta —electricidad, gas, combustibles, transición energética—, el análisis de la demanda productiva, y la planificación de mediano y largo plazo. La síntesis de ese proceso es la identificación de proyectos estratégicos concretos. Son iniciativas con nombre y apellido como la reactivación del GNEA, la interconexión internacional de Formosa con Paraguay, el marco regulatorio para el aprovechamiento hidroeléctrico en Misiones, el gasoducto productivo en Entre Ríos, los proyectos solares en Chaco y la renovación de las líneas de baja tensión en Rosario. Proyectos que ya están en la agenda de las provincias, que tienen respaldo técnico, y que con el impulso correcto pueden cambiar las condiciones productivas de regiones enteras.

Todo ese trabajo fue realizado junto a quienes conocen el territorio mejor que nadie: los técnicos provinciales, los operadores del sistema y los referentes sectoriales. El pasado 6 de marzo en Paraná, en un encuentro con todos estos actores, se abordaron diferentes temáticas (energía eléctrica, gas, combustibles líquidos y transición energética), y se discutieron, ajustaron y legitimaron los proyectos.

El litoral es el primer capítulo de una estrategia que en 2026 se extenderá a todas las regiones del país. El objetivo es llegar a fin de año con este dispositivo desplegado de Jujuy a Tierra del Fuego, construyendo una hoja de ruta energética federal como resultado de un proceso técnico riguroso y participativo.

(*) Economista y Jefe de Sistemas Productivos Regionales del Consejo Federal de Inversiones (CFI). Coordina la Estrategia Federal Energética desde su lanzamiento.

, Matías Ginsberg (*)

La presentación del libro «Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina», escrito por el exgobernador de Neuquén Jorge Sapag, permitió un espacio de balance histórico y proyección estratégica para el sector energético.

Con el foco puesto en la exportación, la obra plantea un recorrido vivencial sobre el nacimiento, el presente y el futuro de Vaca Muerta con el objetivo de mostrar cómo una política de Estado provincial se convirtió en el motor de crecimiento más dinámico de la Argentina contemporánea.

Realizado en el Museo Fernández Blanco de la Ciudad de Buenos Aires, el evento reunió en un panel de especialistas junto al autor: Marcos Bulgheroni (CEO de PAE) y el consultor Daniel Gerold, con moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, y la presencia del gobernador, Rolando Figueroa.

Sapag recordó los inicios de la formación, cuando la provincia de Neuquén asumió la responsabilidad de revertir el declino energético nacional: «Nos dicen ese año: ‘muchachos, arréglense. La declinación de los yacimientos convencionales ahora es problema de ustedes. Vean qué hacen’», recordó el autor de la obra editada por Sidera Media.

Esa coyuntura derivó en la creación de un marco normativo específico que permitió el desembarco de capitales intensivos. «Ahí vino la oportunidad de sacar una ley provincial que fue la ley de Loma Campana, la 2867, y que fue clave porque se convirtió en el primer desarrollo no convencional. Yo lo llamo la campana de largada de Vaca Muerta«, explicó Sapag.

Pese a los vaivenes de la economía nacional, el proyecto mantuvo su integridad gracias a la resiliencia del sector. «Vaca Muerta nació a pesar de una macroeconomía calamitosa y desquiciada. Su desarrollo es fruto del trabajo, la decisión, el coraje de miles de hombres y mujeres que abrazaron este desafío», sostuvo Sapag.

Vaca Muerta y el salto hacia la escala global

A su turno, Bulgheroni, quien tuvo a su cargo el prólogo de la obra, destacó la madurez alcanzada por la formación y su posición única en el mapa energético: «No hay otro en el mundo, salvo Canadá, pero que es muy muy pequeño, que tenga la dimensión, la importancia y la madurez que tiene Vaca Muerta« por fuera de los Estados Unidos.

Para el directivo de Pan American Energy, la competitividad frente a otros mercados internacionales es el próximo gran paso, especialmente en el segmento del gas natural licuado: «Pudimos hacer un buen negocio razonable, competitivo, porque al final del día tiene que ver con poder competir con Estados Unidos».

En tanto, Gerold analizó el impacto económico que el desarrollo no convencional produjo en las finanzas neuquinas. «El 85% de recursos de la provincia de Neuquén son propios. Y eso le da autonomía, le da autarquía, le da la posibilidad de no depender de la coparticipación federal de impuestos», detalló, subrayando la singularidad del caso en la Argentina.

Gerold definió la trayectoria de la formación como «una historia rara de éxito que a veces no es muy conocida… una historia de éxito en un país que está lleno de fracasos».

Finalmente, la charla abordó la necesidad crítica de infraestructura para no limitar el potencial del recurso. Sapag evocó conversaciones clave de hace más de una década: «En el 2013 me decían ‘Jorge, está muy bien todo este desarrollo Vaca Muerta. Pero si no hacemos ductos es como el tema de los ferrocarriles en el 1900´, y se hicieron 30.000 kilómetros de vías. Aquí hay que hacer ductos. Sin ductos no tenemos destino para el gas y para el petróleo», avizoró el autor.

, Redacción EconoJournal

El gasoil mayorista ya cuesta hasta un 7% más caro que el que se vende en las estaciones de servicio, lo que representa una anomalía respecto del funcionamiento habitual de la cadena de comercialización de combustibles. Por la guerra en Medio Oriente, la cotización internacional de este derivado del petróleo se disparó en las últimas semanas, pero como en el segmento minorista rige un congelamiento por 45 días, los operadores están vendiendo a pérdida. Al mismo tiempo, en el canal mayorista los precios continúan subiendo justo en la antesala de la cosecha gruesa de soja.

El problema a nivel internacional no son solo los precios del gasoil sino la disponibilidad física del producto en un contexto donde la circulación por el Estrecho de Ormuz se complica cada vez más. Esa incertidumbre se refleja en las primas vigentes. Habitualmente, el gasoil se comercializa a la cotización del Heating oil más un premio de 7 centavos por galón. Sin embargo, en estos últimos días esa prima es de 70 centavos, diez veces mas cara.  

El precio mayorista se dispara

El precio en surtidor incorpora no sólo el costo del producto en origen, sino también los gastos de transporte, distribución, comercialización e impuestos, por lo que suele ubicarse por encima del valor mayorista. La inversión de esta relación, sugiere la existencia de desajustes en la formación de precios.

En este caso, se combina el congelamiento de precios en las estaciones de servicio con el hecho de que el segmento mayorista se encuentra más expuesto a las variaciones del mercado global —incluyendo el precio de importación del combustible, el tipo de cambio y los costos de reposición—, lo que tiende a reflejarse con mayor rapidez en sus valores.

Raizen y Trafigura, dos compañías no integradas, ya están vendiendo el gasoil mayorista un 7% más caro que para los minoristas. Axion cobra un 2% más caro en el canal agro que en el minorista –a las industrias les cobra todavía más caro-, mientras que YPF es la única compañía que mantiene equilibrados los precios de los dos canales.

Lo preocupante es que está situación se produce justo cuando está por comenzar la cosecha gruesa de soja, que implica un incremento significativo en la demanda de gasoil.  Por lo tanto, lo más probable es que empiece a observarse un cruce de canales. Es decir, que los productores rurales acudan al segmento minorista en busca de gasoil para minimizar sus costos, lo que termine disparando la demanda y provocando faltantes en las estaciones de servicio.

El fracaso de las negociaciones en Medio Oriente

Cuando YPF anunció el mecanismo de amortiguación de precios por 45 días, la expectativa empresaria era que Estados Unidos e Irán logren un acuerdo en el corto plazo. Eso hubiera permitido un barril de crudo por debajo de los 90 dólares o incluso menor. Sin embargo, el fracaso de las negociaciones en Islamabad durante el fin de semana volvió a disparar el precio del barril por encima de los 100 dólares a partir de este lunes.

Irán controla el Estrecho de Ormuz y viene habilitando el paso de algunos buques, pero Estados Unidos adelantó el sábado que concretará un bloqueo perimetral de ese mismo estrecho impidiendo el paso en aguas internacionales de cualquier buque que le pague a Irán. De este modo, se espera que la circulación por ese pasaje quede finalmente bloqueada para todos los buques. Esa situación no solo impactará en los precios, sino que incluso complicará el acceso a este combustible.   

, Fernando Krakowiak

New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó avances en un proyecto de mejora y readecuación integral de los drenajes y del tratamiento de residuos en la Estación de Bombeo de Challacó, con el objetivo de fortalecer las condiciones operativas y ambientales del sector y proyectar mejoras de largo plazo.

Según comunicó la compañía, para el desarrollo de la ingeniería necesaria se contrató a la empresa Dibutec, que tendrá a su cargo la definición de las soluciones técnicas más adecuadas para el sistema de drenajes y el manejo asociado de efluentes y residuos.

Nuevo proyecto

NAO indicó que el trabajo se lleva adelante en conjunto con su equipo de EHS y Medioambiente, con el objetivo de contar con una propuesta integral que permita mejorar el manejo de efluentes y residuos, en línea con los estándares que busca consolidar en sus instalaciones.

“La mejora de drenajes y el tratamiento de residuos requieren una mirada integral: diagnóstico, ingeniería y definición de soluciones técnicas, para acompañar mejoras sostenidas en el tiempo”, señalaron desde la compañía.

Datos clave

Ubicación: Estación de Bombeo Challacó, Neuquén.

Proyecto: mejora y readecuación integral de drenajes y tratamiento de residuos.

Ingeniería: contratada a Dibutec para definir soluciones técnicas.

Implementación: trabajo conjunto con EHS y Medioambiente para una propuesta integral y mejoras de largo plazo.

, Redaccion EconoJournal

New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó la ejecución de una parada programada de mantenimiento general en su planta de Plaza Huincul, realizada durante las jornadas del 4 y 5 de febrero, con aproximadamente 19 intervenciones planificadas orientadas a sostener la disponibilidad de equipos clave y reducir el riesgo de paradas no programadas.

Entre los trabajos realizados, NAO destacó como punto relevante el cambio de quemador de uno de los hornos, una mejora que permite unificar la marca de los cuatro equipos. Según informó la compañía, esta decisión simplifica la gestión de repuestos, el servicio postventa y los criterios de mantenimiento, favoreciendo una operación más eficiente y ordenada.

Parada programada

Además, durante la parada se avanzó con tareas de limpieza en hornos y otros equipos, extracción y montaje de mazos en intercambiadores, pruebas hidráulicas y la readecuación del acceso al área 300, como parte del plan de mantenimiento general.

NAO indicó que el resultado de la jornada fue positivo y que este tipo de intervenciones reflejan el crecimiento de los equipos en planificación, coordinación y ejecución. En ese sentido, señaló que el aprendizaje acumulado fortalece la confiabilidad operativa de la planta y consolida una base más eficiente para el mantenimiento futuro.

“Estas paradas programadas permiten ordenar el mantenimiento, estandarizar criterios y sostener la disponibilidad de equipos críticos, con foco en confiabilidad operativa en Plaza Huincul”, indicaron desde la compañía.

Datos clave

• Ubicación: Plaza Huincul, Neuquén.
• Parada programada: 4 y 5 de febrero.
• Alcance: ~19 intervenciones planificadas para reducir paradas no programadas.
• Trabajo destacado: cambio de quemador para unificar la marca de los cuatro hornos y simplificar repuestos/criterios de mantenimiento.
• Tareas complementarias: limpieza, mazos, pruebas hidráulicas y readecuación de acceso al área 300.

, Redaccion EconoJournal

Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo, presentó este lunes la mejor oferta en la licitación realizada por la estatal Enarsa para seleccionar un agregador privado encargado de importar y comercializar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que se consumirán durante el invierno.

La compañía con sede en Ginebra presentó la oferta económica más competitiva del proceso, con una prima de 4,91 dólares por millón de BTU por sobre el precio del gas natural en el mercado europeo, referenciado en el índice TTF (Title Transfer Facility), principal indicador de precios del GNL en Rotterdam. Pero Naturgy, su único competidor, ofertó una prima apenas superior, de 4,95 dólares.

Como la diferencia es exigua y no supera el 1% entre uno y otro, habría un desempate entre ambas empresas para definir al ganador, según se desprende de la lectura del pliego diseñado por la Secretaría de Energía. Aún así, desde la cartera que dirige María Tettamanti optaron por no realizar comentarios ante la consulta de este medio. La respuesta oficial se conocerá en las próximas horas. En cualquier caso, es una buena señal para el Estado porque el proceso resultó super competitivo, incluso en un escenario signado por la Guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y genera incertidumbre sobre el acceso físico a los cargamentos de GNL.

GNL: una nueva etapa

El esquema licitatorio impulsado por la Secretaría de Energía apunta a delegar, por primera vez en 18 años, en un actor privado la función de agregación de demanda, importación y comercialización del GNL que se regasificará en las terminales locales durante los meses de mayor consumo.

En los hechos, la empresa adjudicataria actuará como intermediario entre el mercado internacional y la demanda local, abasteciendo principalmente a grandes usuarios industriales, generadoras eléctricas y en menor medida a clientes residenciales de distirbuidoras.

Trafigura controla en el país la red de estaciones de servicio Puma Energy y, en paralelo, viene ampliando su presencia en distintos segmentos del negocio. En upstream, participa como socio financiero en desarrollos en Vaca Muerta, mientras que también impulsa proyectos de infraestructura vinculados a la exportación de crudo.

En el segmento gasífero, la firma ganó protagonismo en el último año al asumir un rol activo en la importación de gas desde Bolivia para cubrir picos de demanda invernal. La iniciativa se enmarca en un objetivo más ambicioso: construir una comercializadora de gas natural en la Argentina.

Naturgy, en tanto, es una de las tres mayores distribuidoras de gas de la Argentina junto con Metrogas y Camuzzi. Y cuenta con una comercializadora de gas asociada por lo que cubre un porcentaje importante de la demanda industria en la zona del Litoral.

, Nicolas Gandini

Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica en la Argentina, a través de un acuerdo con Patagonia Assets Limited, adquirió el 100% del paquete accionario de Patagonia Energy S.A. (PESA) , titular de la concesión de explotación de las áreas convencionales Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, en Neuquén. La operación forma parte de su estrategia de crecimiento y representa su ingreso formal en el sector de hidrocarburos.

Esta operación es la primera inversión del grupo en el sector de Oil & Gas, lo que anticipa un desafio cultural y organizacional en su hoja de ruta de diversificación y permite proyectar su ingreso a la formación de Vaca Muerta. A pesar de tratarse de dos áreas convencionales, ambos bloques tienen el potencial de obtener por parte de la provincia una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (Cench).

Con esta adquisición comiunicada mediante un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la empresa controlada por un holding de empresarios locales liderado por Guillermo Reca, consolida su posición en la infraestructura energética y expandir su alcance hacia la producción de hidrocarburos.

Las áreas adquiridas por Central Puerto, que abarcan una superficie de aproximadamente 27.181 acres (110 km2), tienen una historia reciente ligada a procesos de reestructuración financiera. Originalmente, estos bloques pertenecían a la empresa Medanito, una petrolera independiente que perdió las áreas tras enfrentar problemas financieros.

Posteriormente, los activos pasaron a manos de Patagonia Energy, firma vinculada a Federico Tomasevich, principal referente de Puente, la entidad de servicios financieros y mercado de capitales. Tras un período de operación bajo esta gestión, los activos pasan ahora a manos de Central Puerto, que asume el control total de la operación de forma directa e indirecta a través de Patagonia Energy & Resources Ltd (PERL).

La estrategia hacia el objetivo Vaca Muerta

Central Puerto precisó que «esta zona cuenta con un potencial probado y se encuentra en una ubicación de alta relevancia geológica dentro de la Cuenca Neuquina, posicionando a la empresa como un nuevo jugador estratégico en Vaca Muerta«. En ese sentido, la operación le permite «integrar verticalmente parte de su cadena de valor, sumando experiencia en el desarrollo de activos de producción en una de las regiones más productivas del mundo».

La hoja de ruta para Aguada del Chivato y Aguada Bocarey contempla un proceso de transformación técnica y operativa. El objetivo inmediato de la conducción de Central Puerto es ordenar la operación de estos campos convencionales, que actualmente poseen producción de tipo convencional.

Sin embargo, el eje de valor a mediano y largo plazo reside en la reconversión de las áreas hacia una Concesión No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), lo cual implica la perforación de pozos pilotos para explorar y derisquear el potencial del área sobre la formación Vaca Muerta.

Esa actividad exploratoria permitirá la validación de la productividad geológica en una zona considerada de alta relevancia dentro de la Cuenca Neuquina. A partir de entonces, la compañía se dedicará a la obtención de financiamiento específico para el desarrollo de proyectos de capital intensivo que requiere este tipo de desarrollos shale.

«Esta adquisición es un paso fundamental en nuestra visión de largo plazo. Tras consolidar nuestro liderazgo en la generación eléctrica, hoy entramos en el sector de Oil & Gas con la convicción de que la diversificación es la clave para potenciar el crecimiento del grupo y contribuir al desarrollo energético de la Argentina», destacaron fuentes de la compañía.

La diversificación en el negocio energético

En la nota enviada a la CNV y a las bolsas y mercados, firmada por el Responsable de Relaciones con el Mercado, Leonardo Marinaro , se precisó que esta adquisición «permitirá a la Sociedad ampliar su presencia en el sector energético, incorporando activos y capacidades que fortalecen su posicionamiento competitivo».

Asimismo, el documento oficial subraya que la transacción contribuirá a «optimizar la estructura de negocios de la Sociedad, diversificando sus fuentes de ingresos y mitigando riesgos asociados a la concentración en sus actividades tradicionales». El cierre definitivo de la operación quedó sujeto al cumplimiento de condiciones precedentes habituales para este tipo de transacciones en el mercado local.

Central Puerto consolidó una estrategia de diversificación que la posiciona como una plataforma energética e industrial integral, en el cual su núcleo operativo histórico es la generación de energía eléctrica. En 2025 en la disputa por el mercado privado se posicionó como el líder del segmento eléctrico con una participación del 14,9%. Su desempeño se apoyó en una estructura diversificada que sumó un total de 21.220,4 GWh.

En el segmento de generación tiene una capacidad instalada diversificada que combina tecnología térmica (ciclos combinados y cogeneración), hídrica y renovable. En esta última área, la compañía expandió significativamente su cartera con parques eólicos y solares, como la reciente adquisición del parque solar Cafayate en Salta, alcanzando una potencia autorizada de más de 560 MW en fuentes limpias.

La diversificación de CEPU se extiende también hacia sectores no energéticos como el forestal y el minero. A través de su subsidiaria Proener, el grupo participa en el sector forestal con más de 140.000 hectáreas en las provincias de Entre Ríos y Corrientes. En el ámbito de la minería, la empresa mantiene inversiones en proyectos de litio (como Tres Cruces en Catamarca) y minerales metalíferos como oro, plata y cobre en el noroeste argentino (NOA), buscando capitalizar la transición energética.

Finalmente, Central Puerto desarrolló unidades complementarias como la venta de vapor de proceso para la industria y la gestión de sistemas de almacenamiento de energía. Sus plantas de cogeneración en San Lorenzo y Luján de Cuyo suministran vapor a grandes clientes industriales, mientras que sus nuevos proyectos de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), con una proyección de 205 MW para 2027

, Ignacio Ortiz

La Cámara Chileno Argentina de Comercio, que nuclea a más de 50 compañías con presencia en sectores estratégicos como energía, minería, construcción y finanzas, entre otros, aseguró este viernes que la aprobación de las modificaciones a la Ley de Glaciares en la Cámara de Diputados facilitará las inversiones en los proyectos de cobre y minerales críticos y el desarrollo de encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera. Para la entidad, este nuevo marco regulatorio para la zona cordillerana resulta una pieza importante para la integración económica binacional.

La entidad observó que «la actualización normativa tiene implicancias para los proyectos mineros de cobre y otros minerales críticos, así como para inversiones en infraestructura y servicios«. Estos sectores son considerados estratégicos para la transición energética y el crecimiento de las econompías de la región.

En el plano institucional, la organización destacó la importancia de potenciar los «esquemas de coordinación público-privada y encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera existentes en la región andina». Se trata de una referencia a la expectativa de que esta reforma legislativa se traduzca en una mayor integración de proveedores y logística transandina.

La Cámara de Diputados sancionó las modificaciones a la Ley de Glaciares para flexibilizar la actividad económica en las zonas periglaciares de la Argentina. Esta reforma eliminó la protección automática sobre geoformas que no cumplen una función hídrica relevante como reserva de agua.

La nueva normativa delegó en las provincias la potestad de autorizar proyectos mineros e industriales mediante informes técnicos actualizados. Este cambio legal buscó destrabar inversiones en la cordillera que permanecieron frenadas por la anterior definición técnica de 2010.

Integración y complementación minera

Respecto a la aplicación de la norma, la cámara de comercio binacional consideró «relevante seguir de cerca la implementación de estos cambios en relación con los instrumentos vigentes de integración y complementación minera entre ambos países», que permitirán lograr una vinculación más profunda a partir de la cartera de activos en distintas etapas de desarrollo.

En términos de sostenibilidad, el sector empresarial manifestó «la importancia de que cualquier desarrollo productivo en áreas de montaña se lleve adelante en cumplimiento de la normativa ambiental aplicable, de los estándares de protección de glaciares y recursos hídricos«.

De la misma manera, resaltó la necesidad de «observar los mecanismos de participación definidos por las autoridades competentes» en cada uno de los procesos de evaluación. La industria viene destacando en el actual debate que la transparencia y el diálogo con las comunidades locales son vistos como pilares para garantizar la licencia social de la minería».

Ante este nuevo escenario legal, la institución confirmó que «continuará brindando espacios de diálogo e intercambio de información a sus empresas socias y a los diferentes actores públicos y privados». El objetivo es facilitar el entendimiento de la evolución del marco regulatorio para reducir los márgenes de incertidumbre.

Finalmente, reafirmó la apuesta por los «encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera«, lo que se consolida como la prioridad máxima de la agenda binacional, y en la cual la reforma de la Ley de Glaciares marca un hito que podría dinamizar, en particular, la producción de cobre, de alta demanda en el mercado global.

, Redacción EconoJournal

El debate sobre los mercados de carbono avanza en todo el mundo y empieza a influir en decisiones de inversión, acceso a financiamiento y estrategias corporativas de reducción de emisiones. En la Argentina existe la capacidad de construir un sistema de carbono propio, con marcos regulatorios y mecanismos de comercio de créditos, que tome como aprendizaje las decisiones que ya se pusieron en práctica en otras regiones.

Juan Pedro Cano, coordinador de la Mesa Argentina de Carbono, menciona que la situación local sigue siendo incipiente ya que los proyectos nacionales tienen un alcance limitado. “La realidad es que hoy el único mercado al que puede acceder un crédito de carbono argentino es el voluntario”, explica, y agrega “las empresas compran por iniciativa propia, ya sea por objetivos corporativos o para prepararse ante futuras exigencias”.

A diferencia de países como Chile o Colombia, donde se integra con instrumentos fiscales como el impuesto al carbono, en Argentina el esquema actual todavía no genera incentivos claros. Falta claridad jurídica en temas centrales:  “Cuando aparecen dudas sobre cuestiones básicas como la propiedad del carbono o el rol del Estado, los inversores miran otros países donde esas reglas ya están definidas”, señala. Paraguay, por ejemplo, aprobó una ley específica que establece las condiciones para el desarrollo de estas iniciativas.

Transformación del capital natural

Con su capacidad forestal, agropecuaria y energética, además de los bosques nativos, la Argentina tiene la posibilidad de transformar su capital natural en activos financieros a través de los proyectos de carbono. “Con el potencial que tiene el país, esto podría ayudar tanto a cumplir los propios compromisos climáticos como a generar ingresos por la venta de créditos de carbono”.

“La Mesa Argentina de Carbono es una iniciativa del sector privado que busca posicionar a la Argentina como un país donde se puedan generar y comercializar estos créditos, con la participación de actores vinculados a su oferta.” Cano destaca que el rol de la Mesa es generar las condiciones necesarias para la generación y comercialización de créditos de carbono de calidad: “El espacio funciona desde hace más de tres años y una de sus primeras acciones fue elaborar un documento de diagnóstico que analiza la situación del mercado de carbono en el país”.

La Mesa Argentina de Carbono

La Mesa Argentina de Carbono impulsó un proyecto de ley presentado en el Congreso en noviembre de 2024 para establecer definiciones sobre propiedad de los créditos, intervención estatal y condiciones de operación. “El objetivo principal es generar previsibilidad con un marco que permita desarrollar iniciativas y atraer inversiones de largo plazo”, explica, y agrega: “Los desarrollos, sobre todo los forestales o agropecuarios, son proyectos de muy largo plazo. Por eso es clave contar con reglas claras desde el inicio”.

Otro punto central es el acceso a los mercados internacionales. En el marco del artículo 6 del Acuerdo de París, distintos países firmaron acuerdos bilaterales para intercambiar créditos de carbono certificados. La demanda global crece impulsada por empresas que buscan cumplir objetivos climáticos y por países que necesitan reducir sus emisiones: “La Argentina puede consolidarse como proveedor de reducciones de emisiones a nivel global. Hoy está restringido, abrir esa posibilidad sería un paso importante para posicionar al país a nivel global”, sostuvo Cano.

Debate regulatorio

Mientras el debate regulatorio continúa, algunas provincias comienzan a avanzar con iniciativas propias. Neuquén, por ejemplo, ya empezó a solicitar información sobre emisiones a empresas vinculadas a la actividad hidrocarburífera. Un primer paso hacia políticas que incentiven la mitigación y compensación de emisiones.

Para las empresas, especialmente las exportadoras o integradas a cadenas globales de valor, el camino es claro: medir, reducir y, cuando no sea posible avanzar más, compensar con créditos de alta integridad. El mercado de carbono argentino todavía está en construcción. Si el país logra definir reglas claras, puede transformar su capital natural en una nueva fuente de ingresos y posicionarse como proveedor global de reducciones de emisiones.

, Redaccion EconoJournal

La industria energética argentina atraviesa una fase de marcada expansión en la infraestructura de los nuevos desarrollos de shale oil y shale gas. El avance de los proyectos no convencionales en la Cuenca Neuquina, particularmente en operaciones de fractura y flowback, somete a las instalaciones a presiones extremas. En este contexto de alta exigencia operativa, las líneas utilizadas en inyección, pruebas hidrostáticas y manejo de fluidos requieren soluciones de disponibilidad inmediata y máxima confiabilidad.

Para dar respuesta a esta demanda, ABAC —compañía con más de cuatro décadas de trayectoria— presentó su nueva línea de conectores HPLOK, diseñados específicamente para soportar presiones de hasta 10.000 psi (690 bar). Esta línea ofrece una alternativa nacional robusta, de concepción técnica similar a otros sistemas del mercado internacional.

El salto operativo: de «Cono y Rosca» a «Cortar y Armar»

El diferencial técnico más disruptivo de los conectores HPLOK frente a los estándares convencionales de alta presión radica en la simplicidad de su instalación. El diseño aprovecha la versatilidad del conocido sistema de compresión a Doble Virola y lo combina con un revolucionario sistema de tuerca invertida, según detallaron.

Esta innovación elimina la necesidad de utilizar el clásico sistema de «cono y rosca», el cual obliga a los operadores a realizar complicados mecanizados en campo o a prever de antemano el uso de niples ya mecanizados en el taller. Por el contrario, el montaje del sistema HPLOK se resume a la ventaja de «cortar y armar»: solo requiere un corte recto del tubo y su posterior desbarbado.

El ensamblaje puede realizarse de forma manual o, para mayor eficiencia, mediante herramientas hidráulicas de preensamblado recomendadas por el fabricante. Esta agilidad resulta un diferencial significativo en instalaciones de superficie, donde la velocidad de intervención técnica define la continuidad del proceso productivo.

Ingeniería de materiales y esquema de retención

El comportamiento de los conectores ante variaciones térmicas, pulsos de presión y vibraciones severas está respaldado por una rigurosa selección de materiales y un diseño interno de alta precisión que maximiza el área de soporte sobre el tubo.

Referencias del sistema constructivo:

1. Cuerpo del conector: Fabricado en acero inoxidable AISI 316 (material de referencia contra la corrosión), diseñado con un largo de rosca extendido para soportar grandes esfuerzos mecánicos y tracción.
2. Virola Delantera: Fabricada en acero Súper Dúplex, es la encargada de producir el sello principal (metal-metal) entre el tubo y el cuerpo del conector.
3. Virola Trasera: También de acero Súper Dúplex, pero sometida a un proceso de endurecimiento iónico. Provee la mordida mecánica y una retención extremadamente fuerte sobre el tubo.
4. Tuerca Invertida: Su diseño compacto cuenta con un revestimiento de bisulfuro de molibdeno, lo que provee un bajo torque durante el montaje, evitando el engrane de los filetes bajo altas cargas.

“Este conjunto asegura estanqueidad total y mitiga drásticamente los riesgos de fugas. Desde el punto de vista del control de fluidos, la línea optimiza parámetros críticos: sus pasajes internos superiores a 8 mm reducen las pérdidas de carga, favoreciendo la estabilidad en circuitos de inyección. Son compatibles con tubos de acero inoxidable 316 recocido, 316 estirado en frío y acero súper dúplex”, detallaron desde ABAC.

Disponibilidad y proyección en Vaca Muerta

En su etapa inicial, la medida disponible en el mercado es de 1/2” OD, abarcando configuraciones de conectores rectos, codos y tees. Sin embargo, ABAC anticipa el desarrollo de nuevas configuraciones según las necesidades específicas de la industria.

“Con la construcción y ampliación de plantas de tratamiento y proyectos de midstream en Vaca Muerta, la incorporación de los HPLOK aporta capacidad de respuesta local. Disponer de un producto de fabricación nacional reduce la dependencia de las importaciones y asegura tiempos de entrega ágiles junto a un soporte técnico de cercanía”, destacaron desde la empresa.

A medida que la infraestructura energética siga expandiéndose, la tecnología HPLOK se posiciona como una herramienta estratégica para garantizar la seguridad operativa y la eficiencia en la nueva era del desarrollo no convencional.

, Redaccion EconoJournal

La empresa argentina de servicios integrales y logística, Grupo L, puso en marcha esta semana una planta de elaboración de alimentos y un centro de distribución en Neuquén que apunta a expandir sus servicios en Vaca Muerta.

Se trata de una inversión de una inversión de más de 2.200 millones de pesos que permitieron la ejecución de una planta de 1.200 metros cuadrados. La instalación, que opera bajo su marca GL Support Sitios Remotos, permitirá abastecer a clientes ubicados principalmente en Neuquén, Río Negro y Chubut, consolidando su presencia en el segmento de servicios para sitios remotos.

La planta ubicada en la localidad de Centenario inició sus operaciones el martes 7 de abril con una capacidad de producción de 6.000 viandas diarias, con proyección de alcanzar las 12.000 por día a través de tres turnos de trabajo. Este salto en escala permitirá a la empresa duplicar su capacidad operativa en la zona, en línea con la creciente demanda de servicios vinculados al desarrollo de Vaca Muerta. Además, el nuevo establecimiento cuenta con un laboratorio propio para control de calidad y el desarrollo de nuevos productos, una escuela de gastronomía, lavandería y oficinas administrativas.

Empleo local

La iniciativa también tendrá un impacto directo en el empleo local: se estima la generación de 90 nuevos puestos de trabajo en el mediano plazo. A esto se suma el fortalecimiento de proveedores pymes y productores regionales, que forman parte del esquema de abastecimiento de la empresa.

“La decisión de invertir en Centenario responde a una necesidad estratégica de integrar producción y logística en un mismo punto, lo que reduce tiempos, mejora la eficiencia y nos da mayor control sobre la operación, en una región donde la demanda crece de forma sostenida”, aseguró Sebastián Lusardi, CEO de Grupo L y agregó: “No se trata solo de alimentación, sino de llevar estándares de hospitality a contextos exigentes, donde la experiencia del usuario impacta directamente en el bienestar y la productividad”.

“Asegurar la continuidad operativa en este tipo de entornos implica eliminar puntos críticos en la cadena de suministro. Esta planta nos permite anticiparnos a esa complejidad, reducir riesgos y garantizar la continuidad en operaciones que necesitan una gestión sin interrupciones”, agregó Lusardi durante la inauguración.

La puesta en marcha de la planta en Centenario se enmarca en una estrategia de crecimiento sostenido de la compañía, impulsada por la expansión de la actividad energética y minera en el país. En este contexto, Grupo L proyecta incrementar su capacidad operativa, incorporar tecnología y continuar desarrollando nuevos centros logísticos en zonas estratégicas, combinando escala, eficiencia operativa y compromiso con el desarrollo local.

, Redacción EconoJournal

Con una inversión inicial de US$6 millones para el primer semestre y un plan de intervención que superará los 100 pozos en dos años, la empresa Velitec desembarca en Tierra del Fuego con el objetivo de revertir el declino de las áreas maduras que operará YPF hasta el 1 de mayo. La empresa provincial Terra Ignis decidió que la pyme cordobesa sea la ganadora de la compulsa para asociarse en el desarrollo de las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego. 

El proyecto técnico busca incrementar la producción actual de crudo y gas entre un 20% y un 50% mediante la optimización de costos y el despliegue de equipos propios de torre que operarán en las áreas convencionales. Facundo Aráoz, titular de Velitec, en diálogo con EconoJournal definió la estrategia como un proceso de «poner en valor activos que aún conservan un potencial residual atractivo».

«La propuesta es muy simple: no cometer los errores que se cometían en yacimientos que ya no tenían la capacidad de explotación de otros tiempos. Tenemos capacidades propias como equipos de torre, que es lo que necesitan este tipo de áreas«, afirmó el empresario cordobés sobre la compulsa técnica que los consagró como nuevos operadores.

La transición que se extenderá todo abril, coordinada por la provincial Terra Ignis Energía, evita el cese de actividad que suele afectar a las cuencas convencionales durante los traspasos. Maximiliano D’Alessio, presidente de la firma provincial, destacó que el proceso de selección priorizó la solvencia técnica para garantizar la continuidad operativa.

«Lanzamos la convocatoria en enero para empresas que desearan asociarse tanto en inversión como en operación. Se evaluaron los antecedentes en operaciones similares y la capacidad financiera para afrontar la actividad«, explica el directivo fueguino.

La producción de las áreas no puede parar

Para garantizar que la producción no sufra mermas durante el traspaso definitivo, la gerenta Institucional de Terra Ignis, Verónica Tito, precisó que la operatoria comienza bajo un contrato de servicios de seis meses que desembocará en una Unión Transitoria de Empresas (UTE). «El yacimiento no se puede parar, la producción tiene que seguir; por eso firmamos un contrato de operación para garantizar actividad y mantenimiento».

Los bloques que hoy promedian 154 metros cúbicos diarios de crudo son el punto de partida del cronograma que Velitec puso en marcha con personal en la isla recopilando datos críticos. Aráoz proyecta un desembarco técnico agresivo y para fines de junio prevé tener el primer equipo de pulling activo y, un mes después, sumar un workover.

«Hay premios abajo que hay que ir a buscar. Tenemos una primera etapa de desembarco, saneamiento contractual, y levantamiento de datos fuertes. Pero la propuesta es poner los equipos, intervenir en una campaña dura de 24 meses y ahí frenarnos para ver los resultados y definir si buscamos otra estrategia», detalló sobre el plan de recuperación.

En esta primera instancia «hay un compromiso de inversión de US$6 millones para afrontar el déficit que tienen las áreas durante los primeros seis meses. Luego, en un proyecto más ambicioso en cuanto a inversión, se podrán superar los 100 pozos de intervención«, con lo que el monto va a ser varias veces superados.

«Básicamente, vamos a acomodar su estructura de costos, mejorar su base de producción y prepararnos para ir a buscar una tercera etapa que es un nuevo inversionista para desarrollar nuevos proyectos en un activo que tiene un potencial muy interesante, pero lo primero es el ordenamiento de las capacidades que hoy tiene», agregó el industrial cordobés.

La salida de YPF del convencional fueguino obligó a la provincia a buscar un modelo que protegiera las regalías y el empleo. «El gobernador (Gustavo Melella) nos indicó que no hubiera una finalización de etapa, sino que se sesionaran desde YPF los activos a Terra Ignis«, comentó D’Alessio. Esta maniobra permitió que la provincia recupere soberanía sobre sus recursos, al tener a la empresa provincial dentro de la futura UTE.

Compromisos por el empleo local

En materia laboral, el compromiso de la nueva operadora y la provincia apunta a minimizar el impacto social del recambio. D’Alessio aclaró que, si bien la petrolera nacional indemniza a su personal, Terra Ignis absorbe a los cuadros técnicos y administrativos por el lapso de un año. «La idea es tratar de que el impacto sea el menor posible, manteniendo la mayor cantidad de puestos de trabajo», aseguró.

La remediación ambiental también forma parte del acuerdo de salida. El plan más pesado, que incluye el abandono de 107 pozos con complejidad técnica, quedó bajo responsabilidad y costo de YPF a través de un contrato con la firma DLS. «Eso ya está en marcha, ya van por el pozo ocho o diez que están tapando. Esto permitió reabsorber a 44 personas en ese contrato específico», destaca el titular de Terra Ignis.

Aráoz confía en que la estructura de costos «modesta» de una pyme especializada sea la clave para que el negocio sea sustentable, incluso si los precios internacionales oscilan. «Entendemos que la línea de flotación estará en 50 o 60 dólares, ese es el precio con el que siempre trabajamos«, explicó el directivo de Velitec, quien ya cuenta con el antecedente de haber duplicado la producción en áreas de Mendoza tras recibirlas de YPF.

La logística de evacuación en la isla, dependiente de camiones y barcos con destino exclusivo de exportación, es parte de la responsabilidad de la nueva operadora. El foco está puesto en el potencial de gas residual y en la posibilidad de escalar hacia plantas piloto de recuperación terciaria en una fase posterior. El diagnóstico de la firma cordobesa es optimista sobre los recursos que la operadora saliente dejó de priorizar por su enfoque en los proyectos no convencionales de Vaca Muerta.

El desarrollo de las áreas no podrá estar ajeno a analizar la aplicación de técnicas de recuperación terciaria que ya demstraron su efectividad en otras cuencas maduras. «Hay primaria y secundaria obviamente, y la terciaria, viendo la sitación de Argentina, es a donde deberíamos ir«, admitió el directivo al adelantar se está analizando poder contar a futuro con una planta piloto de terciaria, lo que requerirá otras especialidades.

Desde el sector provincial, Tito subraya que la llegada de Velitec es solo el inicio de una reconfiguración mayor del ecosistema energético local. «El diálogo con las empresas se mantiene para conformar la UTE con un socio principal operador y otros minoritarios», comenta la gerenta. La meta es crear un esquema donde las pymes de servicios locales tengan un rol activo y propuestas mejoradoras para la eficiencia del yacimiento.

El horizonte exploratorio también ofrece nuevas oportunidades. La provincia planea convocar a una licitación para los bloques on shore y off shore del área CA 12, que fueron devueltos oportunamente a la provincia. «En breve la idea es hacer un llamado para esas áreas de exploración», anticipa Tito, marcando que la política energética de la isla busca atraer nuevos capitales más allá de los activos que operaba la petrolera nacional.

, Ignacio Ortiz

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), extendió 19 días el plazo de la licitación AlmaSADI, una compulsa para instalar 700 megawatts (MW) de almacenamiento con baterías para reforzar el abastecimiento en nodos críticos del sistema eléctrico del país. La postergación en el proceso de la licitación fue por un pedido de los generadores interesados en presentar ofertas.

La extensión de los plazos se materializó a través de la Circula N° 1 del período de consultas de la compulsa, un proceso habitual en licitaciones. En rigor, la fecha de la adjudicación de las ofertas ganadoras de AlmaSADI pasó del 19 de junio al 8 de julio.

La convocatoria para almacenamiento con baterías la impulsa la Secretaría de Energía y se instrumenta a través de Cammesa. Está orientada a sumar respaldo al sistema eléctrico del país y mejorar su respuesta ante cortes masivos de electricidad y situaciones de alta exigencia.

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), en las jurisdicciones de Edenor y Edesur.

Nuevo cronograma de AlmaSADI

Cammesa modificó el cronograma de la compulsa extendiendo el período de consultas del 17 de abril hasta el 6 de mayo. La finalización del plazo de respuestas a los generadores se extendió del 24 de abril al 13 de mayo.

En tanto, la evaluación de los sobres “A” con especificaciones técnicas será el próximo 9 de junio (antes era el 21 de mayo) y la apertura y evaluación de los sobres “B” con las ofertas económicas pasó del 5 al 24 de junio.

Cambios a pedido de los interesados

Fuentes del sector privado interesados en la licitación expresaron a EconoJournal que la extensión del plazo de AlmaSADI fue para que los generadores tengan más tiempo para afinar aspectos técnicos de los proyectos y poder cerrar las ofertas, sobre todo en temas vinculados a los proveedores de las baterías o equipamiento.

Las mismas fuentes señalaron que hay mucho interés para presentar ofertas. “Estamos calculando 10 consultas por distribuidora”, indicaron. Otra fuente calculó que podrían presentarse ofertas por alrededor de 2.500 MW, es decir, más de tres veces lo que pretende adjudicar Cammesa. Si bien la licitación es para instalar 700 MW de capacidad, en los pliegos se aclara que podrían adjudicarse hasta un 10% adicional.

La distribuidora Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) lanzó una convocatoria para proyectos de almacenamiento con baterías de hasta 100 MW de potencia para presentarlos -bajo el paraguas de la provincia- en la licitación AlmaSADI.

Más nodos

Otro cambio que tuvo la licitación es que se sumaron 10 nodos del Noreste Argentino (NEA) como zonas críticas para reforzar el abastecimiento con baterías. Fuentes del sector consultadas por EconoJournal confirmaron que en los próximos días Cammesa sumará a la licitación alrededor de 30 nodos más de otras regiones del país.

En el pliego de bases y condiciones original se establecieron 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.  

Distribuidoras

Otro punto que está siendo analizado en el período de consultas de la licitación es sobre la capacidad de los nodos en estado crítico. Cammesa estimó una determinada cantidad de potencia de las baterías por nodo. Varias distribuidoras están analizando que esas potencias son superiores a la capacidad que tienen las distribuidoras de cargar las baterías en el horario valle, es decir, en las horas donde hay menos demanda. La extensión del plazo de la licitación podría ayudar a que las distribuidoras puedan realizar los análisis técnicos en cada nodo.

Sin embargo, allegados a Cammesa señalaron que la capacidad limitada de estos nodos y la posible carga interrumpible de las baterías no es responsabilidad de los generadores ni de las distribuidoras. Y aclararon que la licitación es para sumar potencia en el SADI y no para resolver problemas capacidad en conexiones locales, ya que las baterías se conectarán a líneas de 132 kV, que –a su vez- están vinculadas a líneas locales con menor tensión.

Precios

La convocatoria para la provisión 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 contemplará el pago de la energía suministrada a un valor de 10 US$/MWh. A partir de 2037, se remunerará a un precio establecido según el mercado spot. Al mismo tiempo, el anexo aclara que el precio de la energía consumida será de 20 US$/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.

, Roberto Bellato

En un escenario global atravesado por la reconfiguración de los mercados y la aceleración tecnológica, la industria petroquímica enfrenta el desafío de consolidar su competitividad en un contexto donde la disponibilidad de recursos energéticos, la eficiencia productiva y la integración de cadenas de valor resultan determinantes. En este marco, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026, que se llevará a cabo el martes 9 de junio en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la cual reunirá a los principales referentes del sector para analizar los ejes que definirán el rumbo de la actividad en los próximos años.

La propuesta estará orientada a una mirada concreta sobre cómo capitalizar la oportunidad energética de la Argentina, avanzando en su transformación en industria y en el desarrollo de cadenas de valor. Esta edición tendrá además un carácter especial, ya que se realizará en el marco del 50° aniversario del IPA®, consolidando medio siglo de trabajo institucional orientado a la promoción, el análisis y el crecimiento de la industria petroquímica en la Argentina.

Nueva jornada

La Jornada tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidente de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien impulsará una agenda enfocada en fortalecer la competitividad industrial y en acelerar la transformación de los recursos energéticos en valor agregado para la cadena petroquímica. “El desafío es ir un paso más allá: no solo exportar gas, sino desarrollar una cadena de valor que transforme ese recurso en productos de mayor valor agregado, generando empleo, innovación y desarrollo. La Argentina cuenta con capacidades para consolidar ese camino, apalancada en su talento, creatividad y resiliencia”, señaló la Ing. Brizuela.

El encuentro se presenta como un espacio de intercambio y construcción colectiva, donde convergen líderes empresariales, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y actores del sector público, con el objetivo de debatir cómo transformar los desafíos actuales en oportunidades concretas para la petroquímica argentina. En línea con la agenda estratégica del sector, esta edición pondrá el foco en la competitividad industrial y en la necesidad de convertir los recursos energéticos disponibles en desarrollo productivo, inversión y generación de valor agregado en la Argentina. La integración de la cadena de valor, la eficiencia operativa y las condiciones para el crecimiento de la petroquímica serán ejes centrales de la discusión.

El objetivo

“La industria petroquímica tiene por delante una oportunidad concreta de dar un salto cualitativo en su desarrollo. Pero para lograrlo, es fundamental avanzar en una agenda común que integre inversión, innovación y formación de capacidades”, enfatizó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, en línea con los consensos que vienen consolidándose en el sector.

Ejes principales de la jornada de la industria petroquímica

• La competitividad de la industria petroquímica en el nuevo escenario global.
• La disponibilidad de materias primas y el desarrollo del gas como base para la expansión industrial.
• La transformación de los recursos energéticos en cadenas de valor petroquímicas.
• La eficiencia operativa y la digitalización como impulsores de la rentabilidad industrial.
• Las condiciones necesarias para fomentar inversión, infraestructura y desarrollo de mercado.
• El rol del talento y la formación de nuevos perfiles profesionales para sostener el crecimiento del sector.

Asimismo, el encuentro incluirá paneles, entrevistas institucionales y espacios de diálogo con referentes del ámbito empresarial, académico y científico-tecnológico, promoviendo una mirada transversal sobre los desafíos y oportunidades del sector.

La Jornada Petroquímica del IPA® se ha consolidado como uno de los encuentros más relevantes de la industria en Argentina, constituyendo un espacio clave para el análisis estratégico, la generación de vínculos y la construcción de una agenda común para el desarrollo del sector.

Para más información e inscripciones acceder al siguiente link: http://jornada-petroquimica.com/ o consultas al email ipainfo@ipa.org.ar

, Redaccion EconoJournal

Roberto Arias, ex secretario de Políticas Tributarias del Ministerio de Economía de la Nación entre diciembre de 2019 y julio de 2022 y director ejecutivo del Centro de Asuntos Fiscales, cuestionó el martes pasado en la red social X al ex gobernador de Córdoba y actual diputado nacional, Juan Schiaretti, por su decisión de no acompañar la reforma de la ley de Glaciares. “Me hizo mucho ruido que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, se expresen en contra de lo que puede hacer Catamarca en materia minera, una provincia que no tiene Pampa Húmeda y está a 1500 kilómetros del puerto”, aseguró en diálogo con EconoJournal. “Con ese mismo criterio, Catamarca podría impulsar una ley para crear un organismo nacional que decida dónde se puede producir maní, o dónde puede haber ganadería, porque son actividades que también afectan el medio ambiente”, agregó.

El economista, que también se desempeñó como Director de Fiscalización de la Dirección Provincial de Rentas de la Provincia de Buenos Aires entre 2002 y 2008, sostiene que cada provincia debe poder decidir sobre el uso de sus recursos y defiende la reforma de la Ley de Glaciares porque dice que ayudará a precisar qué glaciares y ambientes periglaciares quedan protegidos, otorgándole mayor seguridad jurídica a las empresas mineras que deben invertir. «La ley original fue promovida por un senador nacional NdR: Daniel Filmus) y un diputado de la Ciudad de Buenos Aires (NdR: Miguel Bonasso), y los que más defendieron que no se toque también fueron diputados de la Ciudad de Buenos Aires porque ellos no pagan ningún costo», insistió.

–Usted señaló en un posteo reciente en la red social X que una buena ley es aquella que protege los recursos estratégicos, pero al mismo tiempo les brinda previsibilidad a las empresas para llevar adelante actividades productivas cuidando el medio ambiente y advirtió que la Ley de Glaciares de 2010 no cumplía con esos requisitos. ¿Por qué?

–Porque era impreciso el alcance del área protegida. Si bien el artículo 1 hace referencia a la protección de glaciares y ambientes periglaciares con una función hídrica relevante, esta última parte quedó sin tenerse en cuenta en la reglamentación y sobre todo en la creación del instrumento central de aplicación de esta ley, que es el inventario nacional de glaciares y ambientes periglaciares que hace el IANIGLA (NdR: Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales), ya que en ningún momento evaluó las funciones hídricas de cada glaciar y ambiente periglaciar. Esta es la razón por la cual la ley terminó siendo muy imprecisa y generando inseguridad jurídica. Es bueno remarcar que estamos hablando de una ley que tiene 15 años de vigencia, no es una ley que se aprobó el año pasado y no hubo tiempo para aplicarla. Si en 15 años un instituto nacional, científico, que depende del Conicet y que nadie pone en duda, no tuvo la capacidad de hacer este relevamiento respecto a la función hídrica de cada glaciar y ambiente periglaciar, eso es algo que uno puede imaginar que nunca va a suceder.

–¿El riesgo para la empresa es que comience a desarrollar, por ejemplo, un proyecto de explotación de cobre en la alta cordillera y después algún particular diga que ahí hay un área periglaciar, haga un planteo ante el IANIGLA y este organismo le termine dando la razón?

–El IANIGLA documentó cerca de un 30% la reducción de superficie de glaciares y periglaciares en los últimos 15 años, proceso que está sucediendo en todo el planeta, pero, así como hay una desaparición de los glaciares, podría generarse un nuevo espejo –por algún fenómeno climático o de movimiento de agua o de lluvia local– que pueda ser considerado periglaciar. Además, el IANIGLA solo utilizó imágenes satelitales. No hay ningún trabajo de campo. Entonces, el día de mañana en un espacio que no es periglaciar, con un satélite mejor, alguien puede decir que sí tiene las medidas para ser considerado periglaciar y se lo incluye en el inventario cuando ya hay una actividad minera en ese lugar. También hay que advertir que no solo es un problema de precisión en los términos o de profundidad del estudio sino de cómo es el procedimiento administrativo por el cual una explotación minera alcanza determinado status que le da derechos y garantías. La ley original no tiene una lógica de lo que es un procedimiento administrativo para generar un derecho, que es lo que busca el código minero, la ley de inversiones mineras y toda la regulación de la actividad. Si yo tengo una concesión, la concesión implica un permiso de exploración y de explotación del recurso que tiene un periodo de tiempo y genera un derecho.

–¿Y por qué esta reforma soluciona el problema de la falta de reglas claras?

–Porque aclara que los glaciares y los periglaciares que están protegidos son los que cumplen una función hídrica y establece que es la provincia la que tiene la facultad para determinar si un glaciar o ambiente periglacial tiene o no esa función hídrica relevante. En el caso que determine que no la tenga, lo puede excluir del inventario nacional de glaciares.

–¿Para decidir eso las provincias van a realizar un relevamiento de campo?

–Claro, eso implica un relevamiento de campo. Se colocan boyas, se hace un estudio de la profundidad del hielo, se observa hacia dónde va el agua. Son estudios bastante precisos. Se han hecho algunos de esos estudios en glaciares de la Argentina. Lo ha hecho la provincia de San Juan. El IANIGLA no tiene los recursos ni ha hecho ningún estudio respecto a la función hídrica. Se ha manejado solo con relevamientos satelitales.

–Con esta reforma, la provincia minera que decida pedir la exclusión de un área periglaciar del registro del IANIGLA, ¿debe sí o sí realizar un trabajo de campo para relevar la función hídrica de ese glaciar o lo puede pedir sin hacer ningún estudio?

–Lo tiene que hacer realizando el estudio, pero acá lo relevante es que los costos y beneficios son de la provincia. Si hay un problema ambiental, los primeros afectados no van a ser las personas que viven en la Ciudad de Buenos Aires sino las que viven en la provincia minera. Ellos son los primeros que tienen que tener muy en cuenta qué impacto tiene cada proyecto minero, no solo en los glaciares, sino en el agua, la fauna, el aire y en todo. Obviamente la minería tiene un impacto ambiental como cualquier actividad humana y eso pesa a la hora de tomar la decisión, pero yo estoy convencido que esa decisión tiene que ser de la provincia, ya sea sobre un pozo petrolero, una producción agropecuaria o una industria.

–Las provincias ya venían teniendo casi todas las potestades para avanzar con la Declaración de Impacto Ambiental, excepto en lo que refiere a los glaciares.

–Exactamente, en la legislación argentina la Declaración de Impacto Ambiental es una facultad provincial. En algunos casos es una resolución ministerial y en otros casos las aprobaciones de los documentos de impacto ambiental las hace la legislatura. Hay procedimientos bastante establecidos que en general son buenos. Hay un ranking del Instituto Fraser, que rankea las jurisdicciones mineras de todo el mundo. En el caso de la Argentina rankea a las provincias porque hay situaciones muy diferentes entre cada una de ellas. Se evalúa la capacidad técnica de los organismos que regulan la minería, la claridad de las normas y se construye un índice de atractivo de inversión en minera. San Juan está por arriba de Chile. Catamarca está muy bien colocada. Salta y Jujuy están bastante bien. La Rioja, Chubut y Mendoza son provincias con más problemas a nivel de licencia social y están colocados por debajo, pero no veo que haya un problema ahí.

–Un temor que suele existir, y que se planteó cuando se discutió la ley original, es que las provincias pueden llegar a ser más permeables que el Estado Nacional frente a la capacidad de lobby de las grandes mineras.

–Claro, lo que pasa es que hay lobby de todos lados. También hay un lobby ambientalista. Capaz que el Estado Nacional es más permeable al lobby ambientalista. Lobby hay de todos, pero creo que la decisión se tiene que tomar lo más cerca posible de dónde se van a ver los costos y beneficios de esa decisión. La ley original fue promovida por un senador nacional y un diputado de la Ciudad de Buenos Aires, y los que más defendieron que no se toque también fueron diputados de la Ciudad de Buenos Aires porque ellos no pagan ningún costo. Quedan bien con el espacio ambientalista, pero no pagan costos porque las inversiones no generan beneficios en la Ciudad de Buenos Aires sino en otras provincias.

–El gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, les dijo a Axel Kicillof y a Jorge Macri que ellos se preocupen por el Riachuelo que las provincias cordilleranas se van a preocupar por sus recursos.

–La ganadería tiene un impacto ambiental enorme, así como también lo tiene la agricultura extensiva. Todas las actividades económicas tienen un impacto ambiental. A mí me hizo mucho ruido que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, se expresen en contra de lo que puede hacer Catamarca en materia minera, una provincia que no tiene Pampa Húmeda y está a 1500 kilómetros del puerto. Creo que la bronca de Jalil vino por ese lado. Con ese mismo criterio, Catamarca podría impulsar una ley para crear un organismo nacional que decida dónde se puede producir maní, o dónde puede haber ganadería, porque son actividades que también afectan el medio ambiente.

–Usted señaló también que está sobredimensionado el aporte de los glaciares al abastecimiento del agua dulce.

–No soy experto en el tema. Soy economista, pero escuché las audiencias y leí bastante, y no encontré argumentos que plantearan una afectación real concreta, no hubo exposiciones donde dijeran que el agua que se consume en determinada ciudad viene de tal glaciar o ambiente periglaciar. Lo que hubo fueron críticas genéricas del estilo “el agua no se toca”, “el agua vale más que el oro”, “se va a acabar el agua”, “nos vamos a morir porque no va a haber más agua”, etc. Del otro lado, en cambio, hubo muchos argumentos diciendo que la minería usa muy poca agua. En el caso de San Juan, que es una provincia que ya tiene varios emprendimientos mineros importantes, dejaron en claro que el 1% de toda el agua de la provincia la usa la minería cuando la agricultura usa más del 90%, y el resto es para consumo humano y de otras industrias.

–Otro argumento que se suele mencionar respecto del peligro de que decidan las provincias por sobre el Estado Nacional es que podrían competir entre ellas para ver quién le otorga más concesiones a una minera y terminar flexibilizando ciertos controles.

–En los proyectos mineros, la preeminencia es geológica. Una empresa no va a ir a una provincia en lugar de otra porque la regulación es distinta. Va a ir porque, desde el punto de vista geológico, es conveniente en términos de la cantidad de minerales que hay en ese lugar. Después, si una provincia tiene un esquema un poco más laxo o un poco menos laxo, es algo que hoy ya sucede y a mí no me parece mal. Hay provincias muy exigentes, como Chubut y Mendoza, que tienen prácticamente prohibida la actividad. Hay provincias menos exigentes o que, en lugar de aplicar una prohibición general, estudian caso por caso. No lo veo mal en un escenario donde los beneficios y los costos son para la población local. Una situación de contaminación puede tener consecuencias políticas gravísimas para un intendente o un gobernador, mientras que el presidente de la nación se entera por los diarios. Los gobiernos locales están absolutamente atentos, hay un seguimiento muy fuerte del impacto ambiental de los proyectos. Un hecho de contaminación también es muy grave para las empresas porque les afecta la reputación. Son empresas gigantescas que cotizan en bolsa y les afecta también la viabilidad del propio proyecto donde invierten cientos o miles de millones de dólares. Una provincia puede decidir no tener minería y está perfecto porque es una facultad que le da la constitución. Y si los habitantes de esa provincia realmente quieren minería, pero el gobierno no, cada cuatro años hay elecciones y cuando llegue el momento votarán a un gobernador que quiera la minería y se dará vuelta la cuestión. Sinceramente, creo que hay un mecanismo, que es nuestra democracia, para que la población local defina qué quiere hacer.

–¿Con esta reforma, el IANIGLA se queda sin poder de decisión real o sigue teniendo algún tipo de injerencia relevante?

–Es bastante equilibrada la situación, porque el IANIGLA se mantiene como el organismo rector, va a continuar realizando el inventario y tiene la obligación de actualizarlo periódicamente. La provincia, por su parte, puede retirar un glaciar, pero es una situación de altísima exposición porque al hacer eso va a tener que publicar los motivos por los cuales lo está sacando. Y obviamente lo va a tener que hacer sobre una base científica. A mí me parece que hay un buen equilibrio.

–El peronismo solía ser el partido que reivindicaba la necesidad de apuntalar la actividad productiva y generar empleo y en este caso puntual parece haber perdido esa bandera a manos del presidente Milei.

–El peronismo perdió la agenda de la producción y el trabajo y se dejó cooptar por una agenda más progresista, e incluso de izquierda en algunos temas, lo que lo llevó a perder la representación de sectores muy amplios de la población. Esta agenda ambiental extrema y dogmática puede sumarle en algunos sectores pequeños de los grandes centros urbanos, pero en las provincias quieren que haya trabajo e inversiones, obviamente sin perjudicar el ambiente excesivamente. Hay una pérdida de identidad del peronismo que se dejó captar por ideas del ambientalismo que pertenecen a agendas que no son las de países como Argentina que está en una etapa de desarrollo todavía no tan avanzada como otros países.   

, Fernando Krakowiak

YPF colocó este jueves en su regreso al mercado de capitales doméstico una nueva serie de Obligaciones Negociables (ON) con la que logró recoger US$122 millones, a una de las menores tasas de interés registradas por la compañía en este mercado. Lo tomado estuvo bastante por encima de la base de los US$70 millones con los que había salido inicialmente en el pliego de oferta difundido durante la semana.

La compañía logró colocar las Obligaciones Negociables Clase XLIII denominadas en dólares MEP por US$122 millones a un plazo de 4 años y una tasa de interés del 5,50%, por la cual recibió más de 6.000 ofertas por un monto total de US$203 millones. La última emisión de la compañía había sido en febrero, a un plazo de 34 meses y con una tasa del 6.50%, siendo ambas condiciones superadas por los resultados obtenidos en esta nueva emisión.

Esta operatoria es el primer testeo que tuvo la petrolera en el mercado tras el fallo favorable que logró la Argentina por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF. El país podría finalmente evitar el pago al fondo Burford Capital de más de US$18.000 millones, incluyendo intereses.

La salida al mercado contó con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria, lo que garantizó una amplia llegada a inversores institucionales y minoristas. los títulos se emitieron bajo la modalidad Hard Dollar, lo que implica que la suscripción local con moneda extranjera depositada en cuentas del país. El plazo de los instrumentos se fijó en cuatro años, con una amortización del 100% del capital al vencimiento. 

Los fondos tendrán un destino estratégico dual. Por un lado, YPF busca optimizar su Capex, asegurando el flujo de inversión necesario para sostener el ritmo de operación en sus locaciones no convencionales. Por el otro, la operación permitirá refinanciar deuda existente con una tasa de interés mayor a la obtenida en la nueva Obligación Negociable, extendiendo la vida promedio de la deuda.

Un contexto favorable

El mercado primario de Obligaciones Negociables en Argentina transitó hasta la fecha una actividad intensa. Gustavo Delbon, Gerente de Estructuración y Mercado de Capitales de RICSA Alyc, reseñó a EconoJournal que «se colocaron 57 series por un volumen aproximado de US$4.500 millones, con el sector energético como protagonista absoluto».

Se trata de 13 emisiones que concentraron más de la mitad del total emitido -equivalente a u$s2.418 millones- representando menos de un cuarto de las series. La demanda institucional, tanto local como internacional, fue intensa en varias de esas colocaciones, lo que se tradujo en tasas de corte ajustadas y plazos que en algunos casos a 12 años.

De acuerdo a la reseña de RICSA Alyc, YPF se consolidó como el emisor corporativo de referencia del período. La compañía acumula tres series colocadas en lo que va del año por más de US$ 800 millones, con vencimientos escalonados a 37, 48 y 97 meses, y tasas que van del 5,5% al 8% TNA en dólares.

«Esa arquitectura de plazo de emisiones no es casual: refleja una estrategia deliberada de construcción de curva en moneda dura, con puntos de liquidez distribuidos a lo largo del tiempo que el mercado utiliza como referencia para valuar el resto del crédito corporativo argentino«, explicó Delbón, quien destacó que para la colocación de hoy, Clase XLIII el mercado esperaba una tasa de corte entre el 6% y el 6,5% TNA.

El haber alcanzado una tasa de 5,5% reflejó una muy buena colocación en un mercado que viene comprimiendo tasas y extendiendo duration, lo que ratificó que la operación se encontró condiciones propicias.

Esta nueva incursión profundiza el proceso iniciado en enero de este año, cuando la firma realizó una ampliación de sus ON Clase XXXIV en los mercados internacionales. En aquella oportunidad, la petrolera logró colocar US$550 millones adicionales bajo legislación extranjera, con un rendimiento del 8,10% anual.

La reapertura de ese bono, que vence en 2034, permitió a la empresa consolidar un volumen de circulante superior a los US$1.500 millones, dotando al instrumento de una liquidez de referencia para el crédito corporativo de la Argentina en el exterior.

, Ignacio Ortiz

La consolidación de los pagos digitales en el país registró un nuevo hito de utilización masiva durante los cuatro días de Semana Santa, traccionado principalmente por la agilidad del sistema interoperable. Entre el jueves 2 y el domingo 5 de abril, el sistema financiero procesó un volumen de operaciones que confirmó el desplazamiento del efectivo como medio preferido de pago en situaciones de consumo cotidiano y turístico, en particular en estaciones de servicio y tiendas de conveniencia.

De acuerdo con el último reporte de COELSA, la compañía tecnológica que actúa como núcleo del sistema financiero, durante estos cuatro días se registraron 66.690.763 transferencias inmediatas. Esta cifra representa un incremento del 26% en comparación con el mismo período de 2025.

En términos de volumen de dinero, el movimiento resultó aún más importante con un monto total operado que alcanzó los $10,4 billones, lo que equivale a un crecimiento interanual del 340%, según se desprende de un informe de COELSA.

A pesar del crecimiento sostenido de las transferencias, la verdadera estrella del fin de semana fue el pago mediante código QR. Este método registró más de 10,4 millones de transacciones, marcando un ascenso del 72% respecto al año anterior. El informe destaca que el monto total operado bajo esta modalidad subió un 131%, mientras que el ticket promedio creció un 34%.

Este comportamiento evidencia que el QR ya no se limita a compras menores, sino que se integró definitivamente en consumos de toda envergadura. Al respecto, el informe señala que estos números hablan de “una mayor confianza y expansión en su uso diario” por parte de los usuarios.

Estaciones de servicio y turismo: los sectores clave

La movilidad propia de la festividad religiosa impactó de lleno en sectores estratégicos. Si bien los supermercados, panaderías y restaurantes mantuvieron una actividad alta, las estaciones de servicio fueron el rubro con el desempeño más destacado al registrar un 85% más de operaciones que en 2025.

Este fenómeno estuvo directamente relacionado con la dinámica del turismo interno. El reporte identifica focos geográficos de alta densidad transaccional en la Ciudad de Buenos Aires, Mar del Plata, Córdoba y Salta.

Los resultados obtenidos entre el 2 y el 5 de abril confirman que la infraestructura digital del país soporta una demanda cada vez más exigente y masiva. Desde la entidad procesadora subrayan que los datos “muestran la creciente adopción de las soluciones en tiempo real” y validan la tendencia de que cada vez más argentinos prefieren medios electrónicos para gestionar su dinero.

Como infraestructura tecnológica que sostiene este avance, la red conecta a todos los actores del sistema para asegurar que la experiencia sea “segura, rápida y disponible en todo momento”, permitiendo que la evolución de los pagos digitales no encuentre techos cercanos en el mercado local.

, Ignacio Ortiz

Tras una sesión maratónica que concluyó en las primeras horas de este jueves, la Cámara de Diputados de la Nación sancionó la reforma de la Ley de Glaciares. La votación reafirmó una polarización absoluta en la esfera pública: mientras el Gobierno nacional y las principales cámaras mineras celebran el fin de lo que consideran un «bloqueo ideológico» a las inversiones, el arco ambientalista activó un dispositivo de rechazo que promete trasladar la disputa a los tribunales.

La ley de reforma del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial cerró un debate que se extendió por casi 12 horas en Diputados, donde el oficialismo logró la sanción definitiva con 137 votos afirmativos, 111 negativos y 3 abstenciones. El apoyo de los gobernadores de las provincias cordilleranas como San Juan, Catamarca y Salta resultó decisivo para alcanzar la mayoría.

Organizaciones como Greenpeace, FARN y la Asociación Argentina de Abogados Ambientalistas lanzaron tras la votación una convocatoria para una demanda colectiva. El objetivo es frenar la aplicación de la norma en los tribunales, argumentando que el proceso legislativo ignoró la participación ciudadana y vulnera el principio de no regresión ambiental.

Aunque la sesión terminó en la madrugada, se mantuvieron focos de protesta y vigilias en las inmediaciones del Congreso y en ciudades como Mendoza. La tensión escaló durante las últimas horas del debate debido al fuerte operativo de seguridad y las detenciones de activistas registradas previamente.

El Gobierno celebró la aprobación

La Oficina del Presidente calificó la sanción como un hito para el desarrollo soberano, afirmando que «esta reforma histórica aclara con precisión científica que se debe continuar protegiendo los glaciares (…) permitiendo, en función de evaluaciones técnico-científicas provinciales, la explotación de los minerales en los terrenos que estaban mal catalogados». Según el comunicado, «la redacción anterior era confusa y generaba interpretaciones absurdas que prohibían actividades mineras en general, incluso donde no había nada que proteger», lo que colisionaba con el derecho de las provincias al dominio de sus recursos.

Desde el Ejecutivo se envió un mensaje tajante contra el activismo ambiental, asegurando que «los intentos de interferencia de organizaciones extranjeras fracasaron y los ecologistas empecinados en impedir el progreso de la República Argentina volvieron a perder». El texto oficial concluye que, «con esta medida, el país recupera un verdadero federalismo ambiental y una política inteligente y soberana para la explotación de sus recursos«, dejando atrás lo que consideran distorsiones ideológicas que impedían el crecimiento económico.

La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) recibió la noticia como un paso fundamental hacia la reactivación industrial, señalando que la actualización normativa «permite establecer criterios más precisos para la identificación y protección efectiva de los glaciares y del ambiente periglacial, y clarificando dónde es posible desarrollar actividades productivas bajo estrictos estándares». Para la entidad nacional, esta decisión es de gran relevancia para la Argentina ya que logra «despejar ambigüedades que durante años generaron incertidumbre, manteniendo la protección de los recursos hídricos».

Asimismo, la cámara empresarial hizo hincapié en el impacto económico de la reforma, definiéndola como un avance indispensable para «incrementar la previsibilidad normativa, indispensable para el desarrollo de una industria estratégica para el país, capaz de crear empleo de calidad y atraer inversiones de largo plazo». Según expresaron, la medida no solo beneficia a las operadoras, sino que «impulsa el fortalecimiento de la cadena federal de proveedores mineros» en el marco de una transición hacia una matriz económica más diversificada.

La Cámara Minera de San Juan (CMSJ) enfatizó «era necesario este cambio para la seguridad jurídica regional y haber avanzado en la remoción de ambigüedades que generaban incertidumbre en su aplicación». La CMSJ resaltó el trabajo conjunto entre jurisdicciones, afirmando que «la actualización de la ley es resultado de este proceso de articulación entre los gobiernos, fue un ejemplo de federalismo concertado que contó, además, con el aporte de diversos actores».

La entidad provincial insistió en que la minería responsable requiere reglas claras y que esta modificación garantiza las condiciones adecuadas para la inversión. En ese sentido, reafirmaron que «la minería constituye una actividad productiva capaz de convivir armónicamente con otras actividades económicas, aportando inversión, empleo y desarrollo para las comunidades», siempre bajo la premisa de que la protección ambiental se realice bajo «criterios técnicos y la generación de oportunidades de crecimiento para San Juan y el país».

La oposición endureció el debate

El arco opositor, encabezado por referentes de Unión por la Patria, cuestionó el costo institucionl de la medida. El santafesino Germán Martínez, presidente del bloque UxP expresó: «Vinimos a manifestarnos a favor de la progresividad en la normativa ambiental y de un enfoque ecosistémico. No cedamos ante falsas antinomias. Ningún espacio político hizo más que el peronismo para que el desarrollo productivo vaya de la mano de la protección ambiental».

La diputada cordobesa Natalia de la Sota del Bloque Federal, reafirmó en declaraciones periodísticas su posición contra el argumento del «federalismo minero» y en ese sentido expresó: «Lo que vamos a vivir con esta ley es que se van a generar conflictos y habrá un daño ambiental en las provincias. Los que plantean el federalismo abandonaron a los docentes, la obra pública y eliminaron los subsidios al transporte. No puede haber intereses sectoriales por delante».

Para la diputada bonaerense Julia Strada (UxP) «fueron 137 diputados a favor de la desprotección de nuestros glaciares, con consecuencias irreversibles sobre nuestro territorio nacional, suelo y cuencas hídricas. El complemento del RIGI es doble: ley de glaciares ya aprobada y ley de tierras que ingresa por el Senado. El modelo económico de este gobierno necesita flexibilización ambiental y legisladores al servicio de esta entrega».

Pero sin dudas, el cuestionamiento más crítico estuvo a cargo de diputado Juan Grabois. Al referirse al impacto sobre las reservas hídricas, el dirigente social aseveró que «es una ley envenenada, porque mienten cuando dicen que la minería en glaciares no envenena, van a envenenar el agua. Esta ley es equivalente a poner a Yiya Murano en el tanque de agua de tu casa. Le van a poner cianuro a los pibes y a las pibas».

Al reafirmar su abierta oposición al nuevo texto de la ley, Greenpeace y otras ONGs denunciaron que la reforma se dio tras un proceso «viciado y a espaldas a la sociedad, que ha ignorado a miles de personas que exigieron proteger el agua». Las organizaciones advirtieron que «esta decisión legislativa pone en riesgo el acceso al agua y por lo tanto la vida de millones de argentinos y argentinas y los ecosistemas que dependen de los glaciares y el ambiente periglacial», calificando la jornada como un retroceso inaceptable.

Ante la sanción, las entidades lanzaron una contraofensiva legal inmediata, convocando a la ciudadanía a «sumarse a una demanda colectiva para frenar este retroceso». Según señalaron sus referentes, la batalla ahora se traslada al ámbito judicial: «Hoy la respuesta está en manos de todas las personas: la ciudadanía será la protagonista de la lucha por recuperar la ley. Si no quisieron escuchar en el Congreso, van a escuchar en la Justicia», sentenciaron en su comunicado conjunto.

, Ignacio Ortiz

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el crecimiento exponencial de La Angostura Sur, un área en Vaca Muerta que se posicionó rápidamente entre los activos más valiosos del sector no convencional. En menos de un año y medio, el bloque pasó de producir 2.000 a 47.000 barriles diarios de petróleo, un salto que la compañía atribuyó a una profunda transformación en sus procesos operativos y tecnológicos.

Este desarrollo permitió que el bloque, operado íntegramente por YPF, escalara posiciones hasta convertirse en el quinto activo más productivo de la formación. «Logramos multiplicar por 20 la producción de un bloque shale en un plazo que no tiene antecedentes en la industria local«, afirmó el Marín a través de una de sus redes sociales.

Marín explicó que la clave de este hito residió en un giro estratégico hacia la eficiencia digital y estructural. «Este salto fue posible porque cambiamos la forma de operar. Pasamos a un modelo con diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real desde nuestro centro RTIC, que nos permitió optimizar cada pozo de forma sustentable», detalló el CEO.

El bloque ya se perfilaba desde fines del año pasado como una pieza fundamental para la caja de la compañía. Las proyecciones técnicas indicaban que, al alcanzar un flujo de producción estabilizado, La Angostura Sur tendría la capacidad de generar ingresos cercanos a los US$500 millones anuales, consolidándose como un motor de rentabilidad para los planes de desarrollo de la firma.

Ubicada en una posición geográfica estratégica, el área comparte características geológicas con otros campos de alto rendimiento. Sin embargo, su velocidad de desarrollo marcó un diferencial respecto a otros proyectos maduros de la cuenca, fundamentado en una infraestructura que permite añadir módulos de producción de manera ágil.

El quinto mayor bloque de la Argentina en Vaca Muerta

Según el último relevamiento de la consultora Economía y Energía, La Angostura Sur consolidó su lugar en el «top five» de los bloques productores de shale oil en la Argentina, superando en ritmo de crecimiento interanual a otros desarrollos consolidados de la región.

En la comparativa general, La Angostura Sur solo es superada en volumen por gigantes como Loma Campana (96,9 kbbl/d), La Amarga Chica (81,2 kbbl/d), Bajada del Palo (68,4 kbbl/d) y Bandurria Sur (64,3 kbbl/d). De este modo, YPF opera cuatro de los cinco yacimientos más importantes del país, fortaleciendo su dominio en el segmento no convencional.

La expansión del bloque no solo impacta en las métricas de extracción de YPF, sino que también tracciona el incremento total del shale oil, que en febrero de 2026 alcanzó los 591 kbbl/d. El aporte de La Angostura Sur fue decisivo para sostener la curva ascendente de la producción nacional, que sumó casi 148.000 barriles diarios de capacidad interanual.

Hacia fines del año pasado La Angostura Sur ya develaba un crecimiento vertiginoso en la producción, y en los pimeros doce meses de desarrollo el volumen de extracción se multiplicó por un factor de 17, al pasar de apenas 2.000 barriles diarios en octubre de 2024 a superar los 35.000 barriles en octubre último. Hasta el momento, la compañía desarrolló poco más del 15% de los 350 pozos de inventario.

Las proyecciones a futuro refuerzan el optimismo porque se espera que el área alcance una producción máxima de más de 80.000 barriles diarios en los próximos años. Esta expansión se basa en una estructura de costos eficiente, con un precio de equilibrio (break-even) inferior a 40 dólares por barril, había adelantado por entonces la compañía a sus accionistas.

Convalidada la calidad de reservorio a partir de los pozos perforados que exhibieron niveles de productividad prometedores, la empresa estimó una recuperación final de alrededor de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE). Esta cifra de recuperación incluye tanto el petróleo como el gas natural asociado, proyectando un potencial sostenido a largo plazo.

El impacto financiero de este desempeño es igualmente contundente, ya que se estima que el bloque La Angostura Sur es un campo capaz de generar un EBITDA anual superior a los US$500 millones, reconfirmando la capacidad de Vaca Muerta para recrear proyectos de alta rentabilidad.

, Ignacio Ortiz

El proyecto de modificación a la Ley de Glaciares fue aprobado por un amplio margen durante la madrugada de este jueves en la Cámara de Diputados. La modificación a la ley 26.639, que ya tenía el visto bueno en el Senado, logró la sanción definitiva en la cámara baja con 137 votos a favor, 111 en contra, tres abstenciones, cinco ausentes y un legislador que no votó. En las provincias mineras el proyecto fue apoyado mayoritariamente.  

La sesión en la cámara baja duró casi 12 horas, ya que comenzó el miércoles a las 15 y concluyó el jueves las 2:37. El proyecto fue impulsado por el gobierno de Javier Milei. El bloque oficialista de La Libertad Avanza (LLA) aportó 94 votos positivos (ausente Rocío Bonacci) para apoyar las reformas a la Ley de Glaciares.

La iniciativa también obtuvo el apoyo de los bloques aliados como el PRO con 11 votos a favor (ausente Alejandro Finocchiaro); 8 de Innovación Federal (impulsado por gobernadores de Salta, Misiones y San Luis); 6 de la UCR; 3 de Alijo Catamarca (liderados por el gobernador Raúl Jalil); 6 de Provincias Unidas; y 3 del bloque de Tucumán Independencia.

También votaron a favor de la modificación a la Ley de Glaciares los legisladores de San Juan Cristian Andino y Jorge Chica de Unión Por la Patria y Carlos Quiroga y Nancy Martínez de Producción y Trabajo. Se sumaron con el voto positivo Nicolás Massot (Encuentro Federal); Karina Bonfi (Adelante Buenos Aires); José Luis Garrido (Por Santa Cruz).

Los bloques que votaron en contra de la reforma fueron 90 diputados de Unión por la Patria; 11 de Provincias Unidas; la Coalición Cívica y la izquierda. También se opusieron Miguel Angel Pichetto de Encuentro Federal, Marcela Pagano de Coherencia, Natalia de la Sota de Defendamos Córdoba y Jorge Fernández de Primero San Luis. Las abstenciones fueron de los diputados Oscar Zago y Eduardo Falcone del MID y de Karina Maureira de La Neuquinidad.

El voto en las provincias mineras

La provincia de San Juan, una de las jurisdicciones mineras más interesadas en las modificaciones a la normativa porque tiene en carpeta proyectos de cobre, aportó el voto de seis diputados de los bloques Unión por la Patria, LLA y Producción y Trabajo. Catamarca tuvo 4 positivos de Elijo Catamarca y LLA y un voto negativo de Unión por la Patria.

Además, Salta logró el apoyo de todos los legisladores (LLA e Innovación Federal), Jujuy tuvo 3 positivos de LLA y uno de Provincias Unidas y dos negativos de Unión por la Patria. Mendoza contó con el apoyo de 5 votos de LLA y 2 de la UCR y el rechazo de Unión por la Patria y Provincias Unidas con un voto cada uno.

Los legisladores de la provincia de Santa Cruz se repartieron en 2 positivos (LLa y Por Santa Cruz) y 3 negativos de Unión por la Patria. Chubut aportó 3 votos positivos de LLA y Provincias Unidas y 2 negativos de Unión por la Patria. Neuquén y Río Negro tuvieron votaciones similares con 3 positivos de LLA y Provincias Unidas y 2 negativos del peronismo. En tanto, La Rioja y San Luis tuvieron 4 positivos  de LLA y 4 negativos; La Pampa 3 positivos (LLA y PRO) y 2 negativos.

, Roberto Bellato

La Cámara de Diputados aprobó este jueves la modificación a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Protección de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una norma aprobada en 2010. La sanción introduce cambios que modifican la protección ambiental en zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce y habilita realizar actividades productivas como la minería.

El texto aprobado en el Congreso redefine el alcance de la Ley de Glaciares. Este aspecto es central porque uno de los debates sobre la norma de 2010 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.

Además, la norma aprobada este jueves modificó el principio precautorio, es decir, la prohibición automática de la actividad productiva en zonas periglaciares que establecía la ley de 2010 y le otorgó el poder de decisión a las provincias para habilitar un proyecto minero.

La Ley de Glaciares de 2010 establecía una prohibición absoluta por ubicación de los glaciares. La nueva normativa establece una exigencia «relevante» y «comprobable» –según el texto- en el aporte hídrico a una cuenca para cada área declarada como glaciar y periglacial.

Según creen en el gobierno nacional, la modificación del esquema de protección es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre.

Del otro lado hubo cuestionamientos de los bloques opositores y de sectores ambientalistas, que critican la posibilidad de que se habilite la actividad minera en estas zonas porque, según señalan, podría afectar a las reservas de agua dulce.

El articulado de la reforma a la Ley de glaciares

En el artículo 1 la norma sancionada apela al apartado 124 de la Constitución Nacional (1994), que determina que el dominio originario sobre los recursos naturales pertenece a las provincias. Este punto es cuestionado por los críticos a la reforma ya que afirman que la ley es de presupuestos mínimos que establece un piso básico uniforme de protección ambiental.

Otro argumento de los que cuestionan este aspecto es que podría darse el caso en que un proyecto minero tenga el visto bueno ambiental otorgado por una provincia, pero que afecte recursos hídricos en dos provincias al mismo tiempo.

De todos modos, en el artículo 5 de la modificación a la Ley de Glaciares finalmente aprobado 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.

La nueva norma establece en el artículo 3 que la consulta al inventario de glaciares del IANIGLIA es obligatoria, pero no genera prohibiciones automáticas en materia ambiental y de utilización de los recursos naturales para las provincias.

El apartado 3 bis fija el principio precautorio de la ley, una presunción de protección para los glaciares y periglaciares contemplados en el inventario, hasta que cada provincia verifique la inexistencia de las funciones hídricas. Si esto se constata, esta zona deja de estar a la alcance de la protección de la ley.

Protección de glaciares y del ambiente periglacial

Si bien se mantiene la protección de los glaciares y del ambiente periglacial como reservas estratégicas de recursos hídricos y como bienes de carácter público, el nuevo texto enumera aspectos concretos de las funciones ambientales: (i) provisión de agua para consumo humano, (ii) recarga de cuencas hidrográficas, (iii) apoyo a actividades productivas esenciales, (iv) protección de la biodiversidad, (v) fuente de información científica y (vi) atractivo turístico.

En el mismo apartado, el texto afirma que la protección de los glaciares y del ambiente periglacial “deberá interpretarse de un modo compatible con el artículo 41 de la Constitución Nacional, que dispone la utilización racional de los recursos naturales existentes en las provincias (…) de un modo que atienda a las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras”.

Este aspecto también fue criticado por sectores ambientalistas y por la oposición que votó en contra en Diputados. En este sentido, el legislador Martín Lousteau -que votó en contra- cuestionó al proyecto porque “si nos equivocarnos en este tema podemos afectar el futuro de siete millones de habitantes y de las generaciones venideras. Si habilitamos actividades mineras que afectan cuencas y esas cuencas sirven para que vivan millones de compatriotas vamos a tener impactos sociales, económicos, políticos irreversibles”.

Lousteau remarcó también que “no tenemos magnitud de los costos que tendríamos si nos equivocamos con esta ley porque no hay un solo estudio riguroso sobre los riesgos de esto. No sabemos cuáles son los costos y sin embargo tenemos que tomar una decisión”.

En el artículo 6 de actividades prohibidas, el nuevo texto mantiene la prohibición de actividades que liberen contaminantes, la construcción de infraestructura no esencial y la instalación de industrias. La novedad es que en este aspecto el proyecto pone en relieve la evaluación de impacto ambiental como instancia técnica previa para determinar en concreto si una actividad productiva genera efectos contra el ambiente.

El artículo 8 explicita que “la autoridad competente de la jurisdicción respectiva tendrá a su cargo determinar, mediante la correspondiente evaluación de impacto ambiental, qué actividades proyectadas implican una alteración relevante y, como consecuencia, no pueden ser autorizadas”.

, Roberto Bellato

El precio del barril Brent, de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, registró una fuerte caída tras el anuncio de los Estados Unidos e Irán de un alto al fuego por dos semanas y comienzo de negociaciones de paz a partir del viernes.

Una clave que destrabó el cese al fuego fue el compromiso de Irán de habilitar el paso por el estrecho de Ormuz, un punto exigido por el presidente Donald Trump. Las conversaciones girarán en torno a un supuesto plan de paz con diez puntos redactado por Irán y que el propio Trump evaluó como “una base viable sobre la cual negociar”.

Sin embargo, el sostenimiento del cese al fuego es endeble en la medida que Irán quiere que se aplique también en el Líbano, en donde Israel continuó atacando en las últimas horas.

Desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente, el precio del Brent prácticamente se duplicó, saltando de una zona entre US$ 55 y US$ 60 por barril a tocar cotizaciones cercanas a los US$ 120 por barril. Tras el anuncio del martes por la noche, el Brent cae este miércoles de US$ 110 a un mínimo diario de US$ 90 por barril, un retroceso de casi 17%.

De todas formas, el precio del Brent sigue siendo significativamente alto en comparación con los precios anteriores al conflicto, lo que evidencia las dudas y tensiones que subyacen en el alto al fuego entre Washington y Teherán.

El primer ministro de Pakistán, Shehbaz Sharif, quien ha estado mediando en las negociaciones, declaró a primera hora del miércoles que el alto el fuego entraba en vigor de inmediato. Representantes de EE.UU. e Irán se encontrarán el viernes en la capital pakistaní de Islamabad para iniciar conversaciones formales, luego de semanas de intercambios informales a través de terceros países.

A continuación, las claves del cese al fuego en la guerra en Medio Oriente y las negociaciones que comienzan el viernes.

1. Cómo se alcanzó el alto al fuego

Pakistán, Turquía y Egipto llevan semanas oficiando como mediadores para encontrar un acuerdo de paz o al menos un alto al fuego. Las negociaciones se aceleraron en la última semana tras el ultimátum de Trump a Irán para que libere el tránsito por Ormuz antes de la noche del martes o enfrentar un bombardeo masivo contra infraestructura civil iraní.

La respuesta iraní fue la divulgación a través de la prensa oficialista de un supuesto plan de paz de diez puntos, cuya existencia el presidente estadounidense validó y consideró el lunes como “un paso significativo”, aunque aclaró que “no es suficiente”.

Finalmente, en la noche del martes se acordó un cese al fuego y comienzo de negociaciones formales, presuntamente sobre la base del plan iraní. “Sé cuáles son los puntos. Y muchos de ellos son muy buenos. No puedo hablar de ello… pero todos son buenos puntos”, declaró Trump en las últimas horas al medio Sky News.

Sin embargo, en las horas siguientes al anuncio se continuaron registrando ataques desde Irán e Israel. Según el primer ministro de Pakistán, el alto el fuego también entrará en vigor en Líbano, donde Israel ha estado combatiendo al grupo armado Hezbolá, respaldado por Irán.

El presidente estadounidense afirmó anoche haber accedido a «suspender los bombardeos y ataques contra Irán durante dos semanas» si Teherán acepta reabrir el estrecho de Ormuz. Trump declaró que aceptó un alto el fuego provisional porque «ya hemos cumplido y superado todos los objetivos militares».

En principio, Irán ha accedido a permitir el paso de buques por el estrecho de Ormuz durante dos semanas, con el tránsito coordinado por el ejército iraní.

El plan de diez puntos difundo por la prensa oficialista iraní incluye el cese total de las hostilidades en Irán, Irak, Líbano y Yemen, el pleno compromiso de levantar las sanciones contra Irán, la liberación de los fondos y los activos iraníes congelados en poder de EE.UU., y el pago íntegro de una indemnización a Irán por los costes de reconstrucción, entre otros puntos. Asimismo, se afirma que Irán se compromete plenamente a no intentar obtener armas nucleares.

2. Qué ocurrirá con el estrecho de Ormuz

Un punto central en las negociaciones que comienzan el viernes será el futuro del estrecho de Ormuz. Irán demostró capacidades operativas para afectar el tránsito, incluso tras varias semanas bajo el asedio militar estadounidense e israelí. El plan de diez puntos de Irán incluiría que mantendrá el control del tránsito por el estrecho.

La Guardia Revolucionaria Islámica también comenzó en las últimas semanas a monetizar informalmente el paso por el estrecho, con el cobro de peajes millonarios. El cobro de peajes es rechazado de plano por EE.UU., las naciones árabes en el Golfo Pérsico y por la comunidad internacional en general porque sienta un precedente que viola leyes marítimas internacionales.

De hecho, el Consejo de Seguridad de la ONU trató una resolución impulsada por Oman en contra del bloqueo iraní. El texto original invocaba el capítulo 7, que habilita el uso de fuerza para destrabar el bloqueo, algo que fue desechado en el texto final. De todas formas, la resolución fue vetada por China y Rusia en la votación del lunes.

La postura iraní de momento es continuar cobrando un peaje. El portavoz de la Unión de Exportadores de Petróleo, Gas y Productos Petroquímicos de Irán, Hamid Hosseini, declaró este miércoles al Financial Times que Irán quiere cobrar peajes a todos los buques cisterna que pasarán por el puerto e inspeccionar cada barco individualmente.

“Irán necesita controlar lo que entra y sale del estrecho para asegurarse de que estas dos semanas no se utilicen para el tráfico de armas”, declaró Hosseini, cuya asociación industrial colabora estrechamente con el Estado persa. “Todo puede pasar, pero el procedimiento requiere tiempo para cada embarcación, e Irán no tiene prisa”, añadió.

3. Líbano, factor crucial para el sostenimiento del alto al fuego

Un factor que puede descarrilar el cese al fuego y las negociaciones es la continuidad de los ataques de Israel en el Líbano, que apuntan principalmente contra el grupo Hezbolá, respaldado por Irán. Israel afirmó que el acuerdo entre Irán y EE.UU. no aplica a la guerra que mantiene con el grupo militante en el Líbano, a pesar de que Pakistán aseguró lo contrario.

El primer ministro de Israel, Benjamín Netanyahu, declaró horas después del anuncio del cese al fuego que el mismo no abarca al Líbano. “Israel apoya la decisión del presidente Trump de suspender los ataques contra Irán durante dos semanas, con la condición de que Irán abra inmediatamente el estrecho y cese todos los ataques contra Estados Unidos, Israel y los países de la región”, dijo mediante un comunicado. Añadió que el alto el fuego “no incluye al Líbano”, donde Israel mantiene tropas terrestres.

Israel ejecutó en la tarde de este miércoles en el Líbano un extenso ataque contra varias zonas comerciales y residenciales del centro de Beirut. El ejército israelí lo calificó como el mayor ataque coordinado de la guerra actual, alcanzando más de 100 objetivos de Hezbolá en 10 minutos en Beirut, el sur del Líbano y el valle oriental de Bekaa.

Este miércoles Irán interrumpió el tráfico de petroleros a través de Ormuz tras el ataque israelí, según informó la agencia de noticias semioficial Fars. Según la agencia solo dos petroleros habían cruzado el estrecho desde que entró en vigor el alto el fuego.

, Nicolás Deza

La integración energética entre la Argentina y Brasil depende de la capacidad de Vaca Muerta para ofrecer un precio competitivo y garantizar seguridad jurídica en los contratos de exportación a largo plazo. Durante un conversatorio previo al CAMBRAS Business Day 2026, evento previsto para el próximo 2 de junio, referentes del sector público y privado coincidieron en que, si bien la abundancia geológica de la cuenca neuquina es indiscutible, el éxito del intercambio requiere armonizar las regulaciones regionales y optimizar la infraestructura de transporte.

El debate se desarrolló este martes bajo la premisa «Conversatorios e Insights Sectoriales: Energía», realizado en las oficinas del estudio de abogados O’Farrell en la Ciudad de Buenos Aires, y reunió a los actores de la integración bilateral. El panel lo integraron: Igor Goulart Teixeira (Embajada de Brasil), Fernando Montera (IBP), Marisa Basualdo (TotalEnergies), Rodrigo Senne (Âmbar Energia) y Agustín Siboldi (O’Farrell), con la moderación de Gabriela Aguilar (IAPG).

Para Goulart Teixeira, diplomático de la embajada brasileña en Argentina encargado de los sectores de energía, minería y agricultura, «Brasil tiene demanda creciente de sus industrias por gas de buena calidad y que sea competitivo. En ese escenario, Bolivia tiene el desafio de mantener la productividad de sus yacimientos y la Argentina como tercera punta de este triángulo está lista para convertirse en una potencia del gas de Cono Sur y en exportador en firme para Brasil».

Para el funcionario la relación avanza a partir del trabajo de los equipos técnicos conformados tras el MOU bilateral 2024 para definir las mejores condiciones para llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil, que aseguró está próximo a dar sus primeras conclusiones. Pero a partir de entonces identificó distintos desafíos, de los cuales «el primero va a ser de naturaleza regulatoria, porque Brasil, Bolivia y la Argentina tienen su modelo, y para una integración gasífera profunda se requiere armonizar regulaciones«.

«Otro tema importante para el balance de oferta y demanda es la cuestión de precios, y apenas estén las condiciones de mercado la tendencia es que el precio baje«, señaló el funcionario. Al respecto aseguró que «hoy está presente la necesidad de bajar los costos en las tres puntas, y así la demanda de Brasil va a ser más grande si el precio es competitivo«.

El tercer desafío que identificó es el de la infraestuctura. «Bolivia tiene el GasBol que ya presenta cierta capacidad ociosa, pero Argentina avanza con TGS con un exitoso open season de la ampliación del Perito Moreno algo que es es bueno para el sistema local, y, en consecuencia, también es bueno para la integración».

Por su parte, Montera que se desempeña como gerente de Regulaciones de Distribución y Transporte del Instituto de Petróleo de Brasil (IBP), consideró que «para la integración energética es fundamental la flexibilidad, tanto para Argentina en lo que respecta al mercado de consumo como para Brasil en cuanto a la garantía de un mayor número de proveedores. Cuantos más proveedores, mayor flexibilidad para el desarrollo del mercado del gas en el país«.

«Por parte de Brasil es importante recalcar que tenemos varios segmentos de consumidores, algunos de los cuales ya garantizan una demanda firme. Existe potencial para el desarrollo de nueva demanda, pero esto requiere una señal de precios muy específica para su crecimiento«, explicó el funcionario del IBP.

Montera detalló que la reserva de capacidad en su país busca dar previsibilidad al sistema eléctrico brasileño ante la intermitencia de las fuentes renovables. Para el directivo, la Argentina debe leer este proceso no solo como una licitación técnica, sino como la plataforma comercial donde el gas de Vaca Muerta tiene que demostrar que puede competir con el GNL importado en términos de firmeza y costo.

Desafíos y visión de la integración energética

En la charla, Marisa Basualdo, Business Legal & Compliance Manager de TotalEnergies, aportó la mirada desde la producción y la inversión necesaria en el upstream. La ejecutiva remarcó que «para que las compañías asuman el compromiso de proveer gas en firme a Brasil, necesitan un ecosistema legal que proteja las inversiones de largo plazo y garantice el libre flujo de divisas».

Basualdo explicó que la competitividad del precio argentino también depende de la carga impositiva y de la estabilidad de las reglas de juego. Según su análisis, «el potencial geológico de la cuenca neuquina es indiscutible, pero la arquitectura de los contratos internacionales debe ser lo suficientemente robusta como para que las empresas puedan ofrecer precios atractivos sin poner en riesgo su rentabilidad».

Desde la comercialización en el mercado de destino, Rodrigo Senne, de Business Development en Âmbar Energia, participó de forma virtual para describir el apetito del sector privado brasileño. Senne advirtió que «la industria brasileña compara constantemente el costo del gas boliviano, el GNL y la oferta potencial de la Argentina antes de cerrar acuerdos de suministro».

El directivo de Âmbar subrayó que la logística de transporte es el gran componente que puede encarecer el valor final del recurso de Vaca Muerta. Para Senne, «Optimizar las rutas de exportación -ya sea por la reversión del Gasoducto Norte o por el cruce en Uruguayana- es vital para que el gas llegue a Brasil con un valor que lo haga irresistible frente a otras alternativas».

Agustín Siboldi, socio de O’Farrell y anfitrión de la jornada, se enfocó en los cuellos de botella regulatorios que la Argentina debe resolver con urgencia. El abogado destacó que «la normativa de transporte debe ser ágil y transparente: «La normativa de transporte debe ser ágil y transparente, permitiendo que los cargadores privados operen con libertad y previsibilidad en los ductos que conectan ambos países».

Siboldi también puntualizó que la integración energética requiere una voluntad política que trascienda los gobiernos de turno. Para el especialista, la confiabilidad es la clave del precio: «Si la Argentina logra proyectarse como un socio confiable que respeta los contratos de exportación incluso en invierno, la prima de riesgo bajará y el precio del gas será naturalmente más competitivo para el comprador brasileño».

Gabriela Aguilar, directora del IAPG y moderadora de la jornada, sintetizó que este diálogo técnico es el primer paso para una integración real. Aguilar destacó que «la Argentina tiene la geología de su lado, pero debe trabajar arduamente en la economía y la logística para cumplir con las exigencias de un mercado brasileño que es altamente competitivo».

La jornada concluyó con la reseña de que el mercado brasileño ofrece una oportunidad de escala para los recursos de Vaca Muerta, pero bajo la advertencia de que la apertura será para quien ofrezca el menor costo. El conversatorio de CAMBRAS dejó planteada una hoja de ruta para la Argentina y la necesidad de consolidarse como un exportador que Brasil elija por precio y seguridad de suministro.

, Ignacio Ortiz

YPF anunció este martes su regreso al mercado de capitales doméstico con el lanzamiento de una nueva serie de Obligaciones Negociables (ON). La operación busca captar inicialmente US$70 millones, aunque el pliego contempla la posibilidad de ampliar esta cifra hasta el monto máximo disponible según la respuesta de los inversores.

Esta operatoria será el primer testeo que tendrá la petrolera en el mercado tras el fallo favorable que logró la Argentina por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF. El país podría finalmente evitar el pago al fondo Burford Capital de más de US$18.000 millones, incluyendo intereses.

El cronograma de la emisión comenzó a las 10 del martes con el anuncio oficial a la plaza financiera. El período de difusión continuará en la jornada de hoy, mientras que la licitación formal tendrá lugar el jueves hasta las 16. Esta salida al mercado cuenta con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria, lo que garantiza una amplia llegada tanto a inversores institucionales como minoristas.

En cuanto a las especificaciones técnicas, los títulos se emitieron bajo la modalidad Hard Dollar, lo que implica que la suscripción se realizará localmente con moneda extranjera depositada en cuentas del país. El plazo de los instrumentos se fijó en cuatro años, con una amortización del 100% del capital al vencimiento. Si bien la tasa final surgirá del corte de la licitación según el precio de mercado, los analistas proyectan un cupón que rondará el 6%, un nivel competitivo para el actual perfil de riesgo corporativo de la petrolera.

YPF: ¿Qué destino tendrán los fondos?

Los fondos tendrán un destino estratégico dual. Por un lado, YPF busca optimizar su Capex, asegurando el flujo de inversión necesario para sostener el ritmo de operación en sus locaciones no convencionales. Por el otro, la operación permitirá la gestión de deuda, mejorando el perfil de vencimientos y garantizando la liquidez para afrontar compromisos sin comprometer la caja operativa.

Esta nueva incursión profundiza el proceso iniciado en enero de este año, cuando la firma realizó una exitosa ampliación de sus ON Clase XXXIV en los mercados internacionales. En aquella oportunidad, la petrolera logró colocar US$550 millones adicionales bajo legislación extranjera, con un rendimiento del 8,25% anual. La reapertura de ese bono, que vence en 2034, permitió a la empresa consolidar un volumen de circulante superior a los US$1.500 millones, dotando al instrumento de una liquidez de referencia para el crédito corporativo de la Argentina en el exterior.

Aquella emisión de principios de año fue interpretada por el mercado como una señal de confianza hacia el plan estratégico de la compañía, logrando atraer a fondos de inversión globales en un momento de reconfiguración de la curva de rendimientos. Los recursos de esa ampliación fueron asignados prioritariamente a la infraestructura de transporte de hidrocarburos.

Durante febrero, YPF concretó otra salida al mercado local que le permitió recolectar u$s 131 millones. En esa ocasión, la licitación se estructuró para absorber el excedente de divisas en la plaza doméstica, ofreciendo una tasa cercana al 7%. El instrumento, también en dólares, sirvió como un puente de liquidez en un mes caracterizado por una alta volatilidad y demandas estacionales de divisas del sector corporativo.

El objetivo de la colocación de febrero -se explicó por entonces en el mercado- fue despejar el horizonte de compromisos inmediatos, financiando el pago de las ON Clase XXV que vencían en dicho periodo. De esta manera, YPF mantiene una presencia constante en el mercado financiero en el arranque de 2026, alternando entre la captación de grandes volúmenes en el exterior y el aprovechamiento de la liquidez local, una estrategia de diversificación que le otorga la flexibilidad.

, Ignacio Ortiz

El proyecto de modificación de la Ley de Glaciares obtuvo dictamen de mayoría en el plenario de las comisiones de Recursos Naturales y Conservación del Ambiente Humano y Asuntos Constitucionales y se encamina a ser aprobado en la Cámara de Diputados. Tal como anticipó EconoJournal, el proyecto se tratará este miércoles 8 de abril a las 15 en el recinto. La modificación a la actual ley 26.639 ya tiene media sanción en el Senado.

El dictamen fue firmado por el bloque oficialista de La Libertad Avanza, legisladores del PRO, la UCR y también por algunos peronistas y de partidos provinciales. Los diputados de San Juan y Catamarca aportaron sus votos positivos.

En el plenario participó de manera virtual el gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, que destacó que “ningún gobernador que forma parte de la Mesa del Cobre ni de la Mesa del Litio planteó eliminar la Ley de Glaciares, ni queremos cambiar los estándares ambientales”. También disertaron los ministros y secretarios de minería, producción y ambiente de las provincias de Catamarca, Salta, Jujuy y Mendoza.

Según indicaron fuentes del Congreso que participaron de las comisiones de Diputados a EconoJournal, el proyecto de modificación a la Ley de Glaciares tendría los votos necesarios en el recinto para su aprobación.

Según creen en el gobierno nacional, el proyecto es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.

Plenario con idas y vueltas

El oficialismo intentará este miércoles aprobar el proyecto sumando a legisladores de bloques aliados y a algunos que pertenecen a espacios opositores, pero que, en este caso, están a favor del proyecto.

Una de las voces que defendió la iniciativa fue el secretario de Minería, Luis Lucero, que señaló que “se viene apelando al miedo de que los argentinos nos vamos a quedar sin agua y esto es falso por varias razones. En el país el agua es un recurso que tenemos que distribuir mejor, pero el agua dulce no es un verdadero problema. Tenemos que distribuirla mejor. El agua no es algo que se quiera atacar, es necesaria para todas las actividades”.

Además, Lucero indicó que “esta reforma no es inconstitucional como se dice engañosamente porque respeta los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional. El 41 leído entero y no fraccionado”. El artículo al que se refirió el funcionario afirma que “todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano, equilibrado, apto para el desarrollo humano y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras”.

Lucero también sostuvo que el proyecto “respeta el artículo 124 porque le otorga a las provincias la atribución que tienen de gobernar sus propios recursos naturales, que afirma la reforma constitucional de 1994 donde se reconoció el dominio originario a las provincias”.

Por su parte, el legislador Maximiliano Ferraro de la Coalición Cívica criticó a las intervenciones que cuestionaron a la actual Ley de Glaciares: ¿Cuáles son los obstáculos concretos que identificaron sobre la ley durante todos estos años?”.

En el plenario, Ferraro también apuntó contra el secretario de Minería y le preguntó “¿qué proyectos mineros específicos están siendo obstaculizados por la actual Ley de Glaciares y qué estudios ambientales y glaciológicos se realizaron en cada caso? ¿Se evaluó el rediseño de ingeniería de esos proyectos para evitar la afectación a glaciares o al ambiente periglaciar?”.

, Roberto Bellato

El gobierno nacional recibió una propuesta de la empresa estadounidense Nano Energy para realizar una inversión de más US$ 230 millones en la finalización y puesta en operación de la Nueva Planta de Uranio de Dioxitek en Formosa. De aprobarse el proyecto, Nano Energy buscaría calificar el mismo al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), según pudo saber EconoJournal.

El proyecto implicaría un salto cualitativo en las capacidades del ciclo del combustible nuclear, ya que contempla en una segunda etapa producir y exportar hexafloruro de uranio a escala industrial, una novedad para el país.

De hecho, Dioxitek y Nano Energy comenzaron a explorar las posibilidades de esta inversión en agosto del año pasado, tras firmar un memorando de entendimiento que permitió evaluar las capacidades tanto de la empresa argentina como del sector nuclear nacional. El país cuenta con know-how en la conversión de dióxido de uranio a hexafloruro de uranio.

Producto de esos contactos iniciales, un acuerdo terminó de sellarse en la Argentina Week, donde representantes del sector atómico del país participaron de un evento organizado por la Secretaría de Asuntos Nucleares y el Consulado Argentino en Nueva York.

Cuál es el proyecto en la planta de uranio de Dioxitek en Formosa

La empresa de capitales estadounidenses presentó ante el Ministerio de Economía una iniciativa para invertir más de 230 millones de dólares en la finalización de la Nueva Planta de Uranio (NPU) de Dioxitek en Formosa.

La empresa estatal que produce dióxido de uranio seguiría siendo la dueña de la planta y del terreno, transfiriendo su uso a una nueva sociedad con Nano Energy, con el pago de un usufructo por la utilización del activo, según pudo saber este medio.

El proyecto contempla dos hitos principales. El primero consiste en la finalización de la construcción, puesta en marcha y operación de la instalación NPU-1 destinada a la producción de UO₂ (dióxido de uranio).

Esta etapa incluye la adecuación de instalaciones, la incorporación de equipamiento faltante, así como la implementación de todos los sistemas técnicos, operativos y de seguridad necesarios para alcanzar condiciones de operación industrial segura y eficiente conforme a los estándares regulatorios nacionales e internacionales aplicables a la actividad nuclear.

El segundo hito prevé la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de una instalación complementaria, para la conversión de UO₂ en UF₆ (hexafloruro de uranio).

El hexafluoruro de uranio es el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio. Las centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante, por lo que una eventual producción de hexafluoruro sería para abastecer la demanda internacional de combustible con uranio enriquecido.

Precisamente, el proyecto con Nano Energy garantizará la provisión del dióxido de uranio necesario para abastecer las centrales Atucha I-II y Embalse, que demandan unas 230 toneladas anuales, así como también podrá ingresar al mercado mundial hexafluoruro de uranio, cuya demanda es constante y va en aumento.

Dioxitek, una empresa estatal que volvió a ser rentable

La iniciativa con Nano Energy refleja el modelo de inversión privada en proyectos rentables en el sector nuclear que promueve el gobierno. Justamente, el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, viene de ser gerente y presidente de Dioxitek, en donde lideró el proceso de saneamiento económico de la compañía.

«El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente», explicó Ramos Napoli en una entrevista a este medio.

La construcción de la NPU en Formosa comenzó en 2014 y estuvo sujeta a multiples retrasos. El secretario de Asuntos Nucleares consideró que el proyecto desde su origen no tenía una viabilidad comercial por su capacidad de producción de dióxido de uranio, superior a la demanda local.

«Un ejemplo puede ser la planta de Formosa, que es la situación sobreanalizada que tuvimos en Dioxitek. Es una planta cuyo plan inicial eran dos líneas de producción de unas 250 toneladas de dióxido de uranio de capacidad nominal por línea, es decir 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. Tenés 290, 280 toneladas huérfanas», explicó.

Precisamente, el acuerdo con Nano Energy busca redefinir los alcances del proyecto, en una sociedad que habilitará un negocio de exportación.

, Nicolás Deza

Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) impulsa una nueva edición de la Energy Trade Mission 2026, que se llevará a cabo del 3 al 6 de mayo en Houston, en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los encuentros más relevantes del sector energético a nivel global.

La propuesta convoca a gobernadores de provincias productoras de energía, CEOs de compañías líderes, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético, con el objetivo de fortalecer el vínculo entre Argentina y Estados Unidos y promover oportunidades concretas de inversión, innovación y desarrollo tecnológico.

“Venimos de una edición muy sólida, con alto nivel de participación y resultados concretos, que incluso superaron las expectativas. Este año trabajamos para que la misión sea aún más ambiciosa, con mayor alcance y generación de negocios”, señaló Ariel Masut, presidente de la ATCC.

Energy Trade Mission: una agenda orientada a resultados

La misión se estructurará sobre una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios. El programa comenzará con la Bilateral Energy Summit, el 3 de mayo en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reunirá a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales.

El objetivo será analizar oportunidades de inversión y el posicionamiento energético del país en el contexto global. La agenda continuará con actividades en la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica.

Asimismo, se incorporará un eje centrado en la integración de inteligencia artificial y soluciones tecnológicas, promoviendo un espacio de convergencia entre energía e innovación. En este marco, el Global Energy & Geopolitics Forum aportará una mirada estratégica sobre el escenario internacional, con la participación de referentes del ámbito académico, empresarial y geopolítico.

El programa incluirá también visitas técnicas a compañías líderes, así como un Energy B2B Matchmaking Program, diseñado para generar reuniones entre empresas argentinas y estadounidenses, facilitando acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con seguimiento posterior para su concreción.

Texas como plataforma global de negocios

“Texas es hoy uno de los entornos más dinámicos para el desarrollo de negocios en energía a nivel mundial. Esta misión busca que las empresas argentinas se integren a ese ecosistema. Cada año se generan oportunidades que se traducen en inversiones y desarrollo”, destacó Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC.

El estado de Texas se posiciona como uno de los principales nodos del sistema energético global. Concentra una parte significativa de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos y cuenta con un ecosistema integrado de operadores, proveedores, capital e innovación tecnológica. Houston, en particular, se consolida como un hub estratégico para proyectos con proyección internacional.

En su edición anterior, la misión organizada por la ATCC reunió a más de 500 participantes, incluyó más de 100 reuniones de negocios y contó con la participación de empresas, instituciones y organismos del sector, consolidándose como un espacio clave para la vinculación bilateral.

Las empresas interesadas en participar en la edición 2026 pueden obtener más información a través del sitio oficial de la Cámara –argentinatexas.org– o bien, contactar directamente a la organización para sumarse a la delegación hasta el 15 de abril.

, Redaccion EconoJournal

El presidente del Brasil, Lula da Silva, aseguró que anularán una subasta de GLP realizada por Petrobras por adjudicar precios con incrementos superiores al 100%. La petrolera estatal despidió a un gerente y ahora estudia cómo anular la subasta sin violar el estatuto de la empresa y normas de mercado.

La subasta reactivó el reclamo de las compañías distribuidoras de GLP que amenazan con abandonar el programa «Gas del Pueblo» si no se actualizan los valores de referencia. El programa es clave en las perspectivas de crecimiento de la demanda brasileña de GLP, un mercado crecientemente abastecido con producto argentino gracias a Vaca Muerta. De hecho, la mitad de las importaciones de GLP en Brasil en 2025 prácticamente provinieron de la Argentina.

Petrobras en el último día de marzo licitó la venta de 70.000 toneladas de GLP a distribuidoras en distintos puntos del país. La subasta arrojó precios que en algunos casos duplicaron el último valor promedio de venta informado por la empresa, lo que se traduce en incrementos de más de un 30% en el precio de venta al consumidor final en las garrafas de 13 kilos.

Lula marcó su disgusto con los precios adjudicados y presionó en público a Petrobras para que anule la subasta. «No vamos a subir los precios del GLP. Realizaron una subasta en contra de la voluntad de la gerencia de Petrobras, y vamos a revisar esa subasta. Vamos a anular esa subasta porque los pobres no pagarán bajo ninguna circunstancia el precio de esta guerra«, dijo el presidente brasileño.

Por qué Lula presiona a Petrobras por los precios del GLP

Los precios adjudicados se relacionan en principio con los aumentos en los precios internacionales de los hidrocarburos producto de la guerra en Medio Oriente. Brasil tiene un déficit estructural en la producción de GLP, con por lo menos un 30% de su consumo interno que es abastecido con importaciones.

A pesar de esa realidad de mercado, el gobierno brasileño entiende que Petrobras no hizo lo suficiente para absorber el encarecimiento del producto importado. Peor aún: esto ocurre justo a poco más de medio año del lanzamiento del programa Gas del Pueblo que subsidia el consumo doméstico de GLP para los sectores más vulnerables.

En concreto, Petrobras para su producto “gas de cocina”, que son garrafas de 13 kilos, realizó el 31 de marzo una subasta en la que vendió 70.000 toneladas de GLP a compañías distribuidoras, lo que representa un 15% de la demanda nacional mensual. El precio más alto se adjudicó en Duque de Caxias en Río de Janeiro, en donde vendió garrafas a un precio de R$ 72,77.

El valor adjudicado supera el doble del último precio promedio nacional informado por Petrobras, de R$ 34,73 por garrafa, según su información por ventas recolectada entre el 22 y el 28 de marzo. El precio de venta al consumidor final fue de R$ 110,18 por garrafa, que incluye los impuestos federales y estatales y la porción que se llevan las distribuidoras. Es decir, la última subasta de Petrobras arroja precios al consumidor final superiores a R$ 140 por garrafa, lo que representa aumentos del 30%.

Lula le reprochó a Petrobras el cobro de márgenes elevados. “Cuando Petrobras vende una bombona de gas a R$37,00, no puede llegar a R$160,00 en los hogares de la gente. Alguien está robando. Ah, pero esa persona está pagando para que se la entreguen. De acuerdo, pero hay una diferencia enorme entre R$37,00 y R$140,00 o R$150,00. Y ahora hicieron una subasta con un margen de ganancia del 100%. ¿Cómo pueden permitir que la gente cargue con esta responsabilidad?”, exclamó Lula.

La presión oficial también se está canalizando a través de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). El organismo estatal que regula al sector petrolero inició una investigación contra Petrobras por un posible abuso de precios. La acción se basa en un decreto ministerial aprobado este año que prevé sanciones para las empresas que aumenten los precios de forma abusiva, con agravantes en situaciones de conflicto geopolítico o calamidad pública, como la guerra en Oriente Medio.

La primera respuesta de la petrolera estatal que conduce Magda Chambriard fue despedir al gerente del área de Comercialización. Sin embargo, la exigencia pública de Lula de cancelar la subasta es de difícil cumplimiento.

Fuentes del sector de distribución de GLP afirman que los volúmenes vendidos ya se estaban bombeando a los depósitos de las empresas y Petrobras los estaba facturando, lo que dificultaría una simple anulación del proceso y requeriría una solución alternativa, según reportó la Agencia INFRA.

Descontento de las distribuidoras de GLP

El resultado de la subasta de Petrobras también reactivó el reclamo de las distribuidoras de GLP al gobierno para que actualice los valores de referencia en el programa “Gas del Pueblo”, que subsidia el precio completo de una carga mensual de garrafa de 13 kilos.

El programa alcanza a unas 15 millones de familias en Brasil, o alrededor de 60 millones habitantes. Las ventas de garrafas en Brasil podrían crecer entre un 7 y 8% gracias a este plan, según Sindigás.

El Ministerio de Minas y Energía fija los precios de referencia de la garrafa de 13 kilos para cada estado. Las distribuidoras perciben del Estado federal el precio de referencia por cada garrafa suministrada a los beneficiarios del plan. El programa fue lanzado en septiembre de 2025, con las primeras recargas gratuitas realizadas en noviembre.

Sin embargo, las distribuidoras vienen manifestando desacuerdos con los precios de referencia desde el inicio del programa. Tras la subasta de Petrobras, la Asociación Brasileña de Entidades Comerciales de Minoristas de Gas (Abragás) recordó que el sector ya consideraba que los valores de referencia adoptados por el programa estaban por debajo de los que se practican en los mercados regionales y que ahora se espera que el desajuste empeore.

El presidente de Abragás, Luiz Rocha, también advirtió que muchas empresas evalúan salir del programa. «Si el gobierno no toma medidas urgentes para frenar este descontento entre los revendedores, el programa corre el riesgo de sufrir un éxodo masivo de empresas acreditadas«, afirmó.

El gobierno depende de las compañías distribuidoras para poder llegar a los beneficiarios del plan. Petrobras salió del negocio de fraccionamiento y distribución de GLP en 2019 al vender su subsidiaria Liquigás a Copa Energía, aunque el directorio de la petrolera estatal indicó la intención de reingresar en el mismo en agosto de 2025.

De todas formas, Petrobras sigue siendo el jugador dominante en la importación y suministro de líquidos. En una entrevista con EconoJournal, el CEO de Copa Energía, Pedro Turqueto, explicó que la inversión privada para hacer más eficiente la logística de importación y suministro del producto al cliente se ve desalentada por las prácticas comerciales de Petrobras.

“El precio del producto en Brasil no cambia con la misma velocidad que se cambia fuera. Como agentes privados, para importar, por ejemplo, necesitamos de tiempo, necesitamos tener el navío, necesitamos tener el producto. Entonces, es muy difícil planificar. Es un costo muy grande para nosotros, que somos totalmente dependientes de la voluntad política o comercial de Petrobras”, explicó el CEO de la principal distribuidora de GLP del Brasil.

, Nicolás Deza

Trace Group -la empresa especializada en inspección y supervisión técnica, operación y mantenimiento (O&M)- fue adjudicada para prestar sus servicios en los proyectos Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), Southern Energy (SESA), y Duplicar Norte. De esta manera, la compañía fortalece su lugar en el entramado de empresas de midstream que acompañan el crecimiento estructural del sistema energético argentino.

Los desarrollos de VMOS, SESA y Oldelval forman parte de la infraestructura crítica que permitirá ampliar la capacidad de transporte y exportación de hidrocarburos desde la Cuenca Neuquina hacia la costa atlántica. “En este escenario, la participación de Trace Group reafirma el rol de las empresas regionales en proyectos de escala nacional”, sostuvieron desde la firma.

“Ser parte de estos desarrollos implica demostrar que la capacidad técnica construida en la región está preparada para afrontar desafíos de alta complejidad. La confianza de las compañías líderes del sector en proveedores locales es una señal clara de madurez industrial”, señaló Carlos Stupczuk, gerente de Operaciones de la compañía.

Trace Group: en Vaca Muerta y en más de 35 localidades en el país

Trace Group ha desarrollado una estructura con presencia en 11 provincias y más de 35 localidades lo que le permite operar en los principales nodos energéticos del país, desde el norte argentino hasta la Patagonia.

La compañía sostiene una cobertura operativa que supera los 3.500 kilómetros lineales, equivalente a recorrer la extensión completa de la Ruta 40, con presencia en más de 30 localidades estratégicas vinculadas al desarrollo energético nacional.

Este despliegue territorial se apoya en una estructura de más de 550 colaboradores y una flota de más de 300 vehículos operativos, lo que le permite acompañar proyectos de gran escala en múltiples frentes de manera simultánea.

Es en la región de Vaca Muerta donde esta escala adquiere mayor densidad y relevancia. Trace Group ha construido un modelo basado en talento local y en el fortalecimiento de la cadena de valor regional. Actualmente, el 85% de su nómina está conformada por colaboradores de Neuquén y Río Negro, mientras que el 100% de la operación de campo en la cuenca es liderada por equipos locales.

La compañía trabaja con una red de más de 900 proveedores, de los cuales el 67% son empresas locales, lo que implica que más de dos tercios de su cadena de suministro se desarrolla dentro del territorio.

Solo en la provincia de Río Negro, la empresa mantiene presencia activa en 9 localidades estratégicas, cubriendo la totalidad del corredor productivo vinculado al desarrollo midstream, desde el Alto Valle hasta la costa atlántica.

Este entramado productivo incluye talleres, servicios automotrices, proveedores industriales, empresas tecnológicas y organizaciones dedicadas a la formación técnica, generando un impacto directo e indirecto en el empleo y la competitividad regional.

“La consolidación del midstream argentino requiere no solo inversión en infraestructura, sino también una base sólida de proveedores regionales capaces de acompañar ese crecimiento. Nuestro compromiso es seguir fortaleciendo esa capacidad desde el territorio y ayudando a toda nuestra red de proveedores a evolucionar junto con nosotros”, destacó Carlos Stupczuk.

Inversión social y desarrollo de personas

“Fiel al ADN Clusterciar, grupo de organizaciones al que pertenece, la empresa extiende su impacto al plano social mediante la inversión en la educación y el desarrollo de personas. Solo durante el año 2025, Trace Group destinó más de US$ 1.500.000 a programas de desarrollo social y educativo, canalizados principalmente a través de la ONG Fundación Potenciar”, indicaron desde la compañía.

Esta inversión permitió consolidar instituciones educativas que continúan creciendo y que actualmente forman a más de 850 alumnos de nivel primario y secundario, más de 250 en nivel terciario y más de 500 personas en 40 distintos oficios altamente demandados en la región, fortaleciendo el desarrollo de capital humano local vinculado al crecimiento de la industria.

“Con la mirada puesta en el nuevo ciclo de inversión energética, Trace Group continúa ampliando su participación en proyectos estratégicos, reafirmando su compromiso con el desarrollo industrial y social de la región patagónica”, concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

La empresa estatal de Tierra del Fuego Terra Ignis Energía eligió a la pyme petrolera Velitec para desarrollar Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego, áreas hidrocarburíferas que YPF traspasó a la provincia. La compañía fueguina, que había lanzado la convocatoria pública en enero, confirmó la firma del convenio a través de un comunicado difundido este martes.

Terra Ignis aclaró que el acuerdo le permitirá a Velitec, con sede en Córdoba, operar las tres áreas “hasta que se concrete la conformación final de la Unión Transitoria de Empresas (UTE)”. En la compulsa participaron 10 empresas que presentaron propuestas de inversión para explotar las áreas convencionales. Tierra del Fuego será el administrador de las áreas revertidas por YPF, pero la operación estará a cargo de Velitec.

La firma del convenio fue en la Casa de Tierra del Fuego en la Ciudad de Buenos Aires. Participaron el presidente de Terra Ignis Energía, Maximiliano D´Alessio, el vicepresidente Pablo Carreras Meyer, la gerenta Institucional, Verónica Tito, el asesor ambiental Sergio Federovitsky y el titular de Velitec, Facundo Aráoz.

El comunicado de Terra Ignis no aclara qué pasará con la continuidad del personal de YPF, un tema que preocupa en la provincia y en el sector gremial. El texto de la empresa fueguina sólo menciona que “en enero del corriente año Terra Ignis asumió oficialmente la operación de los yacimientos, garantizando la continuidad de la producción y la absorción del personal”.

La pyme cordobesa Velitec, socia de Terra Ignis

Velitec dio sus primeros pasos en la industria hace alrededor de 10 años con la construcción de gasoductos. Con el pasar de los años fue sumando distintos servicios vinculados a infraestructura.

En 2024 la empresa pyme dio un paso importante al formar un consorcio con Sean Rooney, ex presidente de Shell, que se quedó con el Clúster Señal Picada-Punta Barda, ubicado en Río Negro y Neuquén, otra de las áreas que YPF puso a la venta mediante el Proyecto Andes.

En el último tiempo, Velitec también tomó la operación del proyecto Loma de la Mina, cercano a Malargüe, en la provincia de Mendoza, donde tiene una operación con un total de 28 pozos. Además, la compañía cuenta con más de 40 plantas compresoras de gas en operación y con operaciones de excavación de aguas termales en Entre Ríos. Velitec tiene su sede principal en Córdoba, pero también tiene presencia en Neuquén, Chubut y Salta.

Sobre la compulsa para conformar la UTE, la gerenta institucional de Terra Ignis, Verónica Tito, señaló: “Fue un proceso arduo, había que analizar la solvencia económica y el aspecto técnico para garantizar que las operaciones se desarrollen de una manera adecuada”.

“Ahora lo que queda por delante es iniciar el trabajo de recuperación de estas áreas que después de algunos años de desinversión, sumado al decline geológico que tienen naturalmente, las áreas estaba dando una baja de producción tanto de petróleo como de gas. Aspiramos a que paulatinamente se vaya aumentando la producción, sumado a la inversión que esperamos que tengan en el futuro para aumentar cada vez más el desarrollo productivo”, concluyó Verónica Tito.

, Roberto Bellato

El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires, avanza con el desarrollo del primer dispositivo undimotriz que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad.

El sistema se basa en el uso de grandes boyas flotantes que se desplazan verticalmente con el vaivén de las olas y transmiten ese movimiento a una cadena de engranajes que lo convierte en rotación de alta velocidad, capaz de accionar un generador eléctrico. En función del diseño realizado por el equipo de ingeniería de la Universidad Tecnológica Nacional – Regional Buenos Aires y Regional Pacheco, cada unidad podría producir entre 30 y 200 kilovatios de potencia, dependiendo del tamaño de la boya y de las condiciones del oleaje en el lugar donde opere.

Primera prueba

Este mes se realizó la primera prueba “en seco” en la Metalúrgica Duroll de la localidad de Pilar, que tuvo como objetivo probar la capacidad que tienen el brazo y la boya de soportar peso. El ensayo se realizó con el doble de la carga a soportar una vez instalados para generar energía, es decir 1,5 toneladas (1500 kg).

La nueva tecnología undimotriz se montará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata, y se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre universidad, Estado y sector privado.

Financiamiento del dispositivo

El convenio específico que se suscribió prevé un financiamiento de US$ 138.000 con fondos destinados para la Investigación y el Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos del PROINGED provienen del agregado tarifario renovable, que los usuarios abonan mensualmente en la factura de electricidad de la Provincia de Buenos Aires. Además, este proyecto cuenta también con el apoyo de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) mediante un financiamiento del Fondo de Innovación Tecnológica de Buenos Aires (FITBA).

“Desde la Provincia es prioridad impulsar este tipo de proyectos estratégicos para diversificar la matriz energética y promover tecnologías innovadoras de origen nacional. Con esta iniciativa, la Provincia de Buenos Aires avanza en la generación de conocimiento y en el desarrollo de energías limpias, posicionándose como referente en la región en materia de innovación tecnológica y sostenibilidad”, aseguraron a través de un comunicado.

Energía undimotriz

La energía undimotriz es considerada una de las fuentes renovables con mayor potencial a nivel global, especialmente en regiones con fuerte dinámica oceánica como el Atlántico Sur. A diferencia de otras tecnologías renovables, como la solar o la eólica, el movimiento de las olas presenta una mayor previsibilidad, lo que la convierte en una alternativa interesante para diversificar la matriz energética.

, Redaccion EconoJournal

Neuquén se prepara para recibir el evento del año dedicado a la Inteligencia Artificial. Del 14 al 16 de mayo, el Polo Científico Tecnológico de Neuquén será el escenario donde especialistas, empresas y el sector académico convergerán para debatir el futuro de la innovación y la transformación digital en la región.

Con el objetivo de consolidar un ecosistema donde la tecnología impulse el desarrollo productivo y social, llega la IA Week Neuquén. Esta iniciativa, organizada por el Polo Científico Tecnológico y la Sociedad Argentina de Inteligencia Artificial (SAIA), junto a ENE Polo Tecnológico Neuquén e IFES, representa un paso fundamental para ubicar a la provincia en un lugar preponderante dentro de la economía del conocimiento a nivel nacional.

Nueva edición de la IA Week

Durante tres jornadas intensas, el encuentro se proyecta como un espacio estratégico de intercambio, aprendizaje y vinculación. La propuesta apunta no solo a analizar las tendencias globales, sino también a acercar la Inteligencia Artificial a la realidad cotidiana de los negocios, la industria y la comunidad, promoviendosoluciones concretas que impulsen el crecimiento regional, según destacaron desde la organización.

En ese sentido, desde la organización destacan el impacto que tendrá el evento en el desarrollo local. “Un evento de IA en Neuquén es una ventana al futuro: ideas, innovación y oportunidades para transformar nuestra región”, afirmó Diego Manfio, titular de Ingeniería SIMA SA y referente de ENE Polo Tecnológico Neuquén.

“Desde SAIA acompañamos esta iniciativa en Neuquén, región clave para la matriz productiva del país, que reafirma nuestra convicción de que la IA no es sólo una herramienta tecnológica: es una oportunidad para transformar industrias, generar talento local y posicionar a la Argentina como referente regional en innovación”, destacaron desde la Fundación Argentina de Inteligencia Artificial.

Gustavo Cabrera subrayó la relevancia estratégica para el sector productivo: “Este evento es clave para potenciar el futuro de Vaca Muerta, integrando la IA como herramienta estratégica para el crecimiento y buscando que la tecnología impulse la capacidad de todo nuestro sector productivo”.

Marcos Galian destacó el alcance regional de la iniciativa: “Vemos repercusiones en todo el Alto Valle de Neuquén y Río Negro por este primer gran evento de IA: muchísimos sectores quieren incorporar la IA a sus espacios laborales. Este evento es una gran oportunidad para conocer casos de éxito, capacitarse, conectar con otros y escuchar a los expertos. Se generará una sinergia de networking altamente positiva para toda la región, además del alto impacto en Vaca Muerta de toda esta revolución”.

Marcela Messineo, de MMPRO eventos, señaló: “Este evento, IA Week Neuquén, es una invitación a activar, hoy, el potencial de nuestra región. Integramos la IA como una fuerza transformadora que expande el talento, impulsa la innovación y eleva todo nuestro ecosistema productivo”.

Un ecosistema en expansión

La IA Week ofrecerá una agenda dinámica que incluye:

• Paneles de Alto Impacto: Disertaciones a cargo de speakers nacionales e internacionales que lideran la vanguardia tecnológica, como es els caso de Santi Siri, Freddy Vivas, entre otros.
• Experiencias Interactivas: Espacios para conocer de cerca casos de uso reales y el potencial de la IA generativa.
• Networking Estratégico: Un punto de encuentro clave para generar sinergias entre emprendedores, referentes del sector público y el ámbito empresarial de Neuquén y Río Negro.

Hacia una cita obligada

Este evento busca trascender la coyuntura y posicionarse como una plataforma anual de referencia en la Patagonia. Al fomentar el diálogo entre el sector académico y el mundo privado, la IA Week Neuquén se proyecta como el motor para detectar nuevas oportunidades de inversión y desarrollo sostenible en el corazón del sur argentino.

Desde la organización informaron que próximamente se dará a conocer la grilla completa de actividades y los mecanismos de participación para quienes deseen ser protagonistas de esta transformación tecnológica sin precedentes.

, Redaccion EconoJournal

Phoenix Global Resources comenzó a integar sistemas de inteligencia artificial en sus equipos de perforación, como parte del proceso de digitalización de sus operaciones en Vaca Muerta. Esta implementación técnica busca dar respuesta a la necesidad de mejorar la competitividad a partir de una mejora en la velocidad de ejecución y en la reducción de costos de sus operaciones.

Este avance se concretó mediante la firma de un acuerdo estratégico con Helmerich & Payne (H&P) y Corva para implementar una integración tecnológica que permitirá combinar capacidades de análisis predictivo por inteligencia artificial con sistemas de perforación automatizada en sus operaciones no convencionales. Con estos modelos, la compañía logrará anticiparse a variables geológicas complejas y una navegación más precisa dentro de la roca generadora.

El acuerdo fue rubricado en la ciudad de Tulsa, Estados Unidos, con la participación de Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva; y Mike Lennox, Executive Vice President of Western Hemisphere Land Operations de H&P.

La aplicación de estos algoritmos permitirá una reducción sensible en los tiempos de perforación de los pozos horizontales, una de las metas más ambiciosas para las empresas que operan en la cuenca neuquina. Al minimizar los tiempos de inactividad y optimizar el desplazamiento de la mecha, la operadora podrá ejecutar las tareas de manera más fluida y reducir la presión sobre los costos de capital.

Al respecto, Bizzotto señaló que la compañía logra ser «una de las primeras en Argentina en incorporar inteligencia artificial en su equipo de perforación en Vaca Muerta. Esta tecnología permitirá optimizar la operación, tiempos y costos y mejorar la seguridad de los colaboradores». El sistema funciona mediante la captura masiva de datos provenientes de sensores instalados en el fondo del pozo y en la superficie del equipo.

IA aplicada en el análisis de datos en tiempo real

La integración conecta la solución de perforación predictiva de Corva con la plataforma Autodriller de H&P en el RIG 234, actualmente operando en el hub no convencional de Phoenix. Esta combinación permite incorporar análisis de datos en tiempo real al sistema de control automatizado de perforación, mejorando la visibilidad operativa y la calidad de las decisiones en el pozo.

El sistema integra variables clave de perforación como peso sobre el
trépano, RPM, presión diferencial y velocidad de penetración (ROP) y genera recomendaciones de parámetros mediante inteligencia artificial, a partir del análisis de datos históricos de pozos cercanos. Estas recomendaciones son evaluadas en campo por el Company Man y el perforador, fortaleciendo el proceso de toma de decisiones.

La implementación de esta herramienta representa la primera vez que esta integración tecnológica se habilita en una plataforma de H&P a nivel global y constituye un hito en la aplicación de soluciones digitales avanzadas en operaciones de perforación en Argentina.

La tecnología ya fue testeada con resultados positivos y comenzará a aplicarse de manera continua en el próximo PAD que perforará Phoenix en su yacimiento emblema, Mata Mora Norte.

Este desarrollo se inscribe en una tendencia global de la industria, que busca convertir a los yacimientos en entornos inteligentes. La infraestructura de conectividad instalada en la zona permite que los datos viajen desde el área de Vaca Muerta hasta los centros de monitoreo en tiempo real.

, Ignacio Ortiz

Tyler Dahlseide, CEO global de Calfrac Well Services, una de las principales compañías de servicios especiales que opera en Vaca Muerta, visitó recientemente el país para monitorear en primera persona las operaciones de la firma. En diálogo con EconoJournal, el ejecutivo aseguró que “nuestro objetivo es seguir creciendo a medida que Vaca Muerta se vuelva más activa y aumente su escala. Buscamos progresar junto con nuestros clientes y por eso tratamos de escuchar atentamente sus necesidades”. Como parte de ese progreso, destacó que están avanzando en la transición hacia equipos dual fuel y comenzaron a probar las primeras bombas 100% a gas.

–¿Qué tipo de servicios están brindando en los distintos mercados en los que operan?
–Calfrac opera en Canadá, Estados Unidos y Argentina. En Canadá ofrecemos servicios de frac services y coil tubing. En Estados Unidos, servicios de frac services o frac pressure pumping, mientras que, en Argentina, tenemos un espectro más amplio que incluye fractura hidráulica, coil tubing, cementing y wireline, principalmente para el yacimiento Vaca Muerta.

–¿Qué relevancia tiene el mercado argentino para ustedes?
–Argentina es una parte muy significativa de nuestro negocio. Norteamérica tiende a la hiperespecialización, por lo que hay contratistas individuales que hacen una sola cosa y la hacen de manera muy enfocada y bien. En Argentina, en cambio, tenemos la oportunidad de ofrecer una gama más amplia de servicios y, como resultado, creemos que podemos brindar un mejor paquete al cliente final al integrar esas diversas líneas de servicio.

–¿Qué tecnologías nuevas han ido implementando en la Argentina?
–Una de los aportes más importantes son las bombas de fracking de combustible dual que nos permiten operar con gas natural y diésel. Con eso reducimos la huella ambiental y les permitimos a nuestros clientes reducir su gasto en diésel y el nivel de emisiones. Eso es algo de lo que estamos orgullosos. Continuaremos en ese camino y traeremos más bombas de dual fuel. Además, tenemos previsto invertir en bombas de gas natural al cien por cien.

Dahlseide aseguró que Calfrac ya dispone de 18 bombas de combustible dual en la Argentina, las cuales fueron testeadas con resultados positivos en una operación hace un mes. Estos equipos permiten disminuir las emisiones de óxido de nitrógeno y óxido sulfúrico, generando un impacto positivo en el aspecto ambiental como en la estructura de costos operativos de los clientes.

La multinacional tiene previsto invertir unos US$13 millones para convertir equipos usados en unidades de gas con la meta de que 40 de las 80 bombas de la compañía operen con esta tecnología para finales del año. A su vez, la búsqueda de eficiencia apunta al siguiente salto que es el uso de bombas 100% gas por la superioridad en potencia de esos equipos.

Los planes para seguir creciendo

–¿Cuáles son los planes que tienen para Argentina?
–Nuestro objetivo es seguir creciendo a medida que Vaca Muerta se vuelva más activa y aumente su escala. Buscamos crecer con nuestros clientes y por eso tratamos de escuchar atentamente sus necesidades. Nos interesa saber qué servicios podemos mejorar y cuáles hace falta agregar. Mi viaje es justamente para reunirme con nuestros clientes y tener una mejor comprensión de lo que necesitan a mediano plazo.

–¿Cuál es su visión sobre la formación Vaca Muerta y cómo ve su crecimiento y las diferencias en comparación con EE. UU. o Canadá?
–Vaca Muerta es un recurso muy atractivo y competitivo a nivel mundial y todavía tiene un largo camino por recorrer. A medida que se agotan los recursos de alta calidad en Estados Unidos, los operadores buscan oportunidades en otros horizontes y Argentina se presenta como una alternativa de primer nivel. Por ese motivo también nos entusiasma estar aquí, siempre y cuando el régimen fiscal incentive la inversión extranjera directa y haya garantías para poder repatriar las ganancias a nuestra sede central.

, Ignacio Ortiz

El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de ampliación de la planta de procesamiento del proyecto de litio Fénix, ubicado en el Salar del hombre Muerto en la provincia de Catamarca. El proyecto es por una inversión de US$ 251.321.494 que pertenece a Río Tinto, una de las dos empresas mineras más grandes del mundo.

La medida se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 431 del Palacio de Hacienda. El proyecto Fénix, a cargo de Minera Altiplano, subsidiaria de Río Tinto, comenzó la producción en 1998 y es el primer proyecto de litio operativo en la Argentina.

La adhesión al régimen de incentivos es por la Expansión Fase 1B, una iniciativa que tiene como objetivo incrementar la capacidad instalada en 9.500 toneladas adicionales de carbonato de litio anuales.

Una vez finalizada la ampliación de la planta de procesamiento, el proyecto tendrá una capacidad productiva de 38.000 toneladas anuales. La segunda expansión del proyecto Fénix se suma a la que concretó en 2024, cuando amplió su planta en 10.000 toneladas anuales de litio.

Río Tinto, el principal productor de litio de la Argentina

Río Tinto se convirtió en el principal productor de litio del país en 2025 con la adquisición por US$ 6.500 millones de Arcadium Lithium, una compañía creada en 2024 mediante la fusión de la australiana Allkem y la estadounidense Livent, que opera el proyecto Fénix. Además, Río Tinto lleva adelante el megaproyecto de litio Rincón en la provincia de Salta, donde prevé invertir US$ 2.500 millones.

El RIGI, impulsado por el gobierno de Javier Milei y aprobado por el Congreso en 2024, ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios por 30 años a proyectos de inversión superiores a US$ 200 millones para sectores estratégicos como la minería y energía –incluyendo el upstream de petróleo y gas-, e iniciativas en infraestructura y tecnología.

Según se desprende de la resolución del Palacio de Hacienda, la adhesión al RIGI del proyecto es a partir del 25 de marzo y está previsto que la obra concluya en noviembre de 2026, aunque tiene un inicio de operación estimado para julio. Además, Río Tinto deberá desembolsar el 40% de la inversión durante los primeros dos años.

Ampliación del proyecto de litio Fénix

La resolución establece que el proyecto de ampliación de Fénix contempla “la construcción de una nueva planta de adsorción selectiva y una nueva planta de carbonato; asimismo, incluye la perforación de pozos de salmuera adicionales, la instalación de estanques, tuberías, servicios públicos y la construcción de edificios auxiliares para apoyar la operación y administración de la nueva producción de carbonato de litio”.

Además, se prevé “la construcción de una nueva planta compresora de gas natural en la localidad de Olacapato, departamento de Los Andes (Salta), situada dentro del radio de 200 kilómetros del proyecto, que permitirá ampliar la capacidad de transporte de los gasoductos La Puna y Fénix, instalaciones asociadas directamente al abastecimiento y transporte para la nueva producción del proyecto Expansión Fase 1B”.

También la adhesión al RIGI estima que “el 60% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura, durante las etapas de construcción y operación, corresponde a proveedores locales, porcentaje este que excede el 20% exigido por la normativa” del RIGI.

, Roberto Bellato

El gobierno recibió este lunes ofertas técnicas de dos empresas interesadas en importar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) necesarios para cubrir el pico de demanda del próximo invierno. Una de las que se anotó en la carrera para reemplazar a la estatal Enarsa es Trafigura y la segunda sería Naturgy.

La Secretaria de Energía se tomará una semana para analizar las presentaciones. Si todo está correcto, el lunes próximo se presentarán las ofertas económicas y 24 horas después se concretará la adjudicación.

En un primer momento estaba previsto que las ofertas técnicas y económicas se presenten de manera conjunta, pero la semana pasada se publicó una circular que modificó ese esquema para que la Secretaría de Energía tengo tiempo de evaluar la calidad de las ofertas técnicas.

Las ofertas técnicas son complejas porque los privados se van a tener que hacer cargo de una serie de costos que no estaban debidamente discriminados en las importaciones que realizaba Enarsa. Además, Enarsa estaba eximida de pagar Ganancias e ingresos brutos y las empresas privadas no.  

Cómo ha venido funcionando el sistema

La secretaría de Energía, María Tettamani, explicó el mes pasado en un evento organizado por EconoJournal que en los años anteriores el gas importado lo estuvieron pagando todos los contribuyentes a través de los impuestos. La empresa estatal Enarsa compraba el GNL a los precios internacionales y luego le vendía el 40% de ese gas a las distribuidoras al precio fijado en el cuadro tarifario, el cual estaba muy por debajo del costo de la importación. Por lo tanto, la diferencia se cubría con subsidios.

Ahora bien, la funcionaria reveló además que como consecuencia de un esquema de incentivos mal alineados el Estado también terminaba subsidiando a muchas industrias de modo indirecto. ¿De qué forma? Las distribuidoras y algunas industrias para las cuales el gas es un insumo crítico tienen contratos en firme con productores o comercializadores por gasoducto –el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas “marginal” o de pico que se importa a un costo mucho mayor–.

Los contratos en firme son más caros que los contratos interrumpibles y tienen prioridad sobre ellos, pero si la demanda crece mucho y la oferta no alcanza para abastecer a todos los que tienen contratos en firme, entonces la prioridad sobre el uso de ese gas la tiene la demanda residencial y las industrias con contratos en firme deben detener su producción o salir a buscar gas importado y pagarlo más caro.

El problema, recordó Tettamanti, es que las distribuidoras no tenían ningún incentivo económico para hacer valer esa prioridad ya que cuando el gas de base que les llegaba a través del gasoducto se acababa, se daban vuelta y le pedían gas importado a Enarsa, que se los garantizaba al mismo precio que ya estaba incorporado en los cuadros tarifarios, siendo el Estado el que abonaba el diferencial entre ese precio contemplado en la tarifa y el costo real de la importación. Por lo tanto, lo que terminaba ocurriendo era que la industria que ya tenía contratos nominaba ese gas y la distribuidora no la desplazaba. De ese modo, las industrias se beneficiaban al ser subsidiadas de modo indirecto por el Estado Nacional.

Lo que busca el gobierno al dejar la importación en manos de un privado, es que el Estado deje de subsidiar la importación de GNL. “Nosotros lo que queremos es que pague el GNL el que lo usa”, aseguró Tettamanti.

, Redaccion EconoJournal

Con la revocación por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF, el país pareciera que finalmente va a evitar el pago al fondo Burford Capital de más de 18.000 millones de dólares, incluyendo intereses. Juan José Carbajales, politólogo, abogado, consultor y ex titular de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación; y Nicolás Gadano, economista, experto en energía y ex gerente general del Banco Central, analizaron el fallo en una emisión especial de Dínamo – Charlas de Energía.

“Lo que se intentó exponer sin éxito en la primera instancia, se sostuvo en la apelación. Afortunadamente, ahora la Cámara atendió la postura del Estado argentina”, celebró Carbajales. “Lo más sorprendente es que había pocos antecedentes de reversión de este tipo, además de que las acciones de Burford revelaban otras expectativas del mercado”, apuntó Gadano.

Al discutir sobre a quién se le debe atribuir lo sucedido, sostuvo, corresponde adoptar una visión institucionalista. “Prefiero pensar que a todos fueron responsables«, indicó el experto, destacando la continuidad de la labor de la Procuración del Tesoro y la solidez argumental mantenida a pesar de los cambios de signo político.

No obstante, admitió, el actual Gobierno puede capitalizar el hecho de que, bajo su gestión, se obtuvo el primer resultado favorable tras una seguidilla de traspiés. “En definitiva, es un éxito del país”, resumió.

Carbajales, por su parte, reforzó esta idea de continuidad, afirmando que «todos los presidentes que pasaron desde 2015 hasta hoy son los padres de la victoria«. Más allá de los diferentes discursos o narrativas, afirmó, en los escritos judiciales la Procuración siempre defendió los intereses argentinos con la misma línea técnica. “Hubo una política de Estado en defensa del patrimonio nacional que merecía una foto de unidad entre los mandatarios involucrados en el proceso”, expresó el analista, quien anticipó que gracias a la millonaria suma que evitará desembolsar, “la Argentina será un país más rico para su población y para su desarrollo en los próximos años”.

Alineamiento estratégico

Un eje ineludible del debate fue la posible influencia del contexto geopolítico, contemplando el peso del alineamiento del presidente Javier Milei con la administración de Donald Trump.

Resulta innegable, desde la perspectiva de Carbajales, que el Gobierno de Estados Unidos ha actuado en favor de la postura argentina a lo largo de todo el expediente, incluso durante la gestión de Barack Obama, comprendiendo los riesgos de violar la inmunidad de estados extranjeros. “No obstante, si la diplomacia actual logró influir en que la Justicia norteamericana acelerara un análisis crítico del derecho argentino, es una herramienta lícita y bienvenida”, reconoció.

Según Gadano, es verdad que buena parte de la sentencia replica lo argumentado por el actual gobernador bonaerense Axel Kicillof, pero así como puede discutirse quién es el gran hacedor político de esta solución judicial, también puede evaluarse quién creó el problema. “La demanda, en verdad, no fue iniciada por Burford, sino por las empresas del Grupo Petersen. La pregunta es quién llevó a esas empresas a tener el 25% de YPF”, cuestionó en alusión a lo sucedido durante el Gobierno de Cristina Fernández.

Además de la demanda de Petersen, precisó Carbajales, estaba la del fondo Eton Park, que sólo tenía un 3% de las acciones. “Fueron dos juicios que se unificaron bajo la representación de Burford”, aclaró.

Por otro lado, añadió, en la causa hubo un relevante matiz regional: no sólo Washington brindó apoyo a la Argentina, sino que en 2024 los gobiernos de Uruguay, Brasil, Chile y Ecuador se presentaron como “Amicus Curiae”. Estos países, desde su óptica, entendieron la imposibilidad de atraer inversiones extranjeras si cualquier desacuerdo termina en tribunales foráneos que ignoran el derecho local.

Mecanismo erróneo

Al profundizar en la letra del fallo, Carbajales expuso la pirámide jurídica para explicar por qué la Justicia norteamericana le dio la razón al país. En el ordenamiento jurídico, puntualizó, la Constitución y las leyes de expropiación dictadas por el Congreso tienen una jerarquía superior a los estatutos o contratos entre particulares. “La Cámara dice que el estatuto no es un contrato bilateral que genere daños, sino una regla de organización multilateral», explicó el especialista, remarcando que Burford equivocó el accionar al reclamar daños contractuales en lugar de haber impugnado oportunamente las asambleas de YPF en Buenos Aires. “Es como si los jueces le hubieran ‘mojado la oreja’ al fondo: ‘estuviste cerquita, pero le pifiaste al mecanismo’”, parafraseó.

Gadano recordó que la familia Eskenazi, dueña del Grupo Petersen, ingresó a la petrolera en 2008 en función de lo que calificó como un “vicio de origen”. “No se trataban de aquellos accionistas minoritarios para los cuales se había diseñado un estatuto con protecciones. Pero Eton sí lo era, ya que tenía total derecho a que se le formulara una Oferta Pública de Adquisición (OPA)”, distinguió.

Si en lugar de comprarle un 51% del paquete accionario a Repsol, aseguró, el Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner le hubiera comprado un 50% a la firma española y un 1% a los Eskenazi, se habría evitado la demanda, pero remarcó en ese momento se consideró que era inviable políticamente indemnizar a Petersen luego del modo en que se había quedado con el 25% de la compañía con la venia oficial.

Riesgos remanentes

Con respecto a los pasos a seguir por parte de Burford Capital, los especialistas se mostraron cautos. Gadano advirtió que, aunque la chance de desembolsar una cifra ruinosa para las arcas nacionales parece haber quedado atrás, el juicio no ha terminado de manera definitiva. En ese sentido, mencionó que el fondo litigante podría pedir una revisión por el pleno de los jueces de la Cámara o recurrir a la Corte Suprema de Estados Unidos. “Sin embargo, las probabilidades de éxito allí son ‘cuánticas’ por lo bajas”, calificó.

Carbajales descartó que un eventual paso al CIADI sea una solución real para Burford, ya que no existe un acuerdo bilateral previo que habilite esa vía directa para un fondo que compró derechos de litigio. No obstante, lamentó el cierre de la Escuela de Abogados del Estado bajo la gestión de Milei. “Festejamos con el mameluco de YPF puesto, pero destruimos el sistema donde se forman los profesionales que tienen que enfrentar a estos ‘monstruos’ como Burford”, se quejó.

Formato exitoso

En el tramo final, el debate derivó hacia el rol estratégico que desempeña la principal petrolera argentina. Carbajales indicó que lo anómalo fue su privatización y defendió la expropiación de 2012 como el hito que permitió iniciar la curva de aprendizaje de los hidrocarburos no convencionales. “Hoy Vaca Muerta sostiene al país y eso es gracias a que el Estado decidió terminar con la fiesta de los dividendos de Repsol y reinvertir a través de YPF«, afirmó.

Gadano marcó una disidencia en este punto. Sostuvo que, si bien YPF es un actor central, el desarrollo de Vaca Muerta responde a un ecosistema mucho más plural, por un lado, y a la estabilidad de las reglas de juego, por otro. “El actual conglomerado de empresas es más amplio y diverso”, ponderó. No obstante, enfatizó que el formato actual de gestión profesional en YPF (con un 51% de control estatal y un 49% de participación privada) configura un modelo exitoso que ha sido respetado por los distintos gobiernos de los últimos años.

De acuerdo con Carbajales, no puede omitirse que la empresa es mixta, pero con predominancia del Estado nacional. “Esta YPF no es un invento argentino. Se trata de una national oil company, tal como las que existen en muchas partes del mundo”, resaltó el politólogo, quien planteó que todos los argentinos deberían “ponerse el mameluco” de la petrolera.

Panorama alentador

Si el Gobierno de Milei decidiera avanzar con la privatización de YPF a partir de este fallo judicial, advirtió Carbajales, su espacio tendría que volver a proponerlo en el Congreso, tal como lo hizo con la versión original de la Ley Bases.

No obstante, intervino Gadano, las autoridades no muestran ninguna intención de hacer eso. “El proyecto con Horacio Marín es fuerte y las acciones se están revalorizando”, acotó.

Tampoco habrá grandes cambios, a criterio de ambos, en relación con el acceso a financiamiento externo para concretar proyectos de gran envergadura. “Este era un tema entre el Estado nacional y los demandantes”, reflexionó Gadano.

Por supuesto, admitió, que generaba “algún ruidito”. “Pero existen otros ruidos más grandes como el riesgo país o las dificultades para volver al mercado que muchas empresas privadas ya sortearon”, expuso el economista, quien adelantó que a partir de lo acontecido en Nueva York el título de su próximo libro sobre el juicio a YPF podría ser “Un Final Feliz”.

, Redaccion EconoJournal

Baker Hughes, una empresa de tecnología energética, anunció el martes que ha firmado un contrato estratégico de San Matías Pipeline S.A. para el suministro de tres unidades de compresión de gas para un importante proyecto de gasoducto de gas natural en Argentina.

El pedido consiste en tres turbinas de gas NovaLT16 equipadas con tres compresores centrífugos, junto con servicios de puesta en marcha, repuestos, herramientas especiales y capacidades de monitoreo y diagnóstico remoto. Este equipo se instalará en una estación de compresión de gas cerca de Allen, Río Negro, para apoyar el transporte de gas natural desde la formación de Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías a través de un gasoducto dedicado, proporcionando gas de alimentación a los dos buques flotantes de GNL que va a montar Southern Energy. 

“Esta adjudicación refuerza nuestro compromiso con el desarrollo de infraestructura crítica de gas, esencial para impulsar energía segura, fiable y de menores emisiones, mientras expandimos nuestra presencia en mercados estratégicos de América Latina”, afirmó María Claudia Borras, Directora de Crecimiento y Experiencia y Vicepresidenta Ejecutiva interina de Tecnología Industrial y Energética de Baker Hughes. 

“El gas natural cumple un papel estratégico en el fortalecimiento de la seguridad energética y una vía estratégica para conectar los mercados globales de GNL, particularmente en regiones con un potencial de recursos significativo como Argentina”, agregó.

«El proyecto también marca la primera utilización de la tecnología de turbinas de gas NovaLT de Baker Hughes en América del Sur, lo que refleja la creciente demanda de turbo maquinaria de alta eficiencia y menores emisiones con plazos de entrega competitivos. La plataforma NovaLT16 fue seleccionada por su rendimiento, eficiencia, ventajas de entrega y su idoneidad para aplicaciones de compresión de gas en el segmento de midstream que apoyan las cadenas de valor de GNL», aseguró la compañía estadounidense a través de un comunicado.  

, Redaccion EconoJournal

Grupo PRESIDENTE da un nuevo paso en su visión de largo plazo para Mendoza y pone en marcha la construcción de Valley Boulevard, su nuevo edificio corporativo en Palmares Valley, el distrito que concentra hoy una de las transformaciones urbanas, productivas y empresariales más relevantes de la provincia. «Con este inicio de obra, la compañía no solo amplía su presencia en el corredor del piedemonte: reafirma su rol como uno de los protagonistas que están ayudando a definir hacia dónde crece Mendoza», destacaron desde la empresa.

En un contexto en el que las empresas buscan mucho más que metros cuadrados, Valley Boulevard nace para dar una respuesta contemporánea a una nueva forma de trabajar, vincularse e invertir. El proyecto fue concebido como una pieza de usos mixtos con vocación estratégica: un edificio preparado para recibir operaciones dinámicas, talento calificado y marcas que necesitan infraestructura, conectividad, representación y entorno en un mismo lugar.

“La decisión de PRESIDENTE confirma una lectura precisa del momento. Mendoza ya no ordena exclusivamente su vida corporativa desde el microcentro. El nuevo mapa de valor empieza a consolidarse sobre el eje de Palmares Valley, una centralidad en expansión que combina accesibilidad, paisaje, servicios, calidad urbana y proyección. En sus más de 200 hectáreas, el distrito integra arquitectura contemporánea, viñedos, deporte, comercio y vida cotidiana, con una proyección de más de 10.000 residentes en los próximos años”, indicaron desde la compañía.

Nuevo polo corporativo

Dentro de ese escenario, Valley Boulevard aparece como una nueva referencia para el mundo corporativo local y regional. Su propuesta combina oficinas modulares desde 30 m² hasta plantas corporativas de más de 1.000m2, espacios comunes, salas de reunión, terrazas, áreas para trabajo híbrido, infraestructura tecnológica y una planta baja activa con paseo comercial a cielo abierto, pensada para ampliar la experiencia laboral y potenciar el networking cotidiano.

“Más que un edificio, PRESIDENTE impulsa un ecosistema. Valley Boulevard fue pensado para acompañar a estudios profesionales, pymes, empresas en expansión, sedes regionales y headquarters corporativos, con una arquitectura flexible que permite crecer sin perder eficiencia. A eso se suma una lógica de proyecto orientada a la sostenibilidad, la operación profesional y la integración entre negocios, bienestar y servicios”, detallaron desde la compañía.

Nuevo desarrollo

El desarrollo también dialoga con la evolución de la matriz productiva mendocina. Sectores como minería, oil & gas, logística, salud, servicios, tecnología y economía del conocimiento demandan hoy entornos más sofisticados, bien conectados y capaces de expresar un nuevo estándar. En ese marco, Valley Boulevard busca posicionarse como una de las respuestas más competitivas del mercado para captar esa demanda.

“Con Valley Boulevard seguimos materializando una visión: acompañar el crecimiento de Mendoza con desarrollos que interpreten cómo se vive, se trabaja y se hacen negocios hoy. Palmares Valley expresa con claridad ese cambio de escala y de mentalidad, y queremos ser parte activa de esa transformación”, señalaron desde la dirección de PRESIDENTE.

Con más de cinco décadas de trayectoria y presencia en distintos sectores de actividad, PRESIDENTE ratifica con este inicio de obra su compromiso con la inversión, la innovación y el desarrollo de la provincia. Valley Boulevard, el tercer desarrollo corporativo del grupo en la zona junto a AVATAR y WORKPLACE, y sintetiza una mirada: una apuesta por la infraestructura que viene, por las nuevas centralidades y por una Mendoza que se proyecta con más ambición, más sofisticación y más capacidad de atraer futuro.

“Porque cuando una ciudad cambia su eje, también cambia su horizonte. Y en Mendoza, ese horizonte ya empezó a construirse”, concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

Formosa avanza en su posicionamiento como un polo de energías renovables a partir de una inversión privada de US$ 147 millones destinada a la construcción de seis nuevos parques solares en distintas localidades. El desarrollo, impulsado por la firma Ambiente y Energía, se apoya en una infraestructura eléctrica de alta tensión y en la articulación con el Gobierno provincial, factores que permitieron atraer capitales por un total de US$ 190 millones en el sector.

La provincia ya cuenta con el parque solar de Ingeniero Juárez, en operación, y con el proyecto en Las Lomitas, ambos desarrollados por MSU Green Energy. A estos se sumarán los seis nuevos parques de Ambiente y Energía, que aportarán una capacidad instalada de 170 MW.

Desarrollos solares

Gastón Tzarovsky, presidente y CEO de Ambiente y Energía, explicó que la decisión de invertir en Formosa respondió a un análisis integral que contempló aspectos técnicos, institucionales y sociales. “Formosa tiene una radiación solar que hace que los proyectos sean sumamente factibles. Pero, sobre todo, encontramos una infraestructura de transporte que permite inyectar esa energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de manera eficiente”, afirmó.

Fernando De Vido, presidente de REFSA (Recursos y Energía Formosa S.A.), remarcó la importancia de la infraestructura energética existente como base para el desarrollo de proyectos renovables. “Hoy se dan inversiones del sector privado vinculadas a parques solares porque existe una infraestructura eléctrica acorde. Formosa cuenta con una Estación Transformadora principal de 500/132 kV con 600 MVA de potencia instalada, 12 estaciones transformadoras distribuidas estratégicamente en el territorio y más de 557,9 km de líneas de alta tensión (132 kV). Sin esta estructura, ningún parque solar se podría instalar en nuestra provincia”, subrayó. A este sistema se suman otros 545 kilómetros de líneas de media tensión.

Nuevo proyecto solar

El proyecto contempla dos etapas. La primera prevé una capacidad de 80 MW con una inversión de US$ 64,5 millones, distribuida entre las localidades de Pirané (25 MW), Laguna Blanca (30 MW) e Ibarreta (25 MW). La segunda fase incorporará otros 90 MW mediante un desembolso equivalente, con desarrollos en Clorinda (50 MW), Formosa Capital (15 MW) y General Güemes (25 MW).

La localización de los proyectos responde a criterios técnicos vinculados a la red de transporte eléctrico, en particular a la línea de 132 kV que recorre la Ruta Nacional 81 hacia el oeste, lo que facilita la inyección de energía en zonas de alta demanda, especialmente durante los picos estivales.

En paralelo, la empresa prevé participar el 8 de mayo en la licitación nacional AlmaSADI, impulsada por CAMMESA, con el objetivo de incorporar sistemas de almacenamiento en baterías. Estas soluciones permitirían gestionar la energía generada, almacenándola en momentos de baja demanda y liberándola en horarios pico.

Tzarovsky destacó además el rol del Gobierno provincial en el desarrollo del proyecto. “Tuvimos acompañamiento desde el día uno. Nos reunimos con Fernando De Vido y con el ministro de Economía, Jorge Ibáñez, para evaluar la infraestructura. Esa sinergia es la que genera la confianza para desembolsar capitales de esta magnitud”, aseguró.

El análisis de la compañía también incluyó variables sociales y de largo plazo. Según indicó el ejecutivo, factores como la estabilidad social, los niveles educativos y la seguridad fueron considerados clave para inversiones con una vida útil estimada en hasta 30 años. “Al ser proyectos con una vida útil de hasta 30 años, la estabilidad del entorno social formoseño fue un factor decisivo”, sostuvo.

Impacto

En términos de impacto, se estima que el 65% de la inversión estará destinado a equipamiento, como paneles e inversores, mientras que el 35% restante corresponderá a obras civiles y montaje. Solo en el proyecto de Pirané se prevé la contratación de 280 trabajadores en los momentos de mayor actividad, con un efecto multiplicador que podría alcanzar los 500 empleos indirectos.

La empresa adelantó que el 90% de la mano de obra será local y que se implementarán programas de capacitación técnica, con el objetivo de desarrollar capacidades regionales vinculadas al mantenimiento de los parques y a nuevas instalaciones. De esta manera, la provincia busca no solo incrementar su generación eléctrica, sino también fortalecer una base productiva asociada a la transición energética.

, Redaccion EconoJournal

Sebastián Sánchez Ramos asumió como gerente general de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi, el pasado lunes 16 de marzo.

Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.

Trayectoria del nuevo gerente general

Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como director ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.

Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.

CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como asi también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.

En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:

La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión. Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos. Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.

“Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, una empresa robusta y con una vasta experiencia, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país”, destacaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) desjerarquizará el proyecto CAREM para priorizar la inversión en otros proyectos como el reactor RA-10. El movimiento será consecuencia de los cambios que realizará en su organigrama. Mientras tanto, la pausa en el avance físico del reactor genera preocupación por la depreciación de la instalación y de los equipos, según pudo saber EconoJournal.

En concreto, la CNEA realizará cambios importantes dentro de su estructura de 12 gerencias de área. Una de ellas es la Gerencia de Área Central Argentina de Elementos Modulares (GACAREM), encargada de llevar adelante el proyecto CAREM, un reactor prototipo de 32 MW de potencia eléctrica diseñado íntegramente en el país.

Fuentes en la CNEA señalan que GACAREM será desjerarquizada y pasará a depender de otra gerencia de área. «Se estaría por hacer un cambio de estructura en la CNEA y la degradarían de estatus de gerencia de área a una gerencia simple«, explicó una de las fuentes.

La desjerarquización implica que la ejecución del presupuesto del proyecto se ralentizará. «El punto con la creación de esa gerencia de área era tener una ejecución rápida y no tener que lidiar con ciertos retrasos administrativos en la ejecución del presupuesto», añadió.

Preocupa la conservación del CAREM

Mientras tanto, la actividad en el CAREM actualmente se reduce a la conservación del edificio del reactor, la turbina, la maquinaria y el herramental vinculados al proyecto. Sin embargo, fuentes del tema señalaron que la conservación es mínima por falta de presupuesto y personal, lo que expone a las instalaciones y equipos a una depreciación más rápida.

El proyecto CAREM está emplazado dentro del complejo nuclear Atucha en Lima. El avance físico del proyecto se ubicaba en un 63% a fines de 2024. La enorme mayoría de ese avance se explica por la obra civil del reactor que se encuentra muy avanzada, por lo que la CNEA suspedió a comienzos de 2025 los trabajos de construcción para centrar el presupuesto en continuar desarrollando la ingeniería del reactor y sus componentes.

«El estado de preservación es precario. No hay condiciones para la preservación de los materiales estructurales con la situación salarial, la presupuestaria y la degradación de la unidad jerárquica», graficó otra de las fuentes.

Un ejemplo es lo que sucede dentro del edificio que alojará el reactor, que quedó parcialmente desprotegido, de manera que se inunda en días de lluvia. «Como esa parte no se tapó, se inunda y hay que entrar con una bomba de achique para sacar el agua. Se va degradando la obra civil, no hubo ni siquiera presupuesto para tapar esa parte«, añadió.

Otra fuente dijo que el personal de preservación se redujo de 30 a 7 personas durante 2025. «Hay equipos que no se pueden inspeccionar por falta de herramientas, personal técnico y presupuesto», explicó.

El futuro incierto del CAREM

La preocupación por la conservación está vinculada con la expectativa de finalizar el reactor prototipo y ponerlo en marcha en el futuro. Por el momento, los alcances del proyecto CAREM están siendo acotados y su desarrollo enfrenta importantes desafíos de ingeniería para los que no se cuenta con el presupuesto requerido. La evolución del proyecto también genera discusiones en el sector nuclear sobre la capacidad de la CNEA para conducirlo.

El CAREM prototipo de 32 MWe (originalmente de 25 MW) es un diseño de reactor en la línea de los reactores modulares pequeños (SMR). Se trata de un reactor presurizado de agua liviana (PWR), la configuración de reactor más utilizada en el mundo. Entre sus aspectos más innovadores figuran la búsqueda de integrar componentes dentro del recipiente presión y la circulación del agua por convección natural.

La Secretaria de Asuntos Nucleares (SAN) viene indicando que el proyecto prioritario vinculado a la CNEA es la finalización del reactor multipropósito RA-10, cuya puesta en marcha se espera para fines de este año.

En cuanto al CAREM, el titular de la secretaría, Federico Ramos Napoli, definió que el valor del proyecto está en el talento humano y las capacidades tecnológicas que se generaron y que pueden servir para insertar al país como proveedor de servicios y componentes al extranjero para otros diseños de reactores modulares pequeños (SMR). En esa línea se inserta un acuerdo entre CNEA e IMPSA para fabricar y exportar recipientes de presión para reactores SMR.

Sin embargo, en lo que respecta al reactor prototipo, el secretario de Asuntos Nucleares evalúa que la planificación y la gestión del proyecto no fue la mejor y que las características del reactor generan desafíos de ingeniería de compleja resolución, estos últimos documentados por la CNEA en una Revisión Crítica de Diseño realizada en 2024.

“El CAREM eligió innovar en cuatro o cinco variables críticas simultáneamente. Eso no es imprudencia de los ingenieros. Es la consecuencia de un sistema que premiaba la ambición técnica en sí misma, independientemente de si esa ambición resolvía un problema real o creaba uno nuevo. La noble búsqueda de correr la frontera tecnológica desprovista de una planificación clara, sólo se tradujo en mayores tiempos y presupuesto descontrolado para el proyecto”, reflexionó Ramos Napoli en un artículo publicado en Infobae.

Uno de los cuestionamientos centrales a la planificación pasada del proyecto es al avance de la obra civil por delante de la ingeniería final del reactor y sus componentes. «El hormigón no se deshace. Una vez que la estructura civil existe, la presión institucional para continuar se vuelve tan sólida como ella. Esa decisión de secuencia — construir lo irreversible antes de cerrar lo incierto — fue tomada con pleno conocimiento de las incertidumbres técnicas que el propio equipo del proyecto había documentado», cuestionó el secretario.

El CAREM comercial, descartado

El concepto CAREM viene de la década de 1980 pero la decisión de avanzar en su desarrollo y construcción se tomó treinta años después. La construcción del reactor prototipo comenzó en 2014, con la expectativa de validar el funcionamiento integral del concepto. El proyecto también ambicionaba con dar paso al diseño de módulos comerciales CAREM de 120 MW de potencia. El CAPEX invertido en el prototipo hasta el momento asciende a por lo menos unos US$ 750 millones según la SAN.

Sin embargo, la viabilidad comercial de un reactor más potente comenzó a ser cuestionada en los últimos años. El primer presidente de la CNEA en expresar públicamente el tema dentro del organismo fue Germán Guido Lavalle, prácticamente descartando la búsqueda de una versión comercial del CAREM. «Seamos honestos intelectualmente, no vamos a vender 50 CAREM, sabemos que no es así, que no es económicamente competitivo ese reactor«, dijo en un mensaje interno de fin de año en 2024.

De esta forma, los alcances del proyecto CAREM quedaron acotados a la finalización y puesta en marcha del reactor prototipo. La gerencia CAREM en este momento emplea a unas 200 personas con foco en seguir trabajando en la resolución de desafíos de ingeniería y desarrollo de los componentes críticos.

Sin embargo, la falta de presupuesto y la situación salarial ralentizan el avance y empujan a la fuga de talento fuera del organismo científico nuclear. «Hay una fuga de profesionales que forzó la unificación de las áreas de obra e ingeniera del proyecto. Se fue la gente de electrónica y los técnicos de la obra civil pasaron a hacer servicios a terceros», explicó una de las fuentes.

, Nicolás Deza

360Energy y Stellantis Argentina anunciaron la puesta en marcha del parque solar en el Polo Industrial Córdoba, un proyecto clave dentro de la estrategia energética que ambas compañías impulsan en el país. El parque posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales de última generación y tecnología de tipo “trackers” o seguidores solares.

El proyecto ya se encuentra habilitado y en operación permitiendo abastecer de energía limpia y renovable a la planta de producción de automóviles de Stellantis. De esta forma, se marca un avance concreto hacia la autonomía energética del complejo industrial.

En concreto, la energía renovable generada por el parque solar Córdoba se complementa con el suministro proveniente del Complejo Solar 360Energy La Rioja bajo un contrato “Mater” celebrado entre ambas compañías, lo que permite crecer hacia el objetivo de abastecer al Polo Industrial Córdoba con energía 100% renovable.

Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$100 millones iniciado en 2024, orientado a impulsar soluciones energéticas sostenibles y a reducir la huella de carbono de las operaciones industriales de la automotriz.

Nuevo parque solar en el Polo Industrial de Córdoba

De acuerdo con la información suministrada por las empresas, el Parque Solar Córdoba presenta las siguientes características técnicas:

• Potencia pico: 8 MWp

• Estructuras de soporte: tracker PVH.

• Módulos fotovoltaicos: monocristalinos-bifaciales de 635w JA Solar.

• Inversores: tipo string, Huawei.

• Generación de energía: 16,7 GWh/año.

«Con estas iniciativas, 360Energy y Stellantis refuerzan su compromiso con la sustentabilidad y la transición energética, en línea con el objetivo global del grupo Stellantis de alcanzar la neutralidad de carbono en 2038, al tiempo que continúa consolidando al Polo Industrial Córdoba como un pilar estratégico de su operación en la región», destacaron desde las empresas.

“Es un orgullo para 360Energy poner en marcha un nuevo proyecto solar en el marco del plan conjunto con Stellantis. En este sentido es que continuamos implementando nuestro plan de crecimiento en forma ininterrumpida tanto en el segmento de abastecimiento de energía renovable solar como así también en soluciones de almacenamiento de última generación, con proyectos en Argentina y otros países de Latinoamérica», sostuvo Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy.

«Estamos convencidos que la energía solar es y será el principal vector de cambio, y nuestra misión es impulsar proyectos que reflejen el compromiso con la transformación de la matriz energética del país y la región”, señaló Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy», agregó.

, Redaccion EconoJournal

El presidente de YPF, Horacio Marín, comunicó este miércoles la entrada en vigencia de un esquema de compensación –“buffer” o instrumento amortiguador— del precio de los combustibles en la Argentina frente a la escalada de la cotización internacional del petróleo como resultado de la guerra en Medio Oriente. El anuncio llega luego de que las naftas subieran cerca de 20% en marzo.

El esquema contempla la puesta en marcha de un mecanismo novedoso, articulado entre privados, sin intervención del Estado nacional a través de algún tipo de regulación. EconoJournal había anticipado el lunes que era inminente algún tipo de acuerdo durante esta semana.

Lo que se busca es que productores y refinadores —entre los que figuran YPF, Axion Energy, Raízen y Trafigura— junto con productores no integrados como Vista Energy, Chevron, Pluspetrol, Tecpetrol, CAPSA y Phoenix Global Resources, entre otros, acuerden condiciones de comercialización de crudo en el mercado interno que amortigüen el impacto de un contexto excepcional, con el barril por encima de los 100 dólares por el conflicto en Medio Oriente.

Equilibrio entre inversión y precios

A grandes rasgos, el esquema apunta a cumplir un doble objetivo.

Por un lado, evitar distorsionar la señal de precios del petróleo en el mercado interno, de modo de no afectar el desarrollo de inversiones en Vaca Muerta, que requiere que el precio local del crudo se mantenga alineado con la paridad de exportación.

Por otro, busca moderar el traslado de esa suba a los surtidores para evitar un impacto negativo en el funcionamiento sistémico de la economía -con foco en el impacto inflacionario- y en el nivel de consumo de combustibles.

Según reconoció Marín, en algunas regiones del interior ya se empezaban a detectar señales de retracción en la demanda.

Cómo funciona en la práctica el esquema de compensación

El precio de los combustibles aumentó en torno al 20% a lo largo de marzo, el mayor incremento de los últimos 15 o 20 años sin que medie una corrección cambiaria.

A diferencia de episodios anteriores —como en diciembre de 2023—, en este caso el tipo de cambio se mantuvo estable, pero el precio en surtidor se ajustó por la suba del crudo. Aun así, el aumento local quedó por debajo del registrado en mercados como Estados Unidos, Europa o Chile.

Esa decisión refleja la intención de la industria de sostener reglas de mercado —sin desacoplar demasiado los precios domésticos del crudo de los internacionales— para no afectar la llegada de nuevos inversores a Vaca Muerta, como Continental Resources, entre otros.

El corazón del esquema es un sistema de compensación entre productores y refinadores que funciona, en los hechos, como un fondo estabilizador intraindustria. El que propuso un mecanismo similar fue Juan José Aranguren durante su paso por el Ministerio de Energía, pero no lo llegó a implementar.

El precio interno del crudo se define en función de promedios móviles. Algunas compañías —como Raízen— utilizan ventanas entre el 15 de un mes y el 15 del siguiente, mientras que YPF y Puma trabajan con mes calendario.

Sobre esa base, el nuevo mecanismo permite que los refinadores paguen un precio interno más bajo que el de paridad de exportación, de modo de sostener el precio en surtidor con un margen de refinación acotado —deteriorado, pero aún viable—.

La diferencia entre ese precio efectivo y el precio internacional se acumula como un saldo a favor del productor en una cuenta corriente. Ese desfasaje no se elimina: se difiere.

Se trata, conceptualmente, de un esquema de compensación típico de contextos de crisis o excepcionalidad —como guerras—, donde los productores resignan ingresos en el corto plazo, pero conservan el derecho a recuperarlos más adelante.

La expectativa del sector es que esa brecha pueda saldarse en los próximos cuatro o cinco meses, cuando el precio del crudo vuelva a niveles más cercanos a los 80 dólares por barril.

En ese marco, durante los próximos 45 días no habrá nuevas subas en los precios de los combustibles.

El rol de YPF como garante

En este esquema, YPF juega un rol central como empresa líder del mercado, con una participación cercana al 55 por ciento.

Según dejó entrever ayer Marín en una entrevista con LN+, la compañía está hoy vendiendo combustibles por debajo del precio que resultaría de una aplicación estricta de paridad internacional, con el objetivo de evitar un impacto inmediato sobre el consumo.

Pero el esquema también prevé el movimiento inverso: si el precio internacional del crudo baja, los combustibles en la Argentina no lo harán al mismo ritmo.

En ese escenario, la baja en surtidor será más gradual, permitiendo que refinadores no integrados como Raízen o Puma puedan cancelar la deuda acumulada con los productores puros (como Pluspetrol, Vista, Capsa o CGC).

En síntesis: los precios suben menos de lo que deberían en un contexto de libre mercado pleno, pero también bajarán más lento cuando se normalice el escenario internacional.

Condición clave: estabilidad cambiaria

El funcionamiento del esquema depende de una variable crítica: el tipo de cambio.

Además del precio del crudo, el dólar es el otro factor central en la formación del precio de los combustibles. La expectativa de estabilidad cambiaria —apuntalada por la liquidación de la cosecha gruesa— genera condiciones para que este mecanismo pueda sostenerse.

En ese sentido, el esquema también funciona como una señal de la industria: frente a un escenario internacional adverso, las empresas buscan mecanismos de coordinación privada para evitar disrupciones en precios sin forzar indirectamente una intervención del Estado.

, Nicolas Gandini

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

La propuesta legislativa integral surge de un proceso de debate que involucró a los principales actores del sector privado, incluyendo a la Unión Industrial Argentina (UIA), instituciones del agro, universidades y organismos técnicos como AGUEERA, ATEERA y Cammesa. El objetivo es dotar al país de un marco regulatorio previsible que permita captar el flujo de capitales globales destinados a la mitigación del cambio climático.

Marcelo Álvarez, presidente de CADER y principal impulsor de la iniciativa, explicó que el enfoque de la norma rompe con la visión tradicional de las metas ambientales como un costo. «Estamos trabajando en un proyecto de Ley de Transición Energética que entusiasma y que se presentará en breve a la clase política. Un marco lo suficientemente ambicioso y flexible para incorporar aquellos recursos, vectores y tecnologías que hoy no se conocen», anunció el directivo en diálogo con EconoJournal.

En los fundamentos de la iniciatia se plantea que la transición energética actuará como un «game changer» que redefinirá la economía mediante impactos directos en sectores como la energía, la minería estratégica y el hidrógeno verde. Sin embargo, su alcance será también indirecto y obligatorio para toda la industria, que deberá internalizar su huella de carbono en la producción y el transporte. En este nuevo escenario, se penalizarán los modelos productivos no sustentables y se premiará a quienes adaptes sus procesos a las exigencias de la descarbonización.

Descarbonización y oportunidad de negocios

Para el sector, el eje central es la competitividad: «Es un proyecto de ley que muestra una oportunidad de negocios. No se parte de una restricción climática, sino de cómo aprovechar el financiamiento verde internacional para la descarbonización», explicó Alvarez. El sustento técnico de la propuesta se apoya en estudios comparativos, como los presentados por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), que contrastan el escenario inercial (Business As Usual – BAU) con alternativas de descarbonización.

El escenario BAU para la Argentina proyecta un costo de US$261.000 millones a 2050, con emisiones que duplicarían los niveles de 2019. En contrapartida, un modelo basado intensivamente en el gas natural generaría un ahorro de US$14.000 millones, pero apenas reduciría un 6% las emisiones. Por su parte, la opción centrada en las renovables propone un ahorro sistémico de US$31.000 millones y una mitigación de emisiones del 59% respecto al tendencial.

En términos de empleo, el diferencial es significativo para el mercado laboral local. Mientras que la opción del gas natural generaría unos 13.000 puestos hacia 2030 sin crecimiento posterior, el escenario de renovables es sensiblemente más dinámico. Al respecto, Álvarez detalló: «El escenario de renovables genera 139.000 puestos de trabajo sin cadena de valor local; 145.000 con cadena de valor local parcial». Estas cifras subrayan la capacidad de la transición para actuar como un motor de reactivación industrial, especialmente si se fomentan incentivos para la fabricación nacional de componentes.

El contenido del proyecto

La arquitectura de la ley se divide en siete capítulos diseñados para tener autonomía operativa, lo que facilitaría su tratamiento legislativo. Los apartados cubren áreas críticas como el hidrógeno verde, el uso eficiente de la energía, la continuidad de la Ley 27.191 para renovables, el tratamiento del oil & gas residual, la infraestructura de redes y el financiamiento.

«Tiene siete capítulos este proyecto de ley que son eventualmente capítulos independientes. El único que es transversal es el de financiamiento; todos los demás podrían ser leyes per sé», explicó el referente de CADER, remarcando la flexibilidad del esquema propuesto y que se espera tengs etado parlamentario y aprobación este año.

Uno de los puntos más disruptivos de la iniciativa es su autonomía respecto a los recursos del Tesoro Nacional. En un contexto de restricción fiscal en la Argentina, el sector privado asegura que la clave reside en la seguridad jurídica y no en los subsidios directos.

«La buena noticia es que no necesitamos nada; necesitamos marco regulatorio y hoja de ruta. El financiamiento lo conseguimos desde el exterior; no necesitamos que el tesoro ponga un centavo», afirmó Álvarez. Esto posiciona a la ley como una herramienta de atracción de divisas genuinas sin comprometer las cuentas públicas.

El proyecto también aborda la coexistencia con los recursos fósiles existentes, ineludible en un país que cuenta con los recursos de Vaca Muerta, proponiendo una transición inteligente que maximice los ingresos por exportaciones. La lógica planteada es descarbonizar el consumo interno mediante fuentes limpias de bajo costo para liberar el saldo exportable de hidrocarburos.

«La Argentina puede, entrando ahora con las renovables más baratas, usar el financiamiento internacional para descarbonizar su matriz y exportar todos los excedentes que tiene de fósiles», señaló el directivo, visualizando un modelo de país que combine una «matriz interna muy limpia, muy barata y que genera empleo, y una exportación de fósiles combinados con hidrógeno».

La visión de largo plazo de CADER otorga al hidrógeno verde un rol protagónico como vector energético y facilitador de nuevos mercados de exportación. El proyecto contempla que este recurso demande carbono para la producción de combustibles sintéticos, lo que podría consolidar un nuevo perfil comercial para la Argentina en la próxima década. Esta integración tecnológica permitiría insertarse en las cadenas globales de valor que hoy demandan productos con baja huella de carbono, desde minerales críticos hasta insumos industriales.

En el aspecto institucional, la ley propone la creación de un Instituto Autárquico para el desarrollo del sector energético. Este ente sería el encargado de actuar como autoridad de aplicación y de ajustar las metas legislativas en función de la evolución de las tecnologías y los costos internacionales. La propuesta busca así evitar la obsolescencia de la normativa y garantizar que la transición energética sea un proceso dinámico supervisado por un organismo con capacidad técnica y autonomía política.

Instrumentos de incentivo fiscal

Para fomentar la inversión en infraestructura de gran escala, como gasoductos, líneas de transmisión y plantas de licuefacción, el texto incluye incentivos específicos. Se mencionan herramientas como la amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias, la devolución anticipada de IVA y la estabilidad fiscal por plazos prolongados.

Estas medidas apuntan a reducir el riesgo país percibido por los inversores y compensar las asimetrías de financiamiento que enfrenta la industria local frente a competidores regionales. Por su contenido tienen un perfil similar al vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsó la actual gestión de gobierno y que permitió hasta el momento recibir propuestas de proyectos por unos US$70.000 millones de inversión, en particular en sectores de la energía, la minería e infraestructura.

La cuestión cambiaria no queda fuera del análisis transversal del capítulo de financiamiento. El proyecto sugiere mecanismos de libre disponibilidad de divisas para el repago de deudas contraídas en el exterior y para la repatriación de dividendos, condiciones consideradas esenciales para cualquier proyecto de capital intensivo. La meta es que el marco regulatorio actúe como un garante de la estabilidad macroeconómica, permitiendo que la balanza comercial energética sea superavitaria y ayude a financiar la propia transición.

Respecto al contexto político para el tratamiento de la norma, CADER considera que el año 2026 ofrece una ventana de oportunidad única debido a la ausencia de elecciones nacionales. «Esperamos que tome estado parlamentario y se apruebe eventualmente este año. Es un año ideal porque no hay elecciones; es un año donde se puede escuchar más», sostuvo Álvarez. La estrategia consiste en tener los consensos técnicos cerrados y los proyectos listos para cuando la agenda legislativa permita su abordaje formal.

, Ignacio Ortiz

Con el objetivo de fortalecer el perfil del proyecto de cobre Taca Taca, en Salta, potenciando el acceso al financiamiento internacional y el alineamiento con prácticas minerales responsables, la Corporación Financiera Internacional (IFC) y First Quantum Minerals Ltd. firmaron un acuerdo que enmarca al proyecto bajo los Estándares de Desempeño en Sostenibilidad Ambiental y Social del organismo multilateral.

El proyecto Taca Taca es considerado uno de los yacimientos de cobre sin explotar más grandes del mundo y una pieza relevante dentro del incipiente sector cuprífero argentino. La proyección de Taca Taca se inscribe en el contexto de transición energética, donde los minerales críticos son altamente demandados. De allí, el potencial de la iniciativa como motor de diversificación exportador y desarrollo de infraestructura en el país.

Según datos difundidos por las compañías, el desarrollo inicial de Taca Taca contempla una inversión estimada en US$ 4.200 millones para una planta con capacidad de procesamiento de 40 millones de toneladas anuales, con posibilidad de expansión.

En ese escenario, se proyecta una producción de aproximadamente 291.000 toneladas de cobre por año durante la primera década de operación, dentro de una vida útil estimada de 35 años.

Además del impacto en la producción, el proyecto prevé generar empleo y dinamizar economías regionales. Durante la etapa de construcción, se estima un pico de hasta 4.000 puestos de trabajo, mientras que en fase operativa se mantendrían alrededor de 2.000 empleos directos e indirectos, junto con el desarrollo de capacidades técnicas e infraestructura asociada.

El impacto de la alianza de IFC y First Quantum

Desde IFC señalaron que la alianza apunta a garantizar que grandes inversiones en recursos naturales se alineen con estándares internacionales, al tiempo que contribuyan al desarrollo de cadenas de valor locales. En esa línea, destacaron que el acuerdo también busca enviar una señal al mercado sobre el potencial de la minería sostenible para atraer inversión extranjera y mejorar la competitividad exportadora.

Por su parte, desde First Quantum consideraron que la participación de IFC respalda tanto las condiciones del proyecto como el posicionamiento de la Argentina como jurisdicción emergente en minería, en un momento en el que se busca captar la inversión extranjera de largo plazo a partir de diversas reformas.

A nivel global, la Argentina cuenta con la cuarta mayor reserva de cobre y la tercera de litio, dos minerales clave para la electrificación y las nuevas cadenas de suministro energéticas. En ese marco, el desarrollo de proyectos como Taca Taca aparece como un eje estratégico para consolidar la inserción del país en la transición energética.

, Redaccion EconoJournal

Vista Energy, la compañía liderada por Miguel Galuccio, informó que completó el proceso de fijación de precio para la emisión de obligaciones negociables por un monto total de US$ 500 millones en el mercado internacional. Los títulos devengarán una tasa de interés del 7,875% anual y tendrán vencimiento en 2038.

De ese modo, en línea con lo presentado en su último Investor Day, Vista apunta a consolidar su protagonismo en Vaca Muerta y proyecta conectar entre 80 y 90 pozos anuales en el período 2026-2028, con un nivel de inversión estimado de entre US$ 1.500 y US$ 1.600 millones por año.

La emisión de ON’s

Las obligaciones negociables estarán regidas por la legislación del estado de Nueva York, en Estados Unidos, y se espera que la operación cierre el próximo 8 de abril. La emisión presenta una vida promedio ponderada de aproximadamente 11 años, con amortizaciones de capital previstas en el décimo, undécimo y duodécimo aniversario.

La colocación se realizó bajo el formato de oferta privada dirigida a inversores institucionales calificados y se inscribe dentro del programa global de emisión de deuda deVista Energy, autorizado por la Comisión Nacional de Valores (CNV) por hasta US$ 4.000 millones, según informó Vista al mercado.

En la actualidad, Vista Energy es el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y uno de los mayores exportadores de crudo del país. En ese contexto, la compañía viene ejecutando un plan de expansión enfocado en el desarrollo de activos no convencionales.

Vista afianza su plan de crecimiento en Vaca Muerta

De acuerdo con lo presentado en su último Investor Day, y en términos de producción, Vista prevé alcanzar los 180.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) hacia 2028 y superar los 200.000 boe/d hacia 2030, consolidando su posicionamiento dentro del segmento shale en la Argentina.

“La emisión de deuda se alinea con estos objetivos de crecimiento y busca fortalecer la estructura financiera de la compañía para sostener el ritmo de inversiones en los próximos años”, aseguraron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno volvió a postergar en abril la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) que se aplica a la venta naftas y gasoil en las estaciones de servicio. Lo hizo a través del decreto 217 publicado este miércoles en el Boletín Oficial. Según cálculos de la consultora Economía y Energía, por el diferimiento en un mes del gravamen a la nafta y el gasoil, el Tesoro deja de recaudar alrededor de US$ 150 millones.

Los impuestos a los combustibles están determinados por la ley 23.966. Es un tributo que se actualiza trimestralmente los meses de enero, abril, julio y octubre en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC, considerando las variaciones acumuladas de ese indicador desde enero de 2018. La misma consultora estimó que por la actualización parcial del gravamen en 2025 el Tesoro dejó de recaudar cerca de US$ 2.500 millones.

Con la postergación de abril, el valor del impuesto en las naftas tiene un atraso que la normativa establecía para el período entre septiembre – noviembre de 2024. En gasoil el atraso es menor y en la actualidad se tienen los valores que la norma preveía entre marzo y mayo de 2025.

“En los últimos meses el gobierno venía aumentando alrededor de a 15 pesos el ICL y el IDC. Todavía hay pendiente una actualización de 187 pesos en las naftas y de 82 pesos en el gasoil”, describió a EconoJournal una fuente del sector privado del segmento de comercialización de combustibles.

Decreto para congelar la suba de impuestos

El decreto, que lleva las firmas del presidente Javier Milei, el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el titular del Palacio de Hacienda, Luis Caputo, apunta a reducir la presión inflacionaria, ya que las compañías de refinación de combustibles trasladan automáticamente a surtidor cada actualización impositiva.

En rigor, el gobierno quiere evitar una mayor suba del precio de los combustibles, que en las últimas semanas vienen incrementándose cerca de 20% por la escalada del precio del petróleo provocada por la guerra en Medio Oriente, que se mantiene por encima de los 100 dólares por cada barril de crudo Brent.

El gobierno tomó la medida en una semana clave ya que productores y refinadoras deberán negociar el impacto en surtidor del precio del combustible en el mercado local, tal como publicó EconoJournal. Si bien la Ley de Bases establece que el valor debería ser de paridad de exportación ese criterio es de difícil aplicación en el contexto actual.

La recuperación del valor atrasado de los impuestos es un tema que el gobierno de Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández, que postergó en varias oportunidades la carga impositiva sobre los combustibles. En la actualidad, el gravamen todavía tiene un remanente que se debe actualizar.

, Roberto Bellato

El proyecto de litio Hombre Muerto Oeste (HMW, por sus siglas en inglés) de la minera australiana Galan Lithium, terminó la construcción de la fase 1 del desarrollo de litio y se prepara para la primera producción. A fines de abril iniciará el primer procesamiento de litio y a mitad de año espera entregar el primer concentrado de cloruro de litio. Los primeros envíos están previstos para el segundo semestre del año, según informó la compañía australiana.

El proyecto HMW, ubicado en Catamarca, obtuvo la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) por una inversión de US$ 217 millones. Será el octavo proyecto de litio que entra en producción en el país. En 2025, la Argentina produjo poco más de 100.000 toneladas.

Litio en la Argentina

Los siete proyectos de litio actualmente en producción en el país son, según registra la Secretaría de Minería: Fénix (Río Tinto, Catamarca); Olaroz (Río Tinto, jujuy); Sal de Oro (Posco, Catamarca-Salta); Cauchari-Olaroz (Ganfeng Lithium, Jujuy); Centenario – Ratones (Eramet, Salta); Tres Quebradas (Zijin-Liex, Catamarca); y Mariana (Ganfeng Lithium, Salta).

La Argentina produce litio en Catamarca, Jujuy y Salta, provincias que integran el Triángulo del Litio, la zona que el país comparte con Chile y Bolivia, donde se concentran los mayores recursos identificados de este mineral en el mundo.

La Argentina cuenta con 62 proyectos de litio en distintas etapas, según detalla Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina (SIACAM), de la cartera minera. Además de los 8 operativos, hay 4 en construcción, 5 en factibilidad y 30 en exploración avanzada y los 15 restantes están en etapa de exploración inicial y prospección.

Inicio de producción de HMW

“Con toda la infraestructura de procesamiento principal instalada, incluyendo la planta de nanofiltración y las balsas de evaporación, hemos iniciado la fase de pruebas y puesta en marcha. Prevemos comenzar la producción a una tasa inicial de 4.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE), y próximamente se iniciará la construcción para dar soporte a la expansión a 5.200 toneladas anuales de LCE”, también destacó Galan Lithium.

Ubicado en el Salar del Hombre Muerto, donde se encuentran otros desarrollos importantes de litio, HMW es el segundo proyecto de litio aprobado del RIGI luego de Rincón de la minera Río Tinto, que planea invertir US$ 2.700 millones en Salta.

El inicio de producción del proyecto de Galan Lithium coincide con un repunte del precio a nivel internacional, ya que en las últimas semanas la tonelada escaló a los 20.000 dólares, el doble de lo que estaba en enero de 2025. La producción de la fase 1 de HMW sólo requerirá de la perforación de seis pozos, pero precisará un total de 23 pozos de producción sumando las fases 1 y 2.

El litio en Hombre Muerto Oeste

La nano-planta de filtración que Galan Lithium acaba de instalar se construyó en Sídney, Australia. El proyecto generará un concentrado de cloruro de litio de alta calidad con un 6% de contenido de litio, equivalente a 13% de Li2O o 32% de Carbonato de Litio Equivalente (LCE).

Galan Lithium posee el 100% de HMW, pero desarrolla el proyecto con la contratista Authium Ltd., también de Australia, país que lidera el ranking de producción mundial. Además, Galan restauró y revistió dos estanques de evaporación que utilizará en la primera etapa de producción.

, Roberto Bellato

Compañía Mega celebra 25 años de trayectoria reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la Argentina. El aniversario encuentra a la empresa en pleno proceso de crecimiento, con obras en ejecución, mayor capacidad operativa y un ambicioso plan de inversiones orientado a acompañar la expansión de Vaca Muerta, fortalecer tanto las exportaciones como el abastecimiento del mercado interno.  

Desde su puesta en marcha en abril de 2001, MEGA ocupa un lugar estratégico dentro del sistema energético nacional. Con presencia industrial en la Cuenca Neuquina y en Bahía Blanca, la compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional, y consolidarse como uno de los principales actores del segmento midstream en el país.

Ciclo de expansión

El nuevo ciclo de expansión que atraviesa la empresa se apoya en inversiones de escala. En Bahía Blanca avanza la ampliación de la Planta Fraccionadora, donde el Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) permitirá incrementar en un 50% la capacidad operativa. En paralelo, la compañía presentó un proyecto de inversión de US$ 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de un plan integral de expansión 2023–2028 por un total de USD 650 millones. El objetivo es ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.

Ese crecimiento se sustenta en una infraestructura que hoy resulta clave para el funcionamiento del sistema energético argentino. MEGA procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un esquema industrial integrado que incluye una Planta Separadora en Loma La Lata (Neuquén), una Planta Fraccionadora en Bahía Blanca y un poliducto de 600 kilómetros que conecta ambas instalaciones atravesando cuatro provincias. A lo largo de estos 25 años, la compañía desarrolló esta capacidad con estándares sostenidos de confiabilidad operativa, seguridad, innovación y excelencia operacional.

La trayectoria de Compañía MEGA

En términos de mercado, MEGA es el principal exportador argentino de GLP (propano y butano) y de gasolina natural, y además el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local. De acuerdo con las proyecciones de esta nueva etapa, cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a exportaciones —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% restante se orientará al mercado interno, con foco en el suministro de etano.

“A 25 años de su inicio, la historia de Compañía Mega es la de un crecimiento sostenido y una visión de largo plazo. No sólo por la escala industrial alcanzada, sino por su capacidad de seguir ampliándose al ritmo de una matriz energética en transformación. En un contexto en el que la infraestructura es una condición indispensable para convertir recursos en desarrollo, MEGA reafirma su rol como protagonista en la generación de valor, divisas y competitividad para la Argentina”, aseguraron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El subprocurador del Tesoro, Juan Ignacio Stampalija, reconstruyó la estrategia de la defensa en el juicio por la expropiación de YPF que en primera instancia obliga al Estado argentino a desembolsar 16.100 millones de dólares más intereses y la Corte de Apelaciones revocó el viernes pasado.En diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal, el funcionario explicó en la última emisión de Dínamo cómo se gestionó el apoyo de actores internacionales clave y la resistencia ante un proceso de discovery que buscó, de forma agresiva, forzar el desacato del Estado. Además, dejó en claro lo que les pidió Javier Milei: «Si la directiva presidencial hubiera sido buscar un acuerdo, habríamos intentando bajar el monto, pero fue que teníamos que ganar», aseguró.

Nicolás Gandini: -Cuando ustedes arrancan o hacen esa especie de introducción o diagnóstico del caso, heredan una sentencia negativa por 16.000 millones de dólares. ¿Cuáles son los elementos que ven y cómo arman esa estrategia?

Juan Ignacio Stampalija: -Voy a hacer una pequeña aclaración. Nosotros asumimos en febrero del año pasado. En el primer año del gobierno del presidente Milei la defensa estuvo a cargo principalmente de Andrés de la Cruz, siempre liderado por María Ibarzábal y todo el equipo jurídico del gobierno. Cuando asumió el gobierno se acababa de recibir este fallo que básicamente era el peor fallo que podía recibir la República. La jueza había fallado en contra de Argentina en el peor escenario posible. Primero había fallado en contra en lo jurisdiccional, después en el fondo y en los intereses adoptó el peor criterio para la Argentina, en daños había adoptado el peor criterio para la Argentina. era un fallo que había plasmado el peor escenario posible en contra del país.

Hay que tener presente que el ratio de revocaciones de la Cámara de Apelación del Segundo Circuito respecto de fallos de primera instancia ya de por sí es bajo, es alrededor de 15%, y en el caso particular de fallos de la jueza Preska es todavía menor, 7 u 8 por ciento. El escenario claramente no era un fácil. Con respecto a lo jurídico, a lo estrictamente jurídico, en el gobierno estábamos convencidos de que ese fallo estaba mal porque era un fallo de derecho argentino y se aplicaba el derecho argentino de una forma que creemos nosotros —y ahora también cree la Cámara de Apelaciones— que era incorrecto de acuerdo al derecho argentino.

Entonces se trabajó partiendo de la idea de que había que revertir ese fallo, pero que no alcanzaba solo con esa cuestión. Entonces ahí se trabajó sobre tres o cuatro ejes. Por eso lo que dijo la doctora Ibarzábal respecto a una estrategia multifocal o multidimensional. Primero nos parecía clave atacar una cuestión que era el daño reputacional que la Argentina tenía ante los tribunales de Estados Unidos. La Argentina ya por casos de holdouts e inclusive anteriores, para que te des una idea, el leading case sobre si las cuestiones de deuda soberana tienen inmunidad o no es un caso argentino de la década del 80 en Nueva York.

Entonces, una cuestión era atacar esa noción, demostrar que la Argentina era un país distinto, que asumía el presidente Milei, que es un país que se quiere integrar al mundo, que juega de acuerdo a las reglas procesales del sistema y de eso se derivaban muchas cosas. Una cuestión que se derivó, sin duda, fue intentar a toda costa que el país no fuera declarado en desacato. Burford inició una campaña de discovery —después si querés podemos verlo más en detalle— muy agresiva, que si vos me preguntás a mí, el único objetivo que tenía era que la Argentina incumpliera para pedir el desacato y generar el daño reputacional. Ellos sabían que no iban a encontrar bienes, nunca buscaron bienes, buscaban el daño reputacional. Entonces, una cuestión fue atacar eso, demostrar que el país iba a cumplir, iba obviamente a cuestionar lo que no estuviera de acuerdo, pero lo iba a cumplir.

NG: -La Argentina tiene antecedentes que lamentablemente no juegan a favor en términos de percepción de la justicia. ¿A ustedes les pidieron hacer todo lo posible para neutralizar esa percepción?

JIS: -Exactamente. Y parte de eso fue evitar el desacato a toda costa. Estar más de 2 años intentando cumplir y cumpliendo con el discovery para evitar esa declaración de desacato. Luego, también relacionado con el tema reputacional, tuvimos que demostrar que los argumentos que teníamos eran serios, eran válidos y no solo porque lo dijera la Argentina, sino también porque otros países apoyaban la posición argentina. Ahí se consiguieron amicus curiae en distintos momentos del juicio. En algunos casos fueron Estados, en otros casos también hubo asociaciones, ayudaron también a mostrar la fortaleza de los argumentos argentinos. La Argentina no estaba sola en lo que estaba argumentando, sino que Uruguay, Brasil, Chile, Ecuador, después el Departamento de Justicia de Estados Unidos, Israel, Francia, Italia, un montón de países, y asociaciones como la AmCham, como la American Bankers Association. Hubo distintos actores de distintos tipos diciendo: «Esto que está pasando está mal y la Argentina tiene razón». Eso consolidó nuestra posición. También se presentaban académicos de derecho privado, derecho público, académicos de derecho internacional norteamericanos. Todo eso demostró que los argumentos de la Argentina no tenían sentido solo para la Argentina.

NG: -¿Ustedes pusieron mucha energía para tratar de encontrar a esos actores?

JIS: -Exactamente. Es mucho trabajo hacer contacto, explicarles el caso, convencerlos. Obviamente los amicus lo hacen individualmente, pero había que presentarles el caso, decirles lo que estaba pasando, por qué nos parecía que esto era un problema. Y también, y esto es muy importante, también explicarle al gobierno de Estados Unidos que esto era un mal precedente para Estados Unidos, para la justicia de Estados Unidos, que esto que está pasando podía eventualmente llevar a que jueces de otros países fallen en contra de Estados Unidos.

NG: -¿Eso por qué? Desde afuera uno siempre vio que estaba la figura esta de que la justicia norteamericana se estaba extralimitando en los alcances de lo que estaba regulando. Si Burford compra el derecho a litigar de Petersen Energía una vez que esa sociedad va a la quiebra y lo negocia con el síndico, hubiese venido a litigar a la Argentina y te hace un juicio y te lo gana está en su derecho. En Estados Unidos era más complicado: una empresa española creada por un grupo argentino, muchos elementos muy forzados.

JIS: -Lo que vos decís tiene que ver con lo jurisdiccional. Después acá se hizo una interpretación de que en realidad no había inmunidad porque lo que se discutía no era la expropiación, sino el hecho de no haber hecho la OPA, lo cual es una distinción que es discutible. Después está el hecho de que una jueza norteamericana aplica el derecho argentino sin que exista ningún precedente argentino que le dé la razón y que encima lo haga de la forma en que lo hizo. Después siguió la orden de entrega de las acciones de YPF. Imagínate el mismo caso, pero respecto de otro país, supongamos de Estados Unidos, supongamos que un juez argentino le haga eso al gobierno norteamericano. Lo que nosotros buscamos fue explicar eso, transmitir eso.

Y por último, como último eje, yo diría, está el tema de la narrativa. Burford había instalado una narrativa muy naíf: son los pobres inversores que fueron perjudicados por la Argentina. Eso estaba muy instalado en la prensa, en Estados Unidos y en la Argentina. Nosotros tuvimos que explicarle al tribunal que esto no tenía nada que ver con la privatización que ocurrió en los 90, que fue cuando la Argentina buscó capitales en la bolsa de Nueva York. Estos son hechos que ocurrieron 15 años después, que no ocurrieron en Estados Unidos, que los grupos involucrados poco tenían que ver con la bolsa de Estados Unidos, que eran argentinos que crearon una empresa, que hicieron un deal totalmente privado, además de muy cuestionado. Había que romper con ese relato de victimización de ellos y eso también nos implicó hablar más del caso.

Nosotros salimos a empezar a comunicar mucho más fuertemente todo lo que estaba pasando porque nos dábamos cuenta que ellos habían copado la narrativa, tanto en Estados Unidos como en la Argentina. En la Argentina la narrativa podía ser: «Por favor páguenles, arreglen, terminen con este tema». En Estados Unidos era el tema de los inversores neoyorquinos. Toda la estrategia siempre liderada por el presidente, por María Ibarzábal y con todo el gobierno, porque repito, todo el gobierno tenía que trabajar en esto. No es que lo hizo solo la Procuración ni solo Legal y Técnica. Necesitábamos que Cancillería en cada encuentro que hubiera en el mundo explicara lo que estaba pasando, que el Ministerio de Economía también. Y así se fue generando todo esto que me parece que llevó a este resultado positivo.

NG: -No me había detenido en eso, en esta cuestión de pelear la narrativa o el storytelling. A veces como periodista que hace un montón de años cubre este caso, uno se había acostumbrado que la Procuración, en pos de evitar cualquier tipo de filtración, había tomado una posición muy para adentro en otros gobiernos. Entonces, era muy difícil como periodista poder tener una conversación con una fuente en off o en on para informarse. Es verdad que ustedes cambiaron esa posición

JIS: -Yo entiendo lo que hizo la Procuración antes. Es muy difícil. Yo creo que fue una de las partes más difíciles de mi trabajo. Aquí está Beatriz de Morra, que es la responsable de prensa de la Procuración, es con la persona con la que más me peleé en términos de trabajo. Entre todos fuimos encontrando ese dificilísimo camino para comunicar sin perjudicar el caso, sin decir de más. No es fácil, pero creo que lo conseguimos. Y también en Estados Unidos se hizo la comunicación y creo que todo eso contribuyó para que la gente entienda el caso, porque es un caso complejísimo y si no lo que terminaba pasando era que estaban estos algunos tuiteros disfrazados de imparciales que no eran imparciales, que lo que estaban haciendo en el fondo era instalar el relato de Burford. Ellos venían acá, hacían ruedas de prensa con periodistas, tenían su agencia de prensa, tenían su vocero y nosotros estábamos regalándoles ese espacio y me parece que fue importante dar esa lucha y ayudó.

NG: -Es cierto, porque además Burford tenía su propia agencia de comunicación tratando de intervenir sobre la agenda de manera profesional. También es cierto que este caso se politizó tanto que incluso aquellos actores que eran muy críticos del kirchnerismo tomaban este caso para justamente atacar a la gestión kirchnerista, sin atender que de alguna manera que el caso es muy estrambótico, muy forzado. Estos intangibles que acabás de definir, la narrativa, pelear la narrativa, pelear lo reputacional en Estados Unidos, ¿cuánto incidió?

JIS: -Hay que hacer una distinción que es muy importante. Una cosa son los argumentos y otra es la estrategia jurídica. No es lo mismo. Los argumentos son parte de la estrategia. Muchos de los argumentos fueron los mismos a lo largo de la defensa por un motivo muy simple: porque son ciertos, porque son lo que el derecho argentino es sobre determinados puntos. O sea, que alguien piense que se pueden inventar el derecho de la nada me parece que es incorrecto. La mayoría de los abogados argentinos sabía cuáles eran los argumentos principales. Después sí se puede hacer una vuelta de tuerca o un retoque a los argumentos, de hecho se hizo, pero los argumentos fueron los que fueron y fueron los correctos. Ahora, estamos ante un caso ante tribunales norteamericanos. Ese era otro desafío muy importante que era hacer entender el derecho argentino a jueces norteamericanos. Entonces ahí yo sí creo que todas estas cuestiones eran claves porque estaba la tentación de que la Cámara de Apelaciones dijera: «Ya de por sí no solemos revocar fallos de primera instancia, menos de esta jueza». Es lo que dijo el juez que votó en disidencia: «La jueza estudió este tema muchos años, supongo que no se debe haber equivocado y por deferencia la jueza resuelve».

NG: -Se alineó completamente.

JIS: .Se alineó completamente sin un análisis crítico. Para nosotros era importante que los jueces entendieran la importancia del caso, que este no era un caso fácil, que involucraba repercusiones más allá de la decisión concreta como precedente, como daño a la Argentina, como posible potencial daño a otros soberanos. Entonces creíamos que todo esto también iba a despertar interés en los jueces para hacer algo que no suelen hacer, que es estudiar el derecho de otro país. Y los jueces del voto de la mayoría lo hicieron y por eso lo resolvieron así. Entonces yo creo que todo esto fue crucial. Si no, este podría haber sido un caso más en el docket donde se confirma la sentencia, por ser complejo desmenuzar todo esto. Pedirle a un juez norteamericano de apelación que estudie derecho argentino y que resuelva un caso de esta envergadura aplicando el derecho argentino no es fácil.

NG: -Todos los incentivos por ahí los tenés alineados para que no se metan.

JIS: -Inclusive, esto fue algo muy importante de la estrategia cuando estábamos interviniendo nosotros 100%, que fue cuando fue la audiencia de apelación en octubre. Primero se presentan escritos, que se hizo durante la gestión de Andrés de la Cruz, pero después tenés la audiencia y ahí tuvimos bastante suerte porque logramos un acuerdo para tener media hora por parte, pero en general la regla es 10 minutos por parte. Te jugás 16.000 millones de dólares en 10 minutos. Por suerte tuvimos media hora, de los cuales el abogado habla unos minutos y le empiezan a hacer preguntas los jueces. Ahí había que tomar una decisión estratégica muy seria: nosotros teníamos seis o siete argumentos en apelación y estaba clarísimo que no se podían desarrollar todos en la audiencia. Vos tenías argumentos que eran de derecho norteamericano, sobre todo los que tenían que ver con la jurisdicción —esto de que no se tendría que haber tratado en Estados Unidos—, los de cortesía internacional y los que tenían que ver con cómo calcular la conversión entre pesos y dólares. Y después tenías los argumentos de derecho argentino, los que tenían que ver con la responsabilidad.

Era muy tentador ir a los argumentos de derecho norteamericano, a los temas jurisdiccionales y a la judgment day rule, que es esto de la conversión, porque se piensa que es lo único que le va a interesar al tribunal. ¿Cuál era el problema? El problema es que los argumentos jurisdiccionales a 10 años de avanzado el juicio costaba pensar que la Cámara dijera: «Bueno, ahora váyanse a discutir esto a la Argentina». Y la judgment day rule, si bien era un escenario favorable para la Argentina, implicaba una admisión de responsabilidad. Entonces uno también se tenía que preguntar: una Cámara de Apelaciones que está convencida que la Argentina fue responsable y que tiene que pagar, ¿va a ponerse a cambiar el monto?

Entonces se tomó una decisión estratégica fuerte: la Argentina tiene que discutir la responsabilidad y tiene que discutir las cuestiones de derecho argentino. Nuestro abogado lo primero que dijo en la audiencia es: «Vamos a discutir esto». Y eso fue muy importante porque creo que nadie lo esperaba, la otra parte no lo esperó en la audiencia. Yo me fui 10 días antes a Nueva York a trabajar con nuestros abogados derecho argentino, porque ellos son los mejores abogados en derecho norteamericano, pero se tenían que poner con el derecho argentino. Estuvimos estudiando, explicando derecho argentino días y días y así salió el fallo. Esa es la satisfacción de cuando tomás decisiones que son difíciles y después al final del día puede salir mal o pueden salir bien, pero salieron bien y eso es muy gratificante.

NG: -¿Esa decisión se consensuó a nivel presidencial? ¿El presidente estuvo al tanto o es una decisión que tomó la Procuración?

JIS: -El presidente desde el principio bajó una orden: hay que defender esto con uñas y dientes. Esa es la decisión política del presidente. Después los tecnicismos de cómo eso se traduce en el juicio son decisiones que se tomaron junto a María Ibarzábal como cerebro jurídico de la Presidencia, nosotros y también los abogados de Estados Unidos. Sabíamos cuál era la directiva. Si la directiva presidencial hubiera sido buscar un acuerdo, habríamos intentado bajar el monto, pero la directiva fue que teníamos que ganar. Por eso también seguimos ese camino, además de que nos parecía lo jurídicamente correcto. Fue un trabajo en equipo de todos.

NG: -Recién hacía referencia a toda esta defensa mientras al mismo tiempo había que estar gastando energía frente a los ataques de Burford que pedía un discovery. ¿Cómo hicieron ese control de daños? Porque es muy difícil estar definiendo una estrategia para jugar el partido en la Cámara, pero al mismo tiempo estar pendientes de no caer en desacato.

JIS: -Te diría que fue casi de lo más desafiante que nos tocó. Fue muy difícil porque al principio los pedidos pedían bienes argentinos en el extranjero y la verdad es que no hay bienes ejecutables. Empezaron a pedir las cuentas de las embajadas que están protegidas, pero fue muy desafiante. Se involucró a muchísimas personas de todo el gobierno porque pedían información de los ministerios, cuentas de los ministerios y lo que fue realmente el colmo fue que empezaron a pedir información respecto de bienes que había en la Argentina. Después chats y comunicaciones personales de funcionarios. En todos los casos la jueza concedía esas medidas.

Fue muy desafiante porque implicó que los equipos de los ministerios tuvieron que perder horas y horas de su trabajo juntando esta documentación. También fue difícil para mí tener que ir y explicarle a los ministros: «Está pasando esto, estamos intentando cumplir», y que te digan: «Pero esto es una locura». Vos tenés que decirle: «Yo lo sé y lo estamos discutiendo, pero en el mientras tanto es importante no quedar en desacato, no pegarnos este tiro en el pie». Imaginate cuando tuve que tener las conversaciones por los dispositivos y los mails personales. Tuve que hablar con los funcionarios personalmente y pedirles que cumplamos con esa orden. Hubiera sido para mí políticamente lo más fácil decir: «Y bueno, me están pidiendo los celulares, no lo cumplimos». Pero realmente nosotros pensábamos que esto era clave para no llegar a la audiencia de apelación con una decisión en desacato. El gobierno comprendió esto, el presidente comprendió esto y dio la orden de que vamos a cumplir con esto. Hoy visto en retrospectiva, tomamos una decisión buena, pero fue muy desgastante.

NG.: Argentina tiene tantos devenires que uno está atajando lo urgente, y eso es lo que buscaba la otra parte

JIS: Buscaban desgastarnos. Ellos tenían cuatro estudios; tenían un estudio solo para discovery. Ese estudio estuvo machacando todo el tiempo. Nosotros teníamos nuestro estudio y el trabajo de la PTN, pero el objetivo de ellos era sacarnos recursos. Gracias a Dios no les alcanzó, pero era difícil estar lidiando con tantas cuestiones al mismo tiempo. La Argentina produjo más de 115.000 hojas de documentos en discovery. Una de las cosas más lindas que me tocó fue cuando salió el stay de discovery. El stay de discovery era una medida con muy pocos precedentes en Estados Unidos. Muchos nos decían: «Es muy agresivo, por ahí no conviene hacerlo». Tomamos la decisión de decir que hasta acá llegó y salió bien.

NG: -Uno de los ejes fue tratar de revertir la imagen reputacional que tiene la Argentina. En estos días se buscó el título de hasta dónde incidió la relación que tiene Javier Milei con Donald Trump tratando de interpretar bajo ese prisma este fallo. ¿Ese elemento incidió?

JIS: -Primero te voy a decir algo que no es para nada jurídico, pero es lo siguiente. Yo fui a audiencias, estuve en esas audiencias, tuve que enfrentar a la jueza y a los jueces en la Cámara de Apelaciones. A mí me daba cierta tranquilidad ser en ese momento el representante del gobierno argentino, de este gobierno. Me hizo sentir mucho más seguro ser el representante de un gobierno aliado de Estados Unidos y no de un gobierno aliado de Irán y de Venezuela. Eso creo que es muy claro. Ahora, no quiere decir que la haya pasado bien en todas las audiencias por eso, pero para mí es importante por lo reputacional.

Después, como posiblemente vos sepas, hubo varias instancias en las cuales el Departamento de Justicia de Estados Unidos se presentó apoyando la postura argentina. Y ahí yo creo que el hecho de que exista una relación cercana fue lo que nos permitió explicar al Departamento de Justicia lo que estaba pasando jurídicamente —porque era una explicación jurídica y diplomática— y que se fueran concretando esos apoyos. Ahora, si nosotros le hubiéramos pedido una locura, si nuestra posición jurídica hubiera sido insostenible, tampoco hubieran ocurrido. Es una mezcla, pero sin dudas que el alineamiento estratégico te abre la puerta, hace que te escuchen, pero después es una decisión técnica. El Departamento de Justicia de Estados Unidos no se presenta para decir cualquier cosa.

Cuando se dio la discusión sobre inmunidad durante el gobierno de Macri y de Trump, el DOJ de ese momento se presenta en contra de la postura argentina diciendo: «Argentina no tiene inmunidad». Y durante el gobierno del presidente Milei se presentaron cinco veces, una incluso durante el gobierno de Biden y las cuatro seguidas durante el gobierno de Trump, en las cuales se apoyó jurídicamente la posición de la Argentina. Entonces, repito, cuando tenés un problema reputacional, que el gobierno de Estados Unidos con argumentos jurídicos serios venga y diga que la Argentina tiene razón y además esto es malo para Estados Unidos, y que hagan lo mismo otros países soberanos y que lo haga la AmCham y la American Bankers Association, te da un respaldo que antes no tenías. Ya no estás solo en la lucha. Yo ya no sentía que esto era un tema solo de la Argentina. Obviamente era lo más importante, pero te da un respaldo, te demuestra seriedad y yo no sé si en otro momento o bajo otro gobierno esto se podría haber logrado. Por eso también siempre digo el agradecimiento a la Cancillería, a la Embajada en Estados Unidos, a todo, porque fue un trabajo de todos de explicar esto.

NG: -¿Podés buscar algún tipo de paralelismo? ¿Es un caso de los cuales hay muchos en el mundo o en la justicia norteamericana?

JIS: -Esta era la condena más grande contra un soberano en la historia de Estados Unidos. Este era el caso, incluyendo soberanos y no soberanos, más grande de la historia del Segundo Circuito, que es el de Wall Street, que no es un lugar que tenga casos particularmente pequeños. Y en todo el mundo es el segundo caso más grande en la historia contra un soberano que tenga una condena. El más grande es uno contra Rusia, un laudo arbitral. Y este es de los cinco más grandes de la historia de Estados Unidos.

Eso es lo que se logró. Eso también te da una medida de lo grave que era la situación que enfrentábamos y por eso tenemos que estar todos los argentinos muy contentos con lo que acaba de pasar, porque se logró un éxito que es histórico, que es realmente histórico y que yo creo que muy pocas personas pensaban que iba a pasar. Hoy la victoria tiene muchos padres, tiene mucha gente que dice: «Yo dije que esto iba a pasar», pero yo no sé si recordás la cobertura de esto hace un año o un año y medio. Por ejemplo, cuando salió el año pasado la orden de entrega de las acciones de YPF, había muchos que decían: «Ahora tenemos que pagar. Si les pagamos 8.000 millones se termina». Había mucha presión sobre el gobierno para decir: «Van a perder y tienen que matar este tema». Y por eso vuelvo sobre la decisión política del presidente con uñas y dientes: tenemos que intentar ganar, tenemos que lograr que el fallo dé cero porque tenemos razón y porque es lo mejor para la Argentina.

NG: -Cuando salió esa orden de entregar las acciones de YPF, nosotros hicimos un capítulo de Dínamo. En ese momento hubo opiniones que decían: «Che, esto ya viene mal. La tendencia indica que va a salir mal, asumámoslo y salgamos a negociar». Quienes proponían eso lo proponían desde un lugar de defensa de los intereses argentinos. Era muy complicado pensar que esto se podía dar vuelta.

JIS: -Había mucha gente que de buena fe pensaba que lo mejor era resolver el tema a través de una negociación que igual hubiera sido muy gravosa para la Argentina, pero que obviamente frente a los 18.000 millones era un mal relativamente menor. Pero bueno, se tomó esta decisión política, jurídica y se llevó adelante y gracias a Dios hoy tenemos este fallo.

NG: -Siempre se sospechó que detrás del reclamo de Burford había algún acuerdo con el Grupo Eskenazi, que era el dueño de Petersen Energía, una especie de acuerdo de earn-out, es decir, me llevo una parte de lo que ganes vos. Incluso se cuantificó ese presunto porcentaje en 30%. ¿Ustedes tienen algún elemento para interpretar esa cuestión de fondo?

JIS: -Lo que se sabe, porque está en el expediente, es que Burford compró el 70% del fallo, es decir, el 30% restante si se cobrara iba a ir a la quiebra de Petersen. Esto no quiere necesariamente decir que iba a ir a las empresas. ¿Por qué? Porque esa quiebra tiene acreedores. Nosotros teníamos perfectamente estudiado que si se hubieran pagado 18.000 millones, alrededor de 3.000 millones iban a ir a los dueños originales de las empresas, al equity de esas empresas, porque se pagan primero los acreedores y lo que sobra va al equity. Entonces eso es lo que se sabe. Después hay un tema que es muy delicado y nunca se logró que la jueza no diga quiénes son los beneficiarios finales del fallo.

Burford, y esto sí es sabido, vendió partes del fallo; no sabemos a quiénes se los vendió. Y esto para mí era un tema muy delicado; es algo en lo que trabajamos mucho, hay muchas cuestiones en las que trabajamos que no tomaron estado público por distintos. Ese es un tema que creo que además es un problema del sistema. Vos no podés tener un fallo y no saber quiénes son los beneficiarios finales. Te pongo un ejemplo del discovery: nos pedían cuestiones sobre las reservas de oro del Banco Central, sobre el swap con China. Entonces vos le decías al tribunal: «¿A quién se la estoy dando?». La jueza dice: «Bueno, si ellos malusan esa información después habrá algún remedy«. Pero el tema es que yo no sé quiénes son ellos; yo sé quiénes son los abogados, yo sé quién es Burford, pero no sé quiénes son los beneficiarios del fallo final.

Entonces si mañana hay una empresa X o un banco X operando en el mercado financiero porque tiene información que es confidencial y que ningún otro operador tiene, no es un tema menor. Pero bueno, esto es un agujero en el sistema, sobre todo en Estados Unidos que se permiten estos acuerdos de financiamiento sin saber quiénes son los beneficiarios reales y últimos del fallo. Esto es sin dudas un problema porque imagínate que hubiera habido que pagar. ¿Cómo no vas a saber a quién le estás pagando? Somos un Estado soberano. Mira si yo le estoy pagando a alguien que se está beneficiando de la corrupción u otro; es realmente un problema muy serio que gracias a cómo salió el caso hoy por ahí no está tan en el tapete, pero nosotros es un tema que trabajamos mucho.

NG: -La Argentina tiene por delante varios proyectos de infraestructura para aumentar la producción de petróleo. Tiene el Vaca Muerta Sur, tiene proyectos de LNG como el de Southern Energy e YPF tiene el proyecto Argentina LNG. Todos esos proyectos van a necesitar financiamiento y uno sabe que este caso de Burford siempre era una especie de fantasma que cuando aparecía todo el mundo se ponía muy tenso y el financiamiento se complicaba. ¿Crees que el fallo despeja esta situación a ese tipo de negociaciones?

JIS: -Yo no soy un abogado transaccional, creo que por ahí esto lo tienen que responder otras personas que están involucrados a esos proyectos, pero bueno, lo dijo el otro día el presidente: se pagó un daño reputacional, riesgo país. Este juicio era parte de eso. Fantasma, nubarrones, estaba ahí y me alegra mucho que hoy por lo menos eso se haya despejado y que la Argentina pueda desarrollar todo el potencial que tiene por el bien de todos los argentinos.

, Redacción EconoJournal

Pampa Energía emitió una nueva serie de Obligaciones Negociables por US$200 millones a tres años con el objetivo de avanzar en sus desarrollos en Vaca Muerta. La compañía está enfocada en incrementar su producción de gas natural y consolidarse como uno de los mayores productores del país pero, además encara un desarrollo en la ventana del shale oil que le demandará la mayor inversión comprometida.

La empresa había lanzado la operación por US$100 millones, ampliable al doble de volumen, pero recibió ofertas por más de US$425 millones, es decir más de cuatro veces el monto inicial y más del doble del finalmente emitido. El factor de prorrateo fue de 87,7279%.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Se trata de una colocación destacada en el mercado local por el monto alcanzado, el plazo obtenido y la tasa lograda. Refleja la confianza del mercado en Pampa y nos permite seguir mejorando nuestra estructura de financiamiento para acompañar nuestros planes de inversión»

El capital de las Obligaciones Negociables Clase 27 será amortizado en un único pago en la fecha de vencimiento del 1 de abril de 2029. Además, la emisión recibió de FIX la calificación “AAA(arg)” con perspectiva Estable, que representa la máxima calificación crediticia en la escala local.

Esta colocación se da en un contexto de alta actividad para las energéticas en el mercado de deuda, sumándose a emisiones recientes de otras firmas del sector que buscan aprovechar la ventana de financiamiento local para infraestructura. La capacidad de la empresa para «estirar» plazos hasta 2029 con una tasa inferior al 6% se interpretó como una muestra de confianza de los inversores en la sostenibilidad del plan de negocios de la operadora.

A fines de 2025, la empresa colocó un bono internacional por US$ 450 millones con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125 por ciento. La operación, que recibió una demanda tres veces superior al monto ofrecido, tuvo como dato destacado el plazo de 12 años que convalidó el mercado.

El objetivo shale oil de Pampa

La totalidad de los fondos se destinará a financiar el plan de inversiones en el segmento de shale oil, específicamente para acelerar el desarrollo del yacimiento Rincón de Aranda. Para este bloque en Vaca Muerta, Pampa Energía formalizó la solicitud de ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con un desembolso estimado de US$ 4.500 millones, lo que representa la mayor asignación de capital en un solo activo en la historia de la compañía.

Esta decisión estratégica de presentarse al RIGI se consolidó tras la reciente adecuación normativa que habilitó la inclusión de actividades de upstream al régimen de incentivos, permitiendo a la operadora unificar la inversión inicial en infraestructura con el plan de perforación y completación de más de 100 pozos en el área.

Con el objetivo de alcanzar una meseta de producción de 45.000 barriles diarios hacia 2027, la firma que preside Marcelo Mindlin proyecta para este año una inversión de US$ 770 millones destinada a la construcción de una Planta Central de Tratamiento (CPF) y la extensión de ductos de evacuación que conectarán el yacimiento con los sistemas troncales, incluyendo el futuro oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).

Actualmente, el yacimiento ya opera con una planta temporal que permitió elevar la producción desde niveles marginales a principios de 2025 hasta los 19.000 barriles diarios registrados en el primer trimestre de este año.

, Ignacio Ortiz

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó este martes en el Boletín Oficial para formalizar los nuevos cuadros tarifarios para los los usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y las empresas de transporte eléctrico que entrarán en vigencia partir del 1° de abril. El porcentaje de aumento en cada factura dependerá del nivel de consumo y categoría de ingresos de cada hogar y de los márgenes de distribución y transporte de las empresas.

Los nuevos marcos tarifarios se encuadran en el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Este lunes el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) también publicó los nuevos valores con una reducción en el precio del gas de abril.

Los valores de los cuadros tarifarios alcanzan a los usuarios residenciales, comerciales e industriales y también a los clubes de barrio, entre otras entidades, que están bajo el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

En tanto, la suba para abril del Costo Propio de Distribución (CPD) para las distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se concentra el mayor consumo del país, es de 2,04% para Edenor y 1,98% para Edesur respecto de marzo, según lo expresan las resoluciones del ENRE 197 y 198.

Gas: leve baja en las tarifas a nivel nacional

En tanto, fuentes de la Secretaría de Energía indicaron que “abril trae una baja promedio del 5,66% en las facturas de gas a nivel nacional” y que la variación responde a dos factores principales. Por un lado, “la caída del PIST (Precio del Gas en el Punto de Ingreso al Sistema) en pesos por efecto del tipo de cambio, que reduce el costo del gas en el sistema”.

Por otro lado, “la aplicación del subsidio del 50% al gas por red (por el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados), que impacta principalmente en los usuarios con asistencia”. “La combinación de precios más bajos del gas y focalización de subsidios permite amortiguar el impacto en facturas”, destacaron en la cartera a cargo de María Tettamanti.

En el caso del gas, los nuevos cuadros tarifarios tienen en cuenta el Precio Anual Uniforme (PAU), un valor promedio anualizado que tiene la intención de suavizar el impacto en el bolsillo de los usuarios durante los meses de mayor consumo. La idea es que el valor del precio del metro cúbico sea constante en todo el año generando una tarifa más plana, evitando un incremento en los meses de invierno por la alta estacionalidad.

El Enargas actualizó de este modo los cuadros tarifarios de las compañías reguladas de gas natural como Metrogas, Naturgy, Camuzzzi, Litoral Gas, TGS, TGN, Gas Cuyana, Redengas, entre otras.

Nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados

El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados reemplazó a la segmentación tarifaria que dividía a los usuarios en tres niveles por un nuevo esquema de subsidios que sólo contempla dos grupos: los usuarios con y sin subsidios.

Además, se redujo de 3,5 a 3 Canastas Básicas Totales (CBT) el tope de ingresos que se considera por hogar para poder acceder a los subsidios. En marzo, la canasta fue de $1.397.672, es decir, el tope de ingresos fue de $ 4.193.016 por hogar.

En el mecanismo del SEF se incluyen no solo los subsidios a la electricidad y el gas natural que están bajo jurisdicción nacional sino también al GLP en garrafas de 10 kilos y al gas propano distribuido por redes.

Según detallan las resoluciones de este martes del ENRE, el incremento para abril forma parte de lo fijado por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada en 2025 y por las variaciones del Índice de Precios al Consumidor (IPC) de febrero de 2,9% y por el índice de Precios Mayoristas (IPIM), que fue de 0,98% en el mismo mes.

Además de Edenor y Edesur, las resoluciones establecen los nuevos valores para los márgenes de distribución de Epen, Districuyo, DPEC (Corrientes), Edersa, y para lastransportistas Transener, Litsa, Transba, Transnpa, Transnea, Transnoa, Transcomahue, Enecor, entre otras.

, Roberto Bellato

El precio internacional del petróleo volvió a escalar con fuerza este lunes. El Brent superó los 116 dólares por barril en las primeras horas de la jornada, impulsado por una nueva oleada de ataques de Irán sobre infraestructura estratégica en Medio Oriente, lo que reavivó temores sobre el abastecimiento global de crudo y derivados.

La suba es seguida de cerca por los principales actores del mercado petrolero local, que esta semana deberán definir una variable clave: el precio del barril doméstico para abril.

Del lado de la oferta, el foco está puesto en los productores no integrados entre los que figura Vista Energy, Pluspetrol, CAPSA, Tecpetrol, CGC, Chevron y Phoenix Global Resources, entre otros.

Del lado de la demanda, la atención se concentra fundamentalmente en las refinadoras puras como Raízen, que comercializa la marca Shell en el país, Trafigura, y en menor medida en compañías integradas como YPF y Pan American Energy (PAE).

Un mercado operando sin precio definido

En rigor, el mercado ya viene funcionando bajo un esquema transitorio. Raízen —que opera la refinería de Dock Sud— está recibiendo crudo desde el 15 de marzo sin un precio definido con sus proveedores.

En términos regulatorios, el nuevo marco inaugurado tras la Ley Bases —que introdujo cambios en el artículo 6 de la Ley 17.319— establece que ese petróleo debería pagarse a precio de paridad de exportación.

Sin embargo, en la práctica, fuentes privadas del sector advierten que ese criterio es difícil de aplicar de forma directa en el mercado doméstico actual. Por eso, el precio final del crudo que procesen las refinadoras surgirá, una vez más, de una negociación entre privados que debería encauzarse esta semana, en el cierre de marzo, de cara a definir cuáles serán los precios locales del crudo que entrarán en vigencia a partir del 1º de abril.

El límite: lo que permite el surtidor

El principal condicionante es el precio de los combustibles en el mercado local. A pesar de que en las últimas semanas los surtidores registraron aumentos de entre 15% y 18%, el valor actual de la nafta y el gasoil todavía no convalida un barril a paridad de exportación si se toma como referencia un Brent por encima de los 100 dólares.

Según fuentes privadas consultadas por EconoJournal, el precio doméstico hoy permite reconocer un valor del crudo Medanito de Vaca Muerta entre US$85 y US$90, en un rango compatible con los valores actuales de surtidor y con márgenes de refinación ajustados pero todavía operables.

El interrogante hacia adelante es cómo seguirá aterrizando el precio interno del petróleo en función de si se establece o no un sendero entre productores y refinadores que permita ir mejorando el precio interno del petróleo en función de lo que se pague en las estaciones de servicio.

En ese plano, es clave saber si en abril se registrará una nueva suba de doble dígito del precio de combustible como sucedió en marzo o si el Gobierno buscará reducir esa cifra en no más de un 5 o 6 por ciento mensual.

Diferencias contractuales

La negociación también está atravesada por las particularidades comerciales de cada refinadora.

Raízen define el precio del crudo en ciclos de 30 días que corren a partir del 15 de cada mes. El período actual comenzó el 15 de marzo y se extenderá hasta el 15 de abril.

Trafigura, en cambio, opera con esquemas mensuales calendario, por lo que deberá definir esta semana el precio de compra para todo abril.

La apuesta oficial: acuerdo sin intervención

El Gobierno sigue de cerca la dinámica, aunque por ahora optó por no intervenir directamente en el mercado. La apuesta es que productores y refinadores alcancen un acuerdo comercial que evite tensiones mayores y que puedan complicar el suministro de nafta y, fundamentalmente, de gasoil de cara al arranque de la cosecha gruesa en abril.

En ese contexto, el abastecimiento de gasoil aparece como el principal foco de preocupación. El precio del heating oil —referencia internacional para la importación de gasoil— viene registrando subas incluso superiores a las del crudo, lo que encarece la reposición de producto en el mercado local.

A eso se suma una mayor demanda desde Asia, que está absorbiendo volúmenes relevantes de ese derivado, lo que complejiza aún más el escenario de abastecimiento. Por eso, el foco del mercado de refinación está puesto hoy en garantizar la oferta de gasoil.

El objetivo implícito sigue siendo que el precio interno converja gradualmente hacia niveles internacionales, pero sin trasladar en forma directa todo ese impacto al surtidor.

Una discusión recurrente

La actual desconexión entre el precio local y la referencia internacional no es una novedad. Por el contrario, fue una constante en el mercado argentino durante la última década.

Incluso durante la gestión de Alberto Fernández, la industria desarrolló mecanismos informales de autorregulación, en los que se definía un precio de referencia interno mientras se mantenía la paridad de exportación para los saldos exportables. Ese esquema, con matices, sigue vigente.

El desafío: coordinar sin árbitro

Uno de los principales desafíos que enfrenta el mercado esta semana es lograr que la interlocución entre privados fluya con suficiente velocidad y eficacia para cerrar un acuerdo antes de fin de mes -en la práctica, este martes- , o al menos definir un esquema que permita administrar la volatilidad del precio internacional en abril.

La dificultad no es menor: se trata de la última semana de marzo, el momento en el que debe quedar definido -o encaminado- el precio al que se comercializará el crudo el mes próximo.

Ese proceso, además, se da sin un liderazgo claro. Por un lado, el Gobierno nacional se mantuvo prescindente de esta agenda, a diferencia de lo ocurrido en administraciones anteriores donde solía oficiar como articulador del mercado.

Por otro, tampoco emergió hasta ahora un rol activo de YPF como principal jugador del sector. La compañía, que históricamente funcionó como ordenador de precios y coordinador informal entre actores, no avanzó por el momento en la generación de una mesa o canales de negociación para encauzar la discusión.

Lo que está en juego

El interrogante ahora es doble. Por un lado, si todos los productores estarán dispuestos a resignar parte de la renta para cerrar un acuerdo con las refinadoras. Por otro, en qué nivel se ubicará ese consenso.

La discusión de fondo pasa por definir quién captura la renta inesperada en el mercado petrolero en un contexto de precios internacionales elevados: si los productores, los refinadores o los consumidores.

En lo inmediato, el mercado deberá resolver si el barril doméstico se ubica más cerca de los 85 dólares o de los 90. Un rango que, en definitiva, marcará el equilibrio entre precios en surtidor, rentabilidad del upstream y necesidad -o no- de intervención estatal.

, Nicolas Gandini

Los contratos futuros del Brent, el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, tocaron este lunes su precio más alto desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente. El conflicto militar iniciado el 28 de febrero pasado cumplió este fin de semana su primer mes sin grandes perspectivas de una salida diplomática que restituya rápidamente el comercio por el estrecho de Ormuz a niveles similares a los normales.

Los futuros de mayo del Brent tocaron este lunes un precio de US$ 116 por barril. El precio más alto para este contrato desde el comienzo de la guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán.

En el mercado estadounidense, el precio del WTI está cruzando este lunes los US$100 por barril por primera vez desde el 28 de febrero, lo que constituye una alerta para la administración de Donald Trump.

Petróleo: riesgo de destrucción de demanda

El inicio del conflicto encontró al mercado con inventarios de petróleo crudo y combustibles en niveles históricamente altos, aunque ese colchón se está agotando a medida que se prolonga la mayor disrupción en la historia del mercado energético. La Agencia Internacional de Energía (IEA) reportó que los productores en el Golfo Pérsico redujeron la producción de crudo en alrededor de 10 millones de barriles por día.

La consultora Rystad Energy advirtió que la siguiente fase es la temida destrucción de demanda en el largo plazo. Existe una brecha de 6 millones de bpd entre el flujo perdido de petróleo crudo y los recortes de producción en refinerías (4 millones de bpd recortados, principalmente en Asia) que el mercado hasta ahora pudo atender recurriendo a inventarios. Sin embargo, esa opción se está terminando.

«Durante las últimas cuatro semanas, los buffers como el crudo en tránsito, el almacenamiento flotante, las liberaciones de las reservas estratégicas y el excedente de preguerra han absorbido el déficit y mantenido el mercado en funcionamiento. Esta fase está llegando a su fin. El próximo mecanismo de ajuste es la demanda«, evaluó Rystad en un reporte publicado la semana pasada.

Guerra en Medio Oriente: promesa de negociaciones y movilización de tropas de EE.UU.

Trump extendió hasta mediados de esta semana una tregua en los ataques estadounidenses contra infraestructura energética de Irán debido al supuesto inicio de conversaciones con el país persa. Pakistán anunció que oficiará como mediador, aunque el Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán negó este lunes la existencia de conversaciones con Washington e informó que no están participando en el esfuerzo diplomático pakistaní.

Mientras tanto, EE.UU. está movilizando más tropas hacia Medio Oriente, lo que despierta suspicacias en Teherán sobre las intenciones reales detrás de las negociaciones promovidas desde Washington. El Washington Post publicó que el Ministerio de Guerra (Pentágono) se está preparando para semanas de operaciones en tierra en Irán.

En CERAWeek, el secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, aseguró que la guerra será corta y que la disrupción en el suministro de energía finalizará pronto. “Esto es un shock energético de corto plazo, no de largo plazo», dijo la semana pasada en el mayor evento energético del mundo.

, Nicolás Deza