Se trata de un proyecto que busca fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico nacional y aliviar las restricciones de capacidad.
PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron este miércoles las obras de ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza. Se trata de un proyecto que busca fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico nacional y aliviar las restricciones de capacidad que presenta uno de los corredores de transmisión más importantes del país.
La obra incluyó la energización de nuevos capacitores Shunt que permitirán aumentar la capacidad de transmisión y distribución de energía en 500 kV a lo largo del corredor troncal Comahue-Buenos Aires, que integra el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Según informaron las compañías, la ampliación equivale a una capacidad de abastecimiento similar al consumo de unos 600.000 hogares y contribuirá a reducir las limitaciones que se registran durante los períodos de máxima demanda.
Obra de la Estación Transformadora de Ezeiza
La inversión destinada a esta etapa ascendió a US$ 40 millones y forma parte de un proyecto integral de US$ 275 millones que contempla también la expansión de la Estación Transformadora de Olavarría, la construcción del Parque Eólico Olavarría y una línea eléctrica de 25 kilómetros para vincular el nuevo complejo renovable con el sistema interconectado nacional.
El parque contará con una capacidad instalada de 185,6 MW y estará equipado con 29 aerogeneradores. La puesta en marcha definitiva de todo el proyecto está prevista para enero de 2027. Durante la etapa de construcción se emplearán unas 350 personas.
Iniciativa privada
La iniciativa adquiere además relevancia por tratarse de una inversión privada destinada a ampliar la capacidad de transporte eléctrico del país que será incorporada al SADI. Asimismo, constituye una pieza central del primer proyecto de generación eólica aprobado por el Gobierno nacional bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La aprobación del régimen otorgó al proyecto eólico de Olavarría la posibilidad de avanzar con la construcción de las obras de ampliación en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría, necesarias para incrementar la capacidad de transmisión sobre la línea de alta tensión de 500 kV que une Bahía Blanca con Ezeiza. Además, habilita a las empresas a desarrollar en el futuro otros 260 MW de capacidad de generación renovable, según informaron desde PCR.
Durante el acto de inauguración, el CEO de PCR, Martín Brandi, destacó la importancia de la obra para el sistema energético nacional. «Nos sentimos muy orgullosos de que nuestro proyecto haga realidad una obra de ampliación de la capacidad de transporte, lo que permitirá integrar mayor generación renovable al SADI. Esta obra viene a mejorar la situación de uno de los principales cuellos de botella que pueden restringir el crecimiento del país. A través de este tipo de acciones, seguimos reafirmando el compromiso de PCR con el bienestar general de la población, además de ser un impulso al desarrollo energético y productivo de la Argentina», aseguró.
Ampliación de infraestructura eléctrica
Por su parte, el CEO de ArcelorMittal Acindar, Federico Amos, vinculó la inversión con la estrategia de sustentabilidad de la compañía. «Con esta nueva fase, desde ArcelorMittal Acindar, consolidamos una visión de largo plazo alineada a nuestra estrategia de descarbonización, liderando la transición energética en la industria nacional y en nuestro país. Esta ampliación no solo representa un paso decisivo hacia una matriz energética más limpia y diversificada, sino que también refuerza la fuerte inversión en el país y una visión colectiva de sostenibilidad, a la vez que desarrollamos una industria más competitiva y sustentable», señaló.
En el acto estuvieron presentes la secretaria de Energía, María Tettamanti; el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González; y el gerente general de Cammesa, Juan Luchilo.
En la jornada González expresó: “Es un placer acompañar a empresas que invierten. Como Gobierno creemos que nuestro trabajo consiste en crear condiciones para que se hagan esas inversiones. Tenemos un sistema eléctrico en estrés permanente que tiene necesidades en todos los eslabones de su cadena. Esta es una obra que viene a ayudar a alguno de esos eslabones. El sector privado está preparado para generar estos proyectos. Nuestro rol no es invertir. El RIGI está dando resultados concretos”.
El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, en el acto por la ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza
La ampliación de la infraestructura de transporte aparece como uno de los aspectos clave para habilitar nueva generación renovable en el país. “Las obras impulsadas por PCR y ArcelorMittal Acindar buscan aportar capacidad adicional en una zona donde las limitaciones de transmisión venían condicionando la incorporación de nuevos proyectos eléctricos y el aprovechamiento de recursos renovables en la provincia de Buenos Aires”, destacaron desde las empresas.
La arena debe extraerse en Entre Ríos, secarse, procesarse y luego recorrer más de 1.200 kilómetros hasta Neuquén.
Las principales operadoras de Vaca Muerta comenzaron en los últimos años a modificar sus estrategias de abastecimiento y a priorizar el uso de arena premium proveniente de Entre Ríos para la fractura hidráulica (fracking), desplazando en gran medida a la arena de cercanía utilizada durante la primera etapa de fuerte expansión del shale. La actividad demanda actualmente cerca de 7 millones de toneladas de arena por año, pero el crecimiento de la producción elevaría esa cifra a 9 millones en 2028. Frente a este escenario, empresas y especialistas advierten que la capacidad instalada arenera, la logística y la infraestructura podrían ser un problema en el corto plazo para el desarrollo del shale.
Cuando se perfora un pozo en la roca de esquisto (shale), se inyecta a alta presión una mezcla de agua, arena y aditivos químicos para generar pequeñas fracturas en la roca. La función de la arena es actuar como agente sostén (proppant): una vez que la presión disminuye, la roca tiende a cerrarse nuevamente, pero los granos de arena quedan atrapados en las fracturas y las mantienen abiertas. De ese modo, el petróleo y el gas pueden fluir con mayor facilidad hacia el pozo. Es por eso que constituye un insumo clave para la actividad.
La apuesta por la arena de Entre Ríos
La elección de la arena proveniente de Entre Ríos estuvo impulsada principalmente por YPF a partir de la llegada de Horacio Marín a la dirección, aunque la decisión fue precedida por un trabajo colaborativo de la industria. A través de un consorcio de arenas, impulsado por la petrolera de bandera nacional, once operadoras compartieron experiencias, analizaron muestras y compararon el desempeño de arenas de cercanía y de Entre Ríos. Roberto Lino Blanco, consultor del sector y especialista en logística de arena para shale, participó de ese proceso técnico que terminó validando que las arenas entrerrianas ofrecían mejores resultados en productividad y rendimiento de los pozos.
“La arena de cercanía ayudó mucho a bajar costos en un momento donde el foco estaba puesto en la eficiencia inmediata, pero hoy las operadoras empiezan a mirar el ciclo completo del pozo. Perder millones de dólares en producción de petróleo para ahorrar en arena no resultaba lógico”, señaló a EconoJournal el especialista.
Aunque algunas compañías todavía mantienen esquemas “blend”, mezclando arena premium de Entre Ríos con arena de cercanía para reducir costos, la gran mayoría comenzó a abandonarla progresivamente. Actualmente la arena de Entre Ríos es la preferida por la industria, abasteciendo al 87% del mercado debido a su pureza (95-98% de cuarzo vs. 70% en la arena de cercanía), granulometría, esfericidad y redondez, resistencia a la compresión, turbidez y densidad, factores que evitan una pérdida de productividad de hasta el 20% en los pozos a largo plazo.
En esta decisión también entran en juego los estándares internacionales, ya que algunos referentes de la industria sostienen que las arenas entrerrianas son las que mejor cumplen con estándares internacionales como API 19C e ISO 13503:2.
El problema reside en que la mejora técnica tiene un costo logístico enorme. La arena debe extraerse en Entre Ríos, secarse, procesarse y luego recorrer más de 1.200 kilómetros hasta Neuquén, principalmente mediante transporte de carga por la Ruta Nacional 5. Y ese esquema empieza a mostrar señales de saturación.
Los cuellos de botella en la ruta de la arena
Con el crecimiento de la actividad de fractura, distintas empresas del sector comenzaron a advertir sobre la capacidad para abastecer de arena a Vaca Muerta.
El shale argentino consume actualmente alrededor de 7 millones de toneladas de arena por año, pero las proyecciones del sector anticipan un fuerte salto en la demanda a medida que se aceleren las etapas de fractura en Vaca Muerta.
Datos de la industria demuestran que hacia 2028 el desarrollo no convencional podría requerir más de 32.000 etapas de fractura anuales, en gran medida impulsado por la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, lo que implicaría movilizar cerca de 9 millones de toneladas de arena, según Blanco.
En este contexto, el especialista plantea tres cuellos de botella para el sector: capacidad de producción y procesamiento, infraestructura vial y ferroviaria y disponibilidad de flota de camiones.
Las empresas productoras de arena consultadas por EconoJournal aseguraron que el primer punto estaría controlado. Santiago Lawson, director de San Marcos Trading S.A. a cargo de la cantera La Milagrosa, afirmó que la industria de las areneras “está preparada para abastecer, tiene arena y maquinaria suficiente”.
De igual forma se pronunció Maximiliano Corbella, director de la empresa Delta Arenas Industriales S.A, y anunció que la compañía ya está ampliando su capacidad de producción, despacho y secado de arena húmeda en Añelo, y que incluso recientemente incorporó el servicio de entrega de arena en su depósito de Rincón de los Sauces para abastecer el Hub Norte de Vaca Muerta.
Esto deriva en el segundo cuello de botella: las limitaciones en la infraestructura logística, que los empresarios areneros confirman como el talón de Aquiles para abastecer las demandas proyectadas.
Rutas saturadas y un sistema ferroviario insuficiente
La mayor parte del abastecimiento de arena depende en la actualidad casi exclusivamente del transporte por camión. Con la expansión proyectada de Vaca Muerta, fuentes del sector afirman que ingresarán 10.000 camiones mensuales a la Cuenca Neuquina, de los cuales 5.000 serían exclusivamente para arena.
Es acá donde el sistema empieza a mostrar límites, ya que el incremento de viajes entre Entre Ríos y Neuquén presionaría las rutas nacionales, sumado a una flota logística que podría no alcanzar para sostener el crecimiento esperado.
Sobre este último cuello de botella, Blanco menciona que en los próximos años Vaca Muerta competirá por fletes con los sectores de agro y minería (los cuales también proyectan crecimiento), así como con el sector de la construcción en el caso de una reactivación en la obra pública.
El ferrocarril aparece como una alternativa parcial, aunque todavía insuficiente. Actualmente existe un corredor ferroviario que conecta parte de la cadena logística, pero referentes de la industria cuestionan su velocidad, capacidad operativa y falta de infraestructura complementaria.
Frente a esta complicación, Blanco sostiene que una de las alternativas que comenzó a discutirse dentro del sector consiste en desarrollar un corredor logístico multimodal basado en transporte fluvial, enlace ferroviario y última milla con bitrenes impulsados a GNL. Según el especialista, la propuesta permitiría reducir costos y mejorar la eficiencia del abastecimiento de arena, aunque por el momento no existe un proyecto formal ni definiciones concretas sobre su implementación.
Según Blanco, para destrabar un debate que hoy aparece estancado será necesario conformar una mesa de diálogo integrada por todos los actores de la cadena, no solo operadoras, sino también transportistas, areneras y representantes del Estado nacional y provincial. “Es un problema de todos”, resumió.
Horacio Rodríguez Larreta expuso junto a Matías Kulfas, Mara Ruiz Malec y Luciano Laspina.
Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo de la Nación; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Mara Ruiz Malec, ex ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC debatieron sobre el modelo productivo en un escenario atravesado por restricciones macroeconómicas, necesidad de divisas, demanda de inversión y urgencia por recomponer el empleo. El intercambio tuvo lugar en el Segundo Congreso Productivo organizado por Misión Productiva este martes en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires.
“Necesitamos pensar cómo el desarrollo de exportaciones puede traccionar empleo en Argentina. y que los recursos nacionales estén al servicio del desarrollo. En 2025 por primera vez la economía creció y destruyó empleo.”, advirtió Matías Kulfas.
En la misma línea, Horacio Rodriguez Larreta aseguró que Argentina necesita un plan productivo propiamente dicho. “No tengo dudas de que el Estado tiene que acompañar el desarrollo mediante infraestructura, I+D, educación para el trabajo, acompañamiento a empresas para cumplimiento de estándares”, detalló
El debate giró en torno al modelo productivo que necesita la Argentina en esta etapa, se hizo un balance de las últimas medidas oficiales, cuáles podrían sostenerse y cuáles deberían corregirse o revertirse. “Tenemos una oportunidad enorme que nos está dando el cambio tecnológico, la geopolítica, para aprovecharlo necesitamos acuerdos sobre algunas cuestiones básicas”, sostuvo Luciano Laspina y agregó: “El diálogo es necesario y si podemos quebrar la idea de dos Argentinas enfrentadas vamos a poder administrar mejor esta transición”.
Por su parte, Mara Ruiz Malec aseguró que el desafío es crecer y distribuir al mismo tiempo. “Es importante que nos pongamos de acuerdo con qué objetivos buscamos en la política productiva, que tienen que ver con el buen vivir, y con qué estado necesitamos para ello”, explicó.
Empleo y producción
Desde el inicio, el Congreso planteó una mirada clara: el desarrollo productivo no es una discusión técnica ni sectorial, sino una conversación urgente sobre las condiciones materiales del futuro argentino. En un contexto marcado por la caída de la actividad industrial, la tensión sobre el empleo y los cambios tecnológicos que redefinen la producción global, los primeros paneles pusieron en común diagnósticos, diferencias y propuestas sobre los desafíos que enfrenta el país.
El primer panel, “Empleo, producción y realidad social”, contó con la participación de Daniel Schteingart, Director de Desarrollo Productivo en Fundar y fundador de Misión Productiva, y Lucía Cirmi Obón, referenta de Futuros Mejores, quienes abordaron el vínculo entre la estructura productiva, el mercado de trabajo y la situación social. La conversación dejó planteada una idea central: no hay mejora sostenible de las condiciones de vida sin una estrategia productiva capaz de generar empleo, capacidades y oportunidades a largo plazo.
“Las industrias extractivas son una locomotora de dólares, pero no está arrastrando vagones” sostuvo Daniel Schteingart y agregó que “ya hay vagones en la Argentina, más de 10.000 empresas proveedoras de petróleo y gas están listas para engancharse a la locomotora si empezamos a fortalecer proveedores con políticas industriales”, durante el panel “Empleo, producción y realidad social”. Por su parte, Lucía Cirmi Obón, destacó que “en un contexto donde van a primar tareas automatizables y el cuidado no va a estar resuelto por las familias y mujeres, la economía del cuidado sólo va a crecer”. De hecho, agregó, “la mayoría de los países están construyendo sistemas nacionales vinculados al cuidado”.
Daniel Schteingart, director de Desarrollo Productivo en Fundar y fundador de Misión Productiva.
La segunda parte del encuentro comenzó con la presentación del Manifiesto por un industrialismo del siglo XXI, a cargo de Martín Alfie y Sol González de Cap, una intervención que propuso actualizar la agenda industrial argentina y romper con el péndulo entre las miradas puramente liberales y las visiones sustitutivas tradicionales. Desde Misión Productiva plantearon que la industria no es el único sector relevante para el desarrollo, pero sí una pieza central por su impacto en el empleo, los encadenamientos productivos, la innovación, la inversión en I+D y las exportaciones.
Luego, el panel “La industria argentina frente a una nueva etapa” reunió a Daniel Herrero, presidente de Prestige Auto (Mercedes-Benz); Javier Viqueira, presidente de Adox y vicepresidente 1ro de ADIMRA; Marysol Rodríguez, directora de Sinteplast; y Diego Coatz, fundador y director ejecutivo de I+D (Industria y Desarrollo). El intercambio abordó la situación actual de la industria argentina en un contexto marcado por cambios macroeconómicos, regulatorios, tecnológicos y globales, y puso sobre la mesa una pregunta clave: cómo sostener y transformar el entramado industrial evitando procesos de deterioro productivo.
“La industria automotriz va a tener cambios violentísimos en los próximos años, y si uno quiere sobrevivir tiene que ser competitivo”, aseguró Herrero. “Para adentro tenemos que entender que latinoamérica tiene una productividad que no ha crecido en relación al resto del mundo. Y lo otro es la I+D a la que los empresarios tenemos que subirlos: si hay una política estatal podemos crecer con IA, robótica, pero alguien tiene que darnos esa materia prima”, destacó el presidente de Prestige Auto.
A su turno, Viqueira destacó que “es imposible que Vaca Muerta absorba el entramado del conurbano” y pidió nivelar la cancha frente al capital extranjero. “Hoy no tenemos las mismas condiciones para el local que para el extranjero, tenemos condiciones peores”, advirtió. En la misma línea, Marysol Rodríguez sostuvo que “cuando perciben que hay una oportunidad, los empresarios industriales nacionales son los primeros que invierten”, y acotó que hoy están invirtiendo en nuevas fábricas en el país y en el exterior. “Nosotros trabajamos en 5 países, y hoy por hoy la mano de obra acá es la más cara de los 5 países donde trabajamos. No obstante, la gente no llega a fin de mes y los anticipos de sueldo se dispararon en los últimos meses”, detalló.
Por su parte, Diego Coatz advirtió que en el último año se perdieron 125.000 puestos de trabajo en la industria, que fueron a la informalidad. “Eso es menos clase media”, graficó. El principal problema de las empresas, según Coatz, es que no hay demanda y falta crecimiento. “Hoy si se saca a los sectores extractivos de recursos naturales la economía está cayendo. Por eso, lo principal es crecer”, sostuvo.
Inteligencia artificial y transformación productiva
Otro de los momentos destacados del cierre fue la exposición de Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica, quien brindó una keynote sobre inteligencia artificial y transformación productiva. Su presentación abordó el potencial de la IA para generar nuevas empresas, transformar procesos productivos, impulsar la productividad y modificar las habilidades requeridas en el futuro del trabajo. También advirtió sobre el impacto desigual que la tecnología puede tener entre sectores, empresas y trabajadores si no se acompaña con capacidades, formación y estrategia.
“La inteligencia artificial no destruye la carrera laboral, sino que destruye los primeros peldaños. Los primeros uno, dos y tres escalones ya no están y hacen muy difícil a los jóvenes empezar su carrera laboral”, aseguró Sergio Kaufman. Si bien históricamente las revoluciones industriales generaron otros empleos, esta es distinta. “El proceso de IA nos obliga a repensar en la manera de resolver los problemas de las últimas décadas”, acotó.
Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica.
El último panel de la jornada estuvo dedicado a “Los nuevos motores exportadores de Argentina”, con la participación de Manuel Ron, cofundador de Bio4; Alejandra Cardona, directora ejecutiva en la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM); Matías Baglietto, vicepresidente de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN) y director de Minetech y Pirca; Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía; y Verónica Asla, EY GDS Latam Leader y vicepresidenta de Argencon. Allí se analizó el potencial de sectores como energía, minería, agroindustria, biocombustibles y economía del conocimiento para generar divisas, empleo, proveedores, innovación y capacidades locales.
El Súper RIGI busca incentivar la instalación de data centers.
El gobierno envió al Congreso a fines del mes pasado el proyecto de ley denominado «Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias», conocido como “Súper RIGI”. Según promete el oficialismo, apunta a promover exclusivamente actividades económicas que hoy no existen en el país o cuyo grado de desarrollo es experimental: inteligencia artificial, semiconductores, biotecnología avanzada, industrialización de minerales y otros recursos naturales, e infraestructura digital estratégica. Sin embargo, un informe de la consultora Audemus, que conduce el ex ministro de Producción Matías Kulfas, sostiene que no cumple con los objetivos declamados.
“No se observa ninguno de los elementos clave que aparece en cualquier estrategia de desarrollo productivo vinculada a esos sectores (inversión en centros tecnológicos, generación de capacidades, recursos humanos y científicos), no exige inversiones en I+D local, ni encadenamiento productivo, ni empleo calificado mínimo; entrega estabilidad fiscal por 30 años sin contrapartidas verificables; y cede la jurisdicción para resolver conflictos a tribunales arbitrales internacionales”, remarca el informe.
Luego se afirma que “la evidencia regional de los últimos cuatro años muestra con claridad que los sectores que el Súper RIGI busca atraer no se relocalizaron en América Latina allí donde hubo mejores incentivos fiscales, sino donde había política industrial activa, empresa estatal como ancla y condiciones estructurales previas. Argentina no tiene ninguna de esas tres cosas en los sectores de frontera, y el Súper RIGI no las construye”.
Los puntos débiles del Súper RIGI
El informe de Audemus advierte sobre tres puntos débiles del proyecto.
La exención de derechos de importación se limita a los bienes de capital necesarios para montar el proyecto, pero no alcanza a los insumos utilizados en la producción. Por ejemplo, una ensambladora de autos eléctricos podría importar su planta sin aranceles, pero seguiría pagando los aranceles del Mercosur por las baterías, motores y demás componentes que importe para fabricar cada vehículo.
La estabilidad de 30 años con arbitraje internacional es la más extensa del hemisferio —Brasil ofrece 5 años con renovación, Uruguay 10 años.
El proyecto no incluye ninguna contrapartida obligatoria: cero requisito de I+D en universidades locales, encadenamiento productivo o porcentaje de capacidad para el mercado interno, energía renovable o eficiencia hídrica, elementos presentes en otros programas de países vecinos.
Además, se remarca que, si bien figura una exigencia de desembolsar el 20% en los primeros dos años del proyecto, ese requisito también está presente en el RIGI y en la práctica su ejecución ha sido flexibilizada y terminó siendo un porcentaje del monto mínimo de inversión y no del proyecto total, lo cual explica por qué a pesar de la gran cantidad de proyectos y montos anunciados, hasta el momento el ingreso de divisas ha sido tan limitado. “En tal sentido, el RIGI se ha convertido más en una suerte de seguro a futuro para los proyectos que en un incentivo de inversión a corto plazo, lo cual evidencia un problema de diseño y ejecución por parte del gobierno”, se subraya en el documento.
¿A qué sectores busca beneficiar?
El proyecto de ley define «nuevas actividades económicas» como todo proyecto industrial, tecnológico o de servicios vinculados a infraestructura tecnológica y digital estratégica, con impacto transformador en la estructura productiva, que a la fecha de sanción no se desarrolle en el país o cuyo grado de desarrollo resulte experimental o piloto. Bajo este paraguas, los sectores con mayores posibilidades de aplicar son cinco:
Data centers de IA. El informe destaca que es el sector con mayor actividad anunciada en la región. “La demanda global de infraestructura de computación crece a tasas que duplican la Ley de Moore. El consumo eléctrico de data centers de IA se proyecta en 945 TWh para 2030 —más del doble que en 2024”, agrega. Hasta ahora es el único sector donde existe un anuncio formal concreto con el proyecto Stargate (OpenAI-Sur Energy), que es una carta de intención, no una inversión en curso. “Si avanzara, generaría empleos de construcción por 2 a 3 años (estimados de manera muy optimista en 3.000-5.000 en el pico) y entre 150 y 500 empleos operativos permanentes en el escenario optimista”, destaca Audemus.
Hidrógeno verde. Audemus afirma que es el sector donde el argumento del régimen especial tiene mayor sustento económico, pero falta aún un régimen específico sectorial que determine con mayor precisión sus alcances, tal como ocurrió en Brasil. El Súper RIGI no resuelve el problema de fondo: la ausencia de contratos de offtake firmes con compradores europeos, de financiamiento estructurado y de una ley sectorial con secuencia de pilotos.
GNL / Plantas de licuefacción. Audemus subraya que es el caso donde la expectativa es más sólida. Argentina LNG (YPF-Eni-XRG) ya está en desarrollo bajo el RIGI original y tiene JDA firmado, pero el Súper RIGI podría cubrir proyectos adicionales. “Si este proyecto avanza, lo hará principalmente porque tiene los tres elementos que el Súper RIGI no provee: empresa estatal activa (YPF), recurso natural comprobado (Vaca Muerta) y demanda internacional estructural. El Súper RIGI podría facilitar proyectos adicionales de licuefacción”, dice el informe.
Semiconductores. El incentivo podría favorecer al ensamble, testeo y empaque porque la fabricación avanzada de chips (front-end) es inviable en el horizonte cercano. No hay precedente de ninguna inversión superior a US$1000 millones en fabricación de chips en América Latina. “El 97% de las nuevas capacidades mundiales de fabricación de semiconductores fue a China entre 2020 y 2025”, dice el informe.
Biotecnología avanzada y farmacéutica de innovación. Es otro de los sectores que podría aprovechar el beneficio, pero el informe advierte que las probabilidades son bajas en el corto plazo dado que ningún proyecto de esta escala se concretó en la región en el período reciente. Las grandes farmacéuticas están concentrando inversiones manufactureras en EE.UU. por la política industrial de la administración Donald Trump.
El informe menciona después otros dos sectores que también podrían ser incluidos en el listado, pero actualmente es más difícil esperar novedades.
Electromovilidad. La electromovilidad es el sector donde la región registra el mayor número de inversiones ejecutadas por encima del umbral de US$1.000 millones en el período analizado, con los casos de BYD y Great Wall Motor en Brasil y BMW y General Motors en México como ejemplos concretos. Sin embargo, el informe advierte que esas inversiones se produjeron donde había cadenas automotrices preexistentes de décadas, política industrial activa con condicionalidades explícitas —el programa MoVer en Brasil— y mercados internos de gran escala. “El Súper RIGI podría facilitar la instalación de una planta de ensamble, pero no resuelve ninguna de esas carencias estructurales. Y una planta de ensamble poco sofisticada tiene requerimientos de inversión muy por debajo del monto mínimo previsto en el Súper RIGI”, agrega el documento.
Industrialización del cobre. La refinación de cobre es una actividad que Argentina no desarrolla, pero que tiene relevancia estratégica creciente en el contexto de la transición energética: el cobre es insumo crítico para cables eléctricos, motores, transformadores y baterías. Para Argentina, que tiene yacimientos de cobre en San Juan, Catamarca y Salta, aún en etapas tempranas de desarrollo, la refinación es una aspiración de largo plazo que requiere primero consolidar la minería de base y luego construir la capacidad de transformación industrial, pero el informe señala que el régimen no ofrece ningún instrumento para esa secuencia.
Antecedentes regionales
El informe destaca cinco patrones estructurales a partir de las inversiones que se han ido concretando en la región (ver cuadro 2):
Concentración geográfica abrumadora. Brasil y México concentran prácticamente la totalidad de las inversiones ejecutadas o en ejecución. Ambos países tienen cadenas industriales profundas, mercados internos grandes, política industrial activa y marcos regulatorios sectoriales consolidados.
La brecha anuncio/ejecución es sistémica. De los proyectos identificados, menos del 35% están efectivamente ejecutados o en construcción. El 65% restante son compromisos, cartas de intención o anuncios sin final investment decision (FID) confirmada. En semiconductores avanzados, biotecnología, data centers de escala e hidrógeno verde no hay ningún proyecto ejecutado.
Las inversiones ejecutadas tienen en común al menos uno de tres elementos: cadena industrial preexistente (automotriz en Brasil/México), empresa estatal activa como ancla (Codelco, YPF, BNDES), o política industrial con condicionalidades explícitas (MoVer, programa litio CORFO, ReData). Sin embargo, el Súper RIGI no ofrece ninguno de los tres.
Los incentivos fiscales son irrelevantes para la decisión de localización. El estudio más riguroso disponible sobre 770 data centers en 93 condados de EE.UU. concluye que durante 20 años en instalaciones hyperscale los incentivos fiscales representan apenas el 2% de la inversión total. Lo que determina la localización es la disponibilidad de energía, tierra y conectividad.
Aspectos a ser revisados por el Congreso
El informe de Audemus recomienda introducir mejoras en seis puntos.
Incorporar contrapartidas. Audemus destaca que Brasil, con ReData para data centers, plantea exigencias específicas: 100% de energía renovable, eficiencia hídrica medible, 2% de las compras invertido en I+D en universidades nacionales, y 10% de la capacidad para el mercado interno. “El argumento de que Argentina necesita ofrecer condiciones más generosas que Brasil para competir carece de sustento”, remarca el texto.
Reducir el horizonte de estabilidad. El informe remarca que ningún país de la región con instrumentos similares ofrece más de 10 años de estabilidad irrevocable en sectores de alto dinamismo tecnológico donde el impacto energético, hídrico y laboral es difícil de anticipar. Ofrecer 30 años compromete la capacidad regulatoria del Estado por un período demasiado extenso, en un escenario mundial absolutamente imprevisible.
Revisar el mecanismo de resolución de disputas. “El acceso irrestricto al CIADI sin necesidad de agotar instancias administrativas previas, para cualquier disputa sin distinción de monto o naturaleza, es inusualmente generoso”, dice el informe. El modelo brasileño mantiene la jurisdicción doméstica como instancia inicial. Sin embargo, el esquema del Súper RIGI prácticamente extrae los conflictos del sistema judicial argentino desde el primer día.
Incorporar umbrales para fase piloto. El umbral de US$1.000 millones excluye las inversiones de demostración tecnológica que son el paso necesario para escalar. El hidrógeno verde requiere pilotos de US$ 30-100 millones para generar la evidencia técnica que permita obtener contratos de offtake y financiamiento para la escala comercial. “Sin cubrir los pilotos, la secuencia se corta en el origen”, dice el texto.
Revisar el impacto sobre la adhesión provincial. La condición de acceso que exige a las provincias renunciar a nuevos gravámenes, limitar Ingresos Brutos, eliminar Sellos, regalías y cánones genera una competencia fiscal interjurisdiccional que puede erosionar bases tributarias subnacionales de manera no coordinada. “Una vez más, es mucho a cambio de posibles proyectos de muy bajo impacto local”, advierte Audemus.
Establecer mecanismos de encadenamiento local vinculantes. GWM en Brasil se comprometió a un 60% de integración local en componentes para 2026 y a la instalación de un Centro de I+D de más de 15.000 m2. Ese compromiso fue condición negociada de acceso a los incentivos del programa MoVer. El Súper RIGI no tiene ningún mecanismo equivalente. “La diferencia entre un enclave productivo y una inversión transformadora no es el monto: es si genera capacidades industriales y tecnológicas locales”, concluye el informe.
El Súper RIGI busca incentivar la instalación de data centers.
El gobierno envió al Congreso a fines del mes pasado el proyecto de ley denominado «Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias», conocido como “Súper RIGI”. Según promete el oficialismo, apunta a promover exclusivamente actividades económicas que hoy no existen en el país o cuyo grado de desarrollo es experimental: inteligencia artificial, semiconductores, biotecnología avanzada, industrialización de minerales y otros recursos naturales, e infraestructura digital estratégica. Sin embargo, un informe de la consultora Audemus, que conduce el ex ministro de Producción Matías Kulfas, sostiene que no cumple con los objetivos declamados.
“No se observa ninguno de los elementos clave que aparece en cualquier estrategia de desarrollo productivo vinculada a esos sectores (inversión en centros tecnológicos, generación de capacidades, recursos humanos y científicos), no exige inversiones en I+D local, ni encadenamiento productivo, ni empleo calificado mínimo; entrega estabilidad fiscal por 30 años sin contrapartidas verificables; y cede la jurisdicción para resolver conflictos a tribunales arbitrales internacionales”, remarca el informe.
Luego se afirma que “la evidencia regional de los últimos cuatro años muestra con claridad que los sectores que el Súper RIGI busca atraer no se relocalizaron en América Latina allí donde hubo mejores incentivos fiscales, sino donde había política industrial activa, empresa estatal como ancla y condiciones estructurales previas. Argentina no tiene ninguna de esas tres cosas en los sectores de frontera, y el Súper RIGI no las construye”.
Los puntos débiles del Súper RIGI
El informe de Audemus advierte sobre tres puntos débiles del proyecto.
La exención de derechos de importación se limita a los bienes de capital necesarios para montar el proyecto, pero no alcanza a los insumos utilizados en la producción. Por ejemplo, una ensambladora de autos eléctricos podría importar su planta sin aranceles, pero seguiría pagando los aranceles del Mercosur por las baterías, motores y demás componentes que importe para fabricar cada vehículo.
La estabilidad de 30 años con arbitraje internacional es la más extensa del hemisferio —Brasil ofrece 5 años con renovación, Uruguay 10 años.
El proyecto no incluye ninguna contrapartida obligatoria: cero requisito de I+D en universidades locales, encadenamiento productivo o porcentaje de capacidad para el mercado interno, energía renovable o eficiencia hídrica, elementos presentes en otros programas de países vecinos.
Además, se remarca que, si bien figura una exigencia de desembolsar el 20% en los primeros dos años del proyecto, ese requisito también está presente en el RIGI y en la práctica su ejecución ha sido flexibilizada y terminó siendo un porcentaje del monto mínimo de inversión y no del proyecto total, lo cual explica por qué a pesar de la gran cantidad de proyectos y montos anunciados, hasta el momento el ingreso de divisas ha sido tan limitado. “En tal sentido, el RIGI se ha convertido más en una suerte de seguro a futuro para los proyectos que en un incentivo de inversión a corto plazo, lo cual evidencia un problema de diseño y ejecución por parte del gobierno”, se subraya en el documento.
¿A qué sectores busca beneficiar?
El proyecto de ley define «nuevas actividades económicas» como todo proyecto industrial, tecnológico o de servicios vinculados a infraestructura tecnológica y digital estratégica, con impacto transformador en la estructura productiva, que a la fecha de sanción no se desarrolle en el país o cuyo grado de desarrollo resulte experimental o piloto. Bajo este paraguas, los sectores con mayores posibilidades de aplicar son cinco:
Data centers de IA. El informe destaca que es el sector con mayor actividad anunciada en la región. “La demanda global de infraestructura de computación crece a tasas que duplican la Ley de Moore. El consumo eléctrico de data centers de IA se proyecta en 945 TWh para 2030 —más del doble que en 2024”, agrega. Hasta ahora es el único sector donde existe un anuncio formal concreto con el proyecto Stargate (OpenAI-Sur Energy), que es una carta de intención, no una inversión en curso. “Si avanzara, generaría empleos de construcción por 2 a 3 años (estimados de manera muy optimista en 3.000-5.000 en el pico) y entre 150 y 500 empleos operativos permanentes en el escenario optimista”, destaca Audemus.
Hidrógeno verde. Audemus afirma que es el sector donde el argumento del régimen especial tiene mayor sustento económico, pero falta aún un régimen específico sectorial que determine con mayor precisión sus alcances, tal como ocurrió en Brasil. El Súper RIGI no resuelve el problema de fondo: la ausencia de contratos de offtake firmes con compradores europeos, de financiamiento estructurado y de una ley sectorial con secuencia de pilotos.
GNL / Plantas de licuefacción. Audemus subraya que es el caso donde la expectativa es más sólida. Argentina LNG (YPF-Eni-XRG) ya está en desarrollo bajo el RIGI original y tiene JDA firmado, pero el Súper RIGI podría cubrir proyectos adicionales. “Si este proyecto avanza, lo hará principalmente porque tiene los tres elementos que el Súper RIGI no provee: empresa estatal activa (YPF), recurso natural comprobado (Vaca Muerta) y demanda internacional estructural. El Súper RIGI podría facilitar proyectos adicionales de licuefacción”, dice el informe.
Semiconductores. El incentivo podría favorecer al ensamble, testeo y empaque porque la fabricación avanzada de chips (front-end) es inviable en el horizonte cercano. No hay precedente de ninguna inversión superior a US$1000 millones en fabricación de chips en América Latina. “El 97% de las nuevas capacidades mundiales de fabricación de semiconductores fue a China entre 2020 y 2025”, dice el informe.
Biotecnología avanzada y farmacéutica de innovación. Es otro de los sectores que podría aprovechar el beneficio, pero el informe advierte que las probabilidades son bajas en el corto plazo dado que ningún proyecto de esta escala se concretó en la región en el período reciente. Las grandes farmacéuticas están concentrando inversiones manufactureras en EE.UU. por la política industrial de la administración Donald Trump.
El informe menciona después otros dos sectores que también podrían ser incluidos en el listado, pero actualmente es más difícil esperar novedades.
Electromovilidad. La electromovilidad es el sector donde la región registra el mayor número de inversiones ejecutadas por encima del umbral de US$1.000 millones en el período analizado, con los casos de BYD y Great Wall Motor en Brasil y BMW y General Motors en México como ejemplos concretos. Sin embargo, el informe advierte que esas inversiones se produjeron donde había cadenas automotrices preexistentes de décadas, política industrial activa con condicionalidades explícitas —el programa MoVer en Brasil— y mercados internos de gran escala. “El Súper RIGI podría facilitar la instalación de una planta de ensamble, pero no resuelve ninguna de esas carencias estructurales. Y una planta de ensamble poco sofisticada tiene requerimientos de inversión muy por debajo del monto mínimo previsto en el Súper RIGI”, agrega el documento.
Industrialización del cobre. La refinación de cobre es una actividad que Argentina no desarrolla, pero que tiene relevancia estratégica creciente en el contexto de la transición energética: el cobre es insumo crítico para cables eléctricos, motores, transformadores y baterías. Para Argentina, que tiene yacimientos de cobre en San Juan, Catamarca y Salta, aún en etapas tempranas de desarrollo, la refinación es una aspiración de largo plazo que requiere primero consolidar la minería de base y luego construir la capacidad de transformación industrial, pero el informe señala que el régimen no ofrece ningún instrumento para esa secuencia.
Antecedentes regionales
El informe destaca cinco patrones estructurales a partir de las inversiones que se han ido concretando en la región (ver cuadro 2):
Concentración geográfica abrumadora. Brasil y México concentran prácticamente la totalidad de las inversiones ejecutadas o en ejecución. Ambos países tienen cadenas industriales profundas, mercados internos grandes, política industrial activa y marcos regulatorios sectoriales consolidados.
La brecha anuncio/ejecución es sistémica. De los proyectos identificados, menos del 35% están efectivamente ejecutados o en construcción. El 65% restante son compromisos, cartas de intención o anuncios sin final investment decision (FID) confirmada. En semiconductores avanzados, biotecnología, data centers de escala e hidrógeno verde no hay ningún proyecto ejecutado.
Las inversiones ejecutadas tienen en común al menos uno de tres elementos: cadena industrial preexistente (automotriz en Brasil/México), empresa estatal activa como ancla (Codelco, YPF, BNDES), o política industrial con condicionalidades explícitas (MoVer, programa litio CORFO, ReData). Sin embargo, el Súper RIGI no ofrece ninguno de los tres.
Los incentivos fiscales son irrelevantes para la decisión de localización. El estudio más riguroso disponible sobre 770 data centers en 93 condados de EE.UU. concluye que durante 20 años en instalaciones hyperscale los incentivos fiscales representan apenas el 2% de la inversión total. Lo que determina la localización es la disponibilidad de energía, tierra y conectividad.
Aspectos a ser revisados por el Congreso
El informe de Audemus recomienda introducir mejoras en seis puntos.
Incorporar contrapartidas. Audemus destaca que Brasil, con ReData para data centers, plantea exigencias específicas: 100% de energía renovable, eficiencia hídrica medible, 2% de las compras invertido en I+D en universidades nacionales, y 10% de la capacidad para el mercado interno. “El argumento de que Argentina necesita ofrecer condiciones más generosas que Brasil para competir carece de sustento”, remarca el texto.
Reducir el horizonte de estabilidad. El informe remarca que ningún país de la región con instrumentos similares ofrece más de 10 años de estabilidad irrevocable en sectores de alto dinamismo tecnológico donde el impacto energético, hídrico y laboral es difícil de anticipar. Ofrecer 30 años compromete la capacidad regulatoria del Estado por un período demasiado extenso, en un escenario mundial absolutamente imprevisible.
Revisar el mecanismo de resolución de disputas. “El acceso irrestricto al CIADI sin necesidad de agotar instancias administrativas previas, para cualquier disputa sin distinción de monto o naturaleza, es inusualmente generoso”, dice el informe. El modelo brasileño mantiene la jurisdicción doméstica como instancia inicial. Sin embargo, el esquema del Súper RIGI prácticamente extrae los conflictos del sistema judicial argentino desde el primer día.
Incorporar umbrales para fase piloto. El umbral de US$1.000 millones excluye las inversiones de demostración tecnológica que son el paso necesario para escalar. El hidrógeno verde requiere pilotos de US$ 30-100 millones para generar la evidencia técnica que permita obtener contratos de offtake y financiamiento para la escala comercial. “Sin cubrir los pilotos, la secuencia se corta en el origen”, dice el texto.
Revisar el impacto sobre la adhesión provincial. La condición de acceso que exige a las provincias renunciar a nuevos gravámenes, limitar Ingresos Brutos, eliminar Sellos, regalías y cánones genera una competencia fiscal interjurisdiccional que puede erosionar bases tributarias subnacionales de manera no coordinada. “Una vez más, es mucho a cambio de posibles proyectos de muy bajo impacto local”, advierte Audemus.
Establecer mecanismos de encadenamiento local vinculantes. GWM en Brasil se comprometió a un 60% de integración local en componentes para 2026 y a la instalación de un Centro de I+D de más de 15.000 m2. Ese compromiso fue condición negociada de acceso a los incentivos del programa MoVer. El Súper RIGI no tiene ningún mecanismo equivalente. “La diferencia entre un enclave productivo y una inversión transformadora no es el monto: es si genera capacidades industriales y tecnológicas locales”, concluye el informe.
La inversión que demandará el proyecto de cobre Vicuña será de alrededor de US$7.000 millones en la primera estapa.
El Ente Nacional Regular del Gas y la Electricidad (ENRGE) realizará este miércoles a partir de las 10 horas la audiencia pública virtual para analizar el pedido de ampliación y acceso a capacidad de transporte eléctrico que formuló Vicuña, el proyecto minero que llevan adelante en San Juan la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining. Otras mineras que operan en la provincia se oponen al pedido y también expondrán en la audiencia.
Vicuña propuso repotenciar y poner en operación en 500 kV una infraestructura que hoy funciona en 132 kV entre Nueva San Juan y Rodeo, y a partir de allí extender la red hacia su complejo minero.
El plan contempla también una línea de alta tensión (500 kV) de 167 kilómetros de extensión entre el nodo de la ET Rodeo hacia el norte hasta la nueva ET Chaparro y una nueva línea de 220 kV que conectará al sitio del proyecto con la red troncal del SADI. Además, necesitará construir dos estaciones transformadoras más: una en la localidad de Chaparro y otra dentro del yacimiento Josemaría.
Una vez hecha la obra de ampliación, Vicuña busca tener prioridad en el uso del 90% de la capacidad de transporte incremental de la nueva infraestructura, pero distintas compañías mineras que también tienen activos en San Juan rechazan que se le otorgue esa habilitación.
Allegados al proyecto Vicuña indicaron a EconoJournal que “la prioridad para disponer de la capacidad nueva está dentro del marco regulatorio nacional”. “Se necesita mucha energía con un mallado fuerte, se necesita fortalecer al sistema para la gran demanda del proyecto”, añadieron.
Lo que Vicuña necesita son 260 MW para abastecer el complejo minero a cielo abierto Josemaría, que corresponde a la etapa 1 del proyecto.
Además, subrayaron que “si hay capacidad remanente de transporte eléctrico para un proyecto minero nuevo, ese desarrollo tendrá que pedir la solicitud de acceso al ente nacional, como lo hizo Vicuña”.
Las obras de infraestructura de Vicuña cuentan con el visto bueno deTransener y Cammesa y tiene el aval ambiental y regulatorio del ENRGE. El último paso pendiente es la audiencia pública de este miércoles.
Quiénes expondrán en la audiencia
En la audiencia pública expondrán 13 personas. En representación de Vicuña lo hará Marcos Rizzato Lede, gerente de Energía, quien contará con 15 minutos para defender la postura de la empresa. También expondrá Carlos García, director general de Transener.
La nómina se completa con Roberto Ferrero, por el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE); Alfredo Pedrali, en representación de la Secretaría de Energía de La Rioja; Héctor Hugo Pérez, de Naturgy; los intendentes de Jáchal e Iglesia, Matías Espejo y Jorge Espejo; Gerardo Rabinovich, del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi; Juan Pablo García Diez, por Minas Argentinas (proyecto Gualcamayo); Miguel Federico Gil Pugliese, por Los Azules; Ariadna Rodríguez, en representación de Barrick y Minera Andina del Sol; Sonia Delgado, de Golding Mining; y Mario Herrero.
RIGI y la Decisión Final de Inversión
Vicuña tiene previsto obtener este año la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) bajo la categoría de Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP).
Si bien desde Vicuña prefirieron no dar detalles sobre el monto de inversión presentado al RIGI, el último informe de Jefatura de Gabinete al Congreso detalla que el desembolso comprometido es por un total de US$9.712 millones.
Por último, Vicuña prevé que para la segunda mitad del año deberá tomar la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para comenzar la etapa de construcción a comienzos de 2027. La primera producción del megaproyecto está prevista para 2030. Para esto, la obra de infraestructura eléctrica deberá estar operativa en 2029.
El complejo de Arroyito posee un diseño de ingeniería único en el hemisferio sur para transformar grandes volúmenes de gas natural y agua en el moderador clave del sector atómico.
La empresa Saesa formalizó una iniciativa privada con valor económico e industrial ante el Estado nacional con el objetivo de recuperar la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en la localidad neuquina de Arroyito. El proyecto contempla un desembolso superior a los US$120 millones para modernizar las instalaciones y revertir una parálisis productiva de casi una década. La meta es posicionar al complejo tecnológico ante la fuerte demanda del mercado global a mediano plazo.
Los detalles de la propuesta comercial y los alcances técnicos de la inversión fueron expuestos por Juan Bosch, presidente de Saesa una comercializadora de energía, durante su participación en el Capítulo 6 de Dínamo Stream, el ciclo de streaming de EconoJournal. En este espacio audiovisual dedicado al debate del sector energético, el directivo detalló las gestiones administrativas iniciadas el pasado 19 de mayo y fundamentó la viabilidad del plan mediante la transformación del recurso gasífero en un bien industrial de alto valor.
Bosch abordó la situación patrimonial de la PIAP, un activo estratégico perteneciente a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Durante el diálogo se analizaron las dificultades históricas para reactivar la planta, los antecedentes de comercialización y la estructura de costos operativos donde el gas natural y el suministro eléctrico representan los insumos fundamentales para sostener el proceso fabril.
Bosch argumentó que la iniciativa busca capitalizar el actual superávit de recursos hidrocarburíferos para generar exportaciones no tradicionales hacia mercados de alta exigencia tecnológica. «Argentina tiene la planta industrial de agua pesada más grande del mundo. Es la única del hemisferio sur y es capaz de exportar agua pesada al mundo. El agua pesada es gas y energía; es Vaca Muerta transformada en valor agregado, en trabajo, desarrollo y exportaciones», definió el titular de Saesa para precisar el impacto macroeconómico de la propuesta.
Juan Bosch resaltó que la Argentina tiene paralizada hace una década la planta industrial de agua pesada más grande del mundo.
El agua pesada es un componente central en el ciclo del combustible nuclear que abastece a las centrales atómicas Atucha I, Atucha II y Embalse. Estos reactores utilizan uranio natural como combustible y requieren del agua pesada como moderador y refrigerante para mantener la reacción en cadena de manera segura y eficiente.
Bosch también dentificó un incremento sostenido en la demanda internacional motivado por nuevos desarrollos científicos. «El agua pesada también se usa para la salud. Se usa para medicamentos, para inteligencia artificial, como semiconductores, microchips y para estudios de resonancia magnética. Hay una demanda creciente y un consenso global de que hay un faltante en las industrias vinculadas con el pharma, la salud y la biotecnología«, especificó Bosch.
El plan integral de obras para la PIAP
Para materializar el proyecto, Saesa conformó una alianza estratégica con la firma de ingeniería Spark, especialista en la reactivación de infraestructura energética compleja. El plan integral de obras contempla un horizonte de ejecución estimado en 36 meses para alcanzar la plena operatividad de las instalaciones, aunque los técnicos evalúan la posibilidad de habilitar de forma anticipada la primera de las dos líneas de producción con las que cuenta el complejo industrial.
El procedimiento administrativo de la iniciativa privada resguarda la titularidad pública del complejo tecnológico neuquino, el cual será gestionado bajo un formato de concesión operativa. «Tiene que haber una licitación pública, probablemente nacional e internacional, para quien quiera ser el concesionario de este activo que es público. La planta va a seguir siendo propiedad del Estado nacional; solamente va a ceder la operación y la comercialización del producido«, aclaró Bosch respecto al encuadre legal del concurso.
La estrategia comercial de las empresas impulsoras ya cuenta con un avance institucional mediante el interés de corporaciones internacionales. El titular de Saesa confirmó que ya se firmaron memorandos de entendimiento con off-takers del exterior, quienes solicitaron acelerar los tiempos para asegurar la provisión del insumo. De cumplirse las proyecciones técnicas, la reactivación industrial permitiría la creación de 200 puestos de trabajo directos en la provincia de Neuquén.
El principal desafío percibido por los promotores de la oferta no se vincula a factores financieros o de suministro de insumos. «Lo que me preocupa es vencer la inercia, la tarea de evangelización y convencer de que esto es posible y que es bueno para todos. Tenemos los compromisos de inversión, de provisión de gas y de compra del agua pesada; con foco y determinación, en menos de tres años podemos estar en el top five del mundo», concluyó Bosch.
La reactivación de la PIAP, inaugurada originalmente en 1993 y sin producción comercial continua desde 2017, abriría un nuevo canal de vinculación comercial para la Argentina con los mercados internacionales. El análisis de la propuesta quedó bajo la órbita de los equipos técnicos de la CNEA, quienes deberán evaluar la sustentabilidad del proyecto técnico y los pliegos licitatorios correspondientes para reactivar un activo que arrastra años sin generar valor para el sistema energético nacional.
Rolando Figueroa buscará acordar la fecha de las elecciones con Mariano Gaido. Foto: municipalidad de Neuquén.
Hay, por ahora, una sola certeza en la estrategia de Rolando Figueroa para fijar la fecha de las elecciones en Neuquén: no será concurrente con la presidencial, pese a los esfuerzos de Javier Milei para unificar el calendario del 2027.
El mandatario que está parado encima de Vaca Muerta seguirá la receta tradicional que venía usando el Movimiento Popular Neuquino para evitar interferencias de los partidos nacionales en la definición del modelo provincial.
Esa decisión implicará, necesariamente, un adelantamiento de los comicios antes de octubre y ya abrió una negociación con el intendente de la capital, Mariano Gaido, por el mes elegido para dar la competencia.
Según pudo saber EN/CLAVE, Figueroa tiene una preferencia para realizar la elección cerca de agosto, aunque esa fecha está supeditada a la efectiva suspensión o eliminación de las Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO). En La Neuquinidad no tienen ningún interés en mantener ese sistema de internas partidarias y apoyarán al gobierno nacional para que logre su objetivo de liberar ese mes en el calendario electoral.
El gobernador explicó en una reunión que realizó a fines de mes con intendentes que, de suceder, se podría estirar la convocatoria hasta los primeros días de ese mes, aunque sin descartar que pudiera ser antes. Por ejemplo, en junio, una fecha que la provincia ya utilizó en 2007 y 2011, las dos veces que fue electo Jorge Sapag.
Todas las elecciones anteriores en la provincia, desde el reinicio de la democracia hasta entonces, se habían realizado entre septiembre y octubre, casi siempre desacopladas de las presidenciales. Pero fue a partir del 2015 cuando el adelantamiento de los comicios se aceleró, con convocatorias que oscilaron entre abril y marzo.
Fue una estrategia del MPN, en ese entonces bajo la conducción del sapagismo, para limitar el tiempo de organización de sus rivales en momentos donde el caudal electoral del partido empezaba a declinar.
Y fue lo que llevó a que Figueroa afrontara una transición de casi ocho meses desde su triunfo hasta que pudo tomar posesión del cargo, en diciembre de 2023.
Septiembre no es simplemente otro mes
La preferencia de Rolando Figueroa por la fecha de la elección provincial, por ahora, no tiene acuerdo del intendente de la capital, Mariano Gaido. La ciudad de Neuquén concentra más del 40% del padrón provincial y tiene autonomía para hacer su propia convocatoria, aunque el pacto político entre ambos dirigentes implica agotar todos los esfuerzos por confluir en un mismo domingo.
Para el intendente, la fecha de preferencia es septiembre, por motivos políticos y hasta más sentimentales. El municipio encaró este año dos obras viales ambiciosas: el nuevo Acceso Norte para mejorar el tránsito en el ingreso a la ciudad desde la Ruta 7, y la transformación de la exRuta 22 o multitrocha en una avenida urbana.
Ambas obras, en particular la segunda que atraviesa el mapa de la ciudad de este a oeste, envolvieron a la capital en un caótico nudo vial. Gaido, quien ha definido esa empresa como «abrirse el corazón al medio», está convencido de que los vecinos necesitarán tiempo para ver terminada esa transformación, entenderla y disfrutarla antes de volver a las urnas.
«Les va a hackear la cabeza», en el buen sentido, asegura sobre la obra de la Gran Avenida. Para febrero del 2027 está planificada la finalización del asfaltado y la licitación del último tramo, el que llegará hasta el aeropuerto de Neuquén.
Hay otro factor para la preferencia de septiembre como mes electoral y es el componente anímico y estético: en el municipio evalúan que la ciudad, entre mayo y agosto, los meses más fríos, no ofrece su mejor cara, mientras que a partir de la primavera reverdecen los paseos costeros, vuelven las caminatas en la barda y mejora el humor general de la gente.
El último argumento es más personal. Gaido le guarda afecto porque fue el mes en el que ganó su primera elección como intendente en 2019. «En septiembre tú fuiste mía».
Si bien el dirigente no podrá repetir mandato, su objetivo es competir como primer candidato a concejal para impulsar a quien elija para su sucesión, posiblemente la actual jefa de Gabinete, María «Tana» Pasqualini.
Fruto del otoño
Cuando al gobernador se le consultó en una rueda de prensa la posibilidad de realizar la elección en septiembre, dijo que es un mes que no le gusta y lo descartó con un argumento casi poético: «el himno dice que Neuquén es fruto de otoño».
Figueroa suele echar mano repetidamente de esa interpretación de la canción Trabun Mapu para destacar que esta «es una provincia que crece en otoño como el piñón». «Cuando la adversidad va comenzando, más nos agrandamos y damos nuestros mejores frutos», afirmó el 1 de marzo durante su discurso de apertura de sesiones en la Legislatura.
Al gobernador tampoco le gusta septiembre porque la ve muy cercana a la nacional. La estrategia apunta a separarlas de manera de evitar el envión político que le podría dar a los cuadros locales una eventual candidatura a la reelección de Milei, pero sin que les dé aire suficiente para buscarse un triunfo en el inicio del calendario electoral.
Del mismo modo, estirar la convocatoria para no precipitar una elección en el verano apunta a llegar con unas 1.000 obras en marcha en todo el territorio y presentar a Neuquén como «un gran obrador». Terminará de tomar la decisión a fin de año, con encuestas de las principales ciudades en la mano.
Figueroa considera que una convocatoria en marzo, como evalúa su par rionegrino Alberto Weretilneck, podría resultar tentadora para que los libertarios posen su mirada en la provincia de Vaca Muerta. En cambio, una fecha más cerca de la disputa nacional, los encontrará apuntando todos sus recursos a garantizar su continuidad en la Casa Rosada.
Fernando Banderet, intendente de Añelo, junto a Daniela Rucci (MPN).
El intendente de Añelo, Fernando Banderet, presentó en la Legislatura de Neuquén un proyecto para declarar a la ciudad como municipio de primera categoría y abrió un debate por el cual autonomía política e independencia económica no necesariamente van de la mano.
El cambio, de aprobarse, le daría el máximo rango institucional a la localidad insignia de Vaca Muerta, pero no implicaría un aumento de los recursos que recibe de la coparticipación provincial.
Así lo advirtieron diputados cercanos a Rolando Figueroa y fuentes del ministerio de Economía consultados por EN/CLAVE en función de la ley 2148 que regula el reparto automático de recursos entre 29 municipios de Neuquén.
El proyecto que llevó Banderet a la Legislatura planteó que «Añelo ha dejado de ser aquella localidad rural de antaño para convertirse en el epicentro neurálgico del desarrollo energético del país» y señaló que el fenómeno productivo de Vaca Muerta trajo consigo una «transformación demográfica sin precedentes en la provincia».
En ese cambio poblacional, justamente, hace foco el proyecto para solicitar la recategorización del municipio: tanto los datos del Censo Nacional del 2022 como los últimos padrones electorales utilizados «demuestran que la población de Añelo estable ha superado ampliamente el piso constitucional de los 5.000 habitantes», indicó Banderet.
Pero el número real de habitantes sigue siendo una incógnita porque el último censo los ubicó en 6.477, mientras que los registros de electores superaron los 8.500 en 2023 y 2025, sin contar la población menor de 16 años.
Estructura y régimen electoral propio
Para Banderet, ese crecimiento «requiere una organización política institucional que esté acorde» a las necesidades que demanda la ciudad.
También ubicó la recategorización como una forma de «reconocer el esfuerzo de la comunidad y necesidad imperiosa de consolidar el arraigo», ayudar a una planificación urbana sostenible y darle autonomía municipal a «una de las ciudades más estratégicas del territorio neuquino y más prósperas del país».
¿Qué cambiaría? Añelo quedaría facultada para llamar a una elección de convencionales municipales y dictar su propia Carta Orgánica. Allí podrá definir su gobierno «sin más limitaciones» que las contenidas en la Constitución de Neuquén como, por ejemplo, la prohibición de reelecciones indefinidas.
Es decir, la ciudad podrá ajustar la integración de su Concejo Deliberante y crear otras figuras institucionales que hoy no tiene como una Junta Electoral y régimen de elecciones propio, un Tribunal de Faltas, Sindicatura o Defensoría del Pueblo. También le dará autonomía para el manejo de las tierras fiscales ubicadas en su ejido.
La provincia tiene, actualmente, 13 municipios de primera categoría: Neuquén capital, Centenario, Chos Malal, Cutral Co, Junín de los Andes, Plaza Huincul, Plottier, Rincón de los Sauces, San Martín de los Andes, San Patricio del Chañar, Senillosa, Villa La Angostura y Zapala.
El último en incorporarse había sido El Chañar, en 2003. A esa localidad rural que hoy también recibe el impacto de Vaca Muerta, el Censo 2022 le relevó una población de 10.888 habitantes.
¿Más gastos con iguales recursos?
El proyecto de ley ingresado a la Legislatura faculta en su artículo 2° al municipio y al Ejecutivo Provincial a «coordinar las acciones necesarias para la adecuación administrativa, presupuestaria y de coparticipación que correspondan a la nueva categoría institucional» a partir del próximo ejercicio fiscal.
Pero las fuentes consultadas por EN/CLAVE coincidieron en que la ley, de sancionarse, no habilitaría a Añelo a recibir más recursos de los que tiene actualmente.
«Es un error garrafal de muchos intendentes que piensan que les va a cambiar el índice de coparticipación cambiando de categoría», describieron desde un despacho de Economía.
La ley 2148 que aprobó el régimen de coparticipación de Neuquén es una ley convenio de principios de los 90 donde todos los municipios acordaron los coeficientes de distribución de recursos asignados a cada uno.
Modificar esos índices le implicaría al gobierno de Rolando Figueroa abrir una discusión política con los intendentes que hoy está fuera de agenda.
Añelo recibió, en lo que va del año, 2.300 millones de pesos por coparticipación provincial, un número por debajo de lo que obtuvieron Andacollo y Las Ovejas, dos localidades del Norte Neuquino alejadas de la presión demográfica y de infraestructura de Vaca Muerta.
La necesidad de mayores fondos es real, pero, de no mediar otro tipo de discusión, la recategorización podría dejarlo con iguales ingresos para los mayores gastos que demandará su nueva estructura institucional.
Para ejemplo, Senillosa: esta ciudad de la Confluencia tardó 30 años en dictar su propia Carta Orgánica y los convencionales elegidos para redactarla tuvieron que hacerlo ad honorem por falta de presupuesto.
El debate que viene
El intendente Fernando Banderet encaró la presentación del proyecto de ley como un hecho político de su gestión. Asistió a la Legislatura secundado por miembros de su gabinete y concejales de la ciudad y contó con el respaldo de la diputada del MPN y referente del gremio petrolero, Daniela Rucci.
Si bien la legisladora, y la bancada en general, actúa como aliada de Rolando Figueroa, su participación no infiere directamente un apoyo de La Neuquinidad en esta cruzada.
El proyecto deberá pasar primero por la comisión de Asuntos Municipales que preside Matías Martínez, de Comunidad, y luego seguirá curso por la de Asuntos Constitucionales.
En el oficialismo dijeron a este medio que la iniciativa «se va a evaluar», pero no anticiparon postura. Lo mismo hicieron desde el MPN, quienes revelaron que no hubo aún «línea política sobre si apoyarlo o no».
De aprobarse la ley para Añelo, otros municipios en similares condiciones podrían impulsar proyectos similares para pedir su recategorización como Aluminé y Las Lajas, en el centro de la provincia, que también cuentan con el requisito poblacional cumplido según el último registro censal.
La petrolera estadounidense posee y opera El Trapial.
Chevron Argentina presentó una solicitud bajo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo proyecto de desarrollo petrolero en el área de El Trapial, con una inversión estimada de US$13.800 millones, informó la compañía este martes.
“Chevron reconoce los esfuerzos del gobierno argentino por los importantes avances logrados para el desarrollo de los recursos energéticos de Argentina. Marcos como el RIGI, que contribuyen a la previsibilidad regulatoria e incentivan las decisiones de inversión a largo plazo, son pasos clave para la industria energética de Argentina”, sostuvo la compañía a través de un breve comunicado.
La petrolera estadounidense opera y posee el bloque El Trapial, además de contar con una participación no operativa del 50% en las concesiones Loma Campana y Narambuena. Estas áreas son desarrolladas en asociación con YPF, la principal productora de hidrocarburos de Argentina.
El Trapial y Narambuena son desarrollos que fueron reevaluados en los últimos dos años en el marco de una reestructuración global de Chevron, que ubicó sus activos en Argentina dentro del Departamento de No Convencionales. En la práctica, esto implica que reportan al mismo equipo que lidera el desarrollo del Permian y otras formaciones shale en Estados Unidos.
La apuesta por Vaca Muerta
Chevron fue la primera gran petrolera en invertir en Vaca Muerta, junto con YPF en el año 2013.
Su CEO global, Mike Wirth, elogió en marzo en la apertura del CERAWeek las reformas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei para impulsar la inversión y reafirmó siguen apostando por el desarrollo de Vaca Muerta. “La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción, pero con el presidente Milei esos obstáculos se están abordando de manera sistemática y estamos viendo avances reales”, remarcó en el evento del que participó EconoJournal.
Wirth aseguró que “en Argentina reestructuramos todos nuestros activos shale en una única organización operativa, lo que nos permite mover tecnología, mejores prácticas, personas y experiencia más rápidamente entre distintas cuencas. Estamos aplicando tecnologías como químicos avanzados para mejorar la recuperación, que ya probamos en Permian, y las estamos trasladando a otras áreas. Estamos viendo buenos resultados iniciales. Todo indica que seguiremos mejorando costos, eficiencia y productividad en todo el portafolio”.
–Mencionaste Argentina y Vaca Muerta. ¿Cómo la ves? –le preguntó entonces Daniel Yergin, es uno de los analistas de energía más influyentes del mundo.
–La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción. Bajo el presidente Milei, esos obstáculos se están abordando de manera sistemática, y estamos viendo avances reales.
–La “invertibilidad” de Argentina está mejorando.
–Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo.
El ministro de Economía, Luis Caputo, había anticipado a comienzos de mayo por la red social X que la firma estadounidense estaba preparando esta presentación millonaria para el RIGI, que es la que acaba de oficializar hoy.
Nos reunimos junto con @pabloquirno y @alejandrito con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de 10 mil millones de dólares. pic.twitter.com/CVuz0tmxeq
La provincia de Neuquéncomenzó a implementar un nuevo esquema para cuantificar y reportar las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector del Oil & Gas. El proceso se enmarca en la Ley 3454, y su actualización mediante la Resolución N.º 285/25, que establece criterios técnicos y metodológicos para la construcción de inventarios de emisiones en Vaca Muerta.
Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén, impulsó el diseño regulatorio en articulación con la Comisión de Emisiones del IAPG. Una de las principales conclusiones del trabajo fue que la gestión de emisiones ya no podía sostenerse sobre criterios dispersos o voluntarios.
“Hacía falta un marco común para que los reportes fueran comparables, trazables y conseguir una mejor calidad de datos incrementando gradualmente la complejidad metodológica para que estos sean útiles en la toma de decisiones públicas”, indica Nogueira.
La necesidad de mayores niveles de rigurosidad metodológica apareció especialmente en el tratamiento del metano. Existe un nivel de incertidumbre muy alto en los datos de emisiones de metano que se obtienen con niveles metodológicos básicos con granularidad baja y factores de emisión genéricos.
La AIE (International Energy Agency) plantea en sus informes de metano que las estimaciones presentadas por los diferentes países estarían siendo subestimadas en un 80% si se las compara con datos obtenidos a partir de mediciones.
Por eso el procedimiento de reporte de la provincia de Neuquénprevé un cronograma donde gradualmente las empresas incrementan la complejidad metodológica de sus estimaciones, desde esquemas de baja granularidad y factores de emisión genéricos hasta estimaciones por fuente y factores basados en mediciones hacia 2030.
El sistema establece cinco niveles de monitoreo, desde categorías generales de fuentes de emisión hasta metodologías avanzadas con identificación detallada de equipos y procesos, factores propios y validaciones mediante tecnologías top-down.
“La tecnología cumple un rol central porque mejora la calidad del dato. Hablamos de herramientas que nos permiten medir, reducen incertidumbre y mejoran la capacidad de control”, sostiene Nogueira: “El desafío no es solamente tener datos, sino construir información comparable y útil para identificar fuentes críticas, orientar decisiones de mitigación y mejorar el desempeño ambiental del sector”.
Nueva etapa en Neuquén: procedimiento de reporte
En abril, las autoridades presentaron formalmente el Procedimiento de Reporte de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del Sector Hidrocarburífero. Se estableció un esquema progresivo que diferencia a pequeñas y grandes productoras. El primer reporte obligatorio correspondiente al inventario 2025 deberá presentarse en septiembre de 2026.
“El trabajo con la Comisión de Emisiones del IAPG fue muy importante en cuanto al conocimiento de la institución, lo que nos permitió desarrollar un procedimiento que fuera exigente, aplicable y realista”, explica Nogueira.
El procedimiento prevé auditorías por terceros y habilita a la Autoridad de Aplicación a solicitar documentación para re-verificar reportes auditados. “El valor de este proceso es pasar de una regulación del dato a una política de mitigación con fundamento técnico”, suma Nogueira.
El procedimiento adopta referencias internacionales como IPCC AR6, GHG Protocol, The Climate Registry, API Compendium y OGMP 2.0 para niveles avanzados de metano, adaptadas a la realidad productiva y regulatoria de Neuquén.
Para la provincia, la capacidad de medir, reportar y verificar emisiones empieza a formar parte de las condiciones de competitividad futura de Vaca Muerta. “En los próximos años va a pesar más la capacidad de medir bien, reducir incertidumbre, controlar metano y mostrar trazabilidad frente a mercados, financiamiento e inversión”.
La lectura oficial es que el futuro de Vaca Muerta no dependerá únicamente del crecimiento productivo, sino también de la capacidad de construir reglas claras, información comparable y sistemas robustos de monitoreo, reporte y verificación.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que la competitividad del gas asociado de Vaca Muerta reducirá drásticamente los costos locales de producción y ubicará a la Argentina al tope del podio global de precios bajos durante las próximas dos décadas. A su vez, remarcó que «Vaca Muerta no es para una sola compañía, necesita de otras empresas extranjeras».
El ejecutivo argumentó que la masificación del crudo no convencional generará tal volumen de gas asociado que el valor marginal del recurso se desplomará, permitiendo abastecer a la industria a valores inéditos y estructurar el negocio de exportación de gas natural licuado (LNG) con una gran rentabilidad.
Las definiciones de Marín se dieron durante la jornada de apertura de la Conferencia Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) que se realiza en Buenos Aires. En un diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal, el titular de YPF aseguró que «con el desarrollo que se está haciendo en Vaca Muerta, Argentina va a ser uno de los cuatro o cinco países con la energía más barata del mundo» .
«Ya cuando se exporta se está logrando un import parity y como el gas se lo necesita para la industria cuando tenés mucho gas asociado el valor marginal baja, por eso en los próximos años, en los 30 y los 40, la Argentina va a ser uno de los países con la energía más baratadel mundo«, reafirmó el directivo al destacar que esa competitividad va a permitir otros desarrollos industriales.
Al analizar la magnitud del proyecto de GNL y la estructura de ingresos con la italiana ENI y la emiratí Adnoc, Marín detalló que «los revenues son la mitad gas y la mitad líquidos, y este desarrollo va a permitir duplicar el tamaño de YPF porque va a ser una compañía que produzca más de medio millón de barriles».
La consolidación de una Argentina exportadora
«Tenemos que lograr nuestro objetivo de ENI y XRG de empezar el proyecto en 2027 y trabajamos fuerte para lograrlo y Argentina va a ser un exportador de los primeros 6 o 7 a nivel mundial, e YPF va a estar entre los primeros 10 exportadores de NGLs del mundo, porque lo que tenemos es más del doble de un proyecto normal», enumeró Marín.
Marín tambien remarcó el hito que representa la articulación del sector para acelerar las obras de evacuación de petróleo y generar divisas en el corto plazo. «Logramos con toda la industria el primer oleoducto invertido por privados que puede llegar a los 800.000 barriles por día de exportaciones«, destacó, precisando que este proyecto estratégico permitirá viabilizar «más de 20.000 millones de exportaciones, y otros $10.000 millones entre Chile y Bahía Blanca».
A partir de la entrada en operación de la plataforma exportadora Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) prevista para comienzo del año próximo, el ramp up de producción de la compañía permitirá «este fin de año llegar a 250.000 barriles en Vaca Muerta y el año que viene va a sorprender la cifra con la que vamos salir en dicembre de 2027″.
Pero para cumplir con la armonización de los distintos proyectos, Marín se refirió a la gestión de los equipos de perforación (rigs) dentro de la empresa, para lo cual determinó una separación estricta de los recursos, «Para que cada área tenga su presupuesto y sus metas de actividad sin interferencias, dividimos cuatro proyectos distintos que son YPF oil, YPF gas mercado interno, YPF LNG e YPF exploración y nuevas áreas«.
Al analizar el rol de YPF en la economía, el directivo descartó que la compañía deba expandirse hacia otros eslabones productivos fuera de su actividad principal. «No podemos estar en todos los sectores de la economía, sería un error. El mayor valor que le puede dar YPF al país es desarrollar a pleno Vaca Muerta, no quedarse con todos los negocios y que otros privados inviertan en lo que está generando», argumentó.
En ese sentido, reconoció que la abudancia de gas a precios competitivos habilita a desarrollar proyectos aún de mayor valor agregado: «A mí me encantaría que haya inversores extranjeros, que tomen ventaja de lo que estamos haciendo y metan una petroquímica en Rio Negro, porque no te conviene exportar la materia prima sino el producto».
Los nuevos jugadores y las fronteras de Vaca Muerta
Sobre la llegada de nuevos jugadores al no convencional neuquino, el presidente de YPF afirmó que «Vaca Muerta no es para una sola compañía, necesita de otras empresas extranjeras y son las que se están yendo al límite, a Río Negro y están desafiando todo el mapa y son los que van a lograr con mas riesgo algo que sin ellos no se hubiera conseguido».
Al ser consultado sobre el futuro del mercado regional, Marín señaló que el LNG es el gran negocio, pero anticipó que los despachos a los países vecinos se repartirán entre varios jugadores. «Seguramente la Argentina va a exportar regionalmente, a distintos niveles de mercado, y va a ser más compartido entre todas las compañías con volúmenes menores para cada una de ellas, y después eso construirá la credibilidad que vayamos ganando», afirmó.
Al referirse al offshore, el directivo ratificó la apuesta por la exploración costa afuera y detalló los planes junto a la italiana ENI. «Vamos a perforar en Uruguay y tenemos que tener mala suerte que se dé en todos lados y en la Argentina no se dé. Va a ser muy exitoso e YPF va a tener en los años 30 un EBITDA gigante con un offshore que va a ser importante«, aseguró, al adelantar que «a fin de año se definirá con ENI si se pasa a perforación para principios de 2028, siendo conservadores».
Finalmente, el ejecutivo respaldó la marcha de la economía y aseguró que Vaca Muerta traccionará al resto de las industrias. «No me preocupa para nada el país, va en una dirección absolutamente correcta, totalmente de acuerdo sobre la economía y los incentivos adecuados que se están dando. La inversión que se va a hacer es muy importante, y beso nos está poniendo en todos los mapas», concluyó Marín.
Edgardo Volosín, director ejecutivo de Edenor, continuará por cuarto ao consecutivo al frente de Adeera.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) realizó su Asamblea General Ordinaria, en la que se definió la nueva conformación de las autoridades que integrarán la Comisión Directiva. Durante el encuentro, se resolvió por voto unánime la reelección de Edgardo Volosin, representante de Edenor, para presidir la entidad por un nuevo período.
La entidad informó este lunes que «la decisión ratifica una agenda de trabajo orientada al fortalecimiento del sistema de distribución eléctrica, el intercambio técnico entre empresas y el impulso de iniciativas vinculadas a la innovación, la eficiencia y el desarrollo sostenible de la actividad».
De esta manera, el nuevo mandato de Volosin apunta, según informaron, a dar continuidad a los ejes estratégicos planteados para optimizar el servicio en un contexto de constantes desafíos operativos y regulatorios. Bajo su conducción, se destacó, la cámara consolidó su posicionamiento institucional y promovió activamente el desarrollo tecnológico, así como el trabajo conjunto entre las operadoras de la Argentina.
Durante el último ejercicio, la entidad intensificó su agenda internacional mediante una labor coordinada con la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (Adelat). Entre las acciones conjuntas se destacó la difusión del documento «Innovación y Estrategias para la gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y Caribe», una problemática central para la eficiencia de las redes en la región.
La nueva conducción de Adeera
Acompañarán a Volosin en las vicepresidencias Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Por su parte, las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep), en tanto que Gustavo Piuma Justo (Edea) se desempeñará como prosecretario.
El esquema directivo se completa con Mario Moya (Epen) en el rol de tesorero y Alberto Velarde (Apeba) como protesorero. A su vez, el control y la fiscalización interna de la entidad estarán bajo la responsabilidad de Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Pablo Cuenca (Dpec), quienes asumieron como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas. Con este equipo técnico y político sectorial, se buscará profundizar el debate sobre las inversiones necesarias para el parque de distribución nacional.
En la actualidad, Adeera agrupa a 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En su conjunto, las empresas asociadas brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el territorio de la Argentina, operan una red de 465.000 kilómetros y emplean a 60.000 personas de manera directa. Además, el volumen de operación supera los 132.000 GWh al año, lo que representa el 98% del total de la energía eléctrica consumida en el país.
La Cámara Federal de Apelaciones de Comodoro Rivadavia hizo lugar a los planteos formulados por la Procuración del Tesoro de la Nación y dejó sin efecto la suspensión de la modificatoria de la denominada Ley de Glaciares, en la provincia de Santa Cruz, informó el organismo nacional. La medida cautelar dictada por el Juzgado Federal de Río Gallegos había suspendido la aplicación de la Ley N.º 27.804, complementaria de la Ley N° 26.639 sobre el Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial.
La decisión constituye un respaldo a la postura del Estado Nacional que se manifestó «en defensa del modelo argentino de federalismo de concertación ambiental, en el que la Nación fija el estándar básico de protección del ambiente y las provincias complementan, aplican y ejercen el poder de policía dentro de sus competencias” tal como argumentó en la apelación presentada por los abogados del Estado en abril pasado.
Según creen en el gobierno nacional, la modificación del esquema de protección es uno de los puntos clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre. De la misma manera se valora la estabilidad e incentivos que brinda el Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI) y un contexto de demanda y precios internacional muy favorable.
La medida cautelar había sido promovida por autoridades delMunicipio de El Calafate, concejales, legisladores provinciales y nacionales, quienes cuestionaban la constitucionalidad de la reforma arrogándose la representación de todos los habitantes de la provincia. El Juzgado Federal de Río Gallegos había hecho lugar a este pedido de manera provisoria suspendiendo los efectos de la ley antes de que existiera una decisión judicial sobre el fondo del asunto.
Los fundamentos de la Cámara Federal
Al resolver la apelación interpuesta por el Estado Nacional, la Cámara Federal de Comodoro Rivadavia receptó los agravios desarrollados por la Procuración del Tesoro y revocó la cautelar en un fallo dado a conocere esta tarde.
En ese sentido consideró que la cautelar «no contiene ninguna evaluación sobre las disposiciones de la ley que decide suspender; tiene por verificados los requisitos de verosimilitud del derecho y peligro en la demora en base a meras eventualidades descriptas por los recurrentes y decanta en una orden dirigida al Estado Nacional de confusas implicancias desconociendo los límites territoriales de actuación del propio juzgado.”
Asimismo, destacó que la sentencia apelada carecía de una fundamentación suficiente para justificar una medida de tal alcance, especialmente tratándose de una ley sancionada por el Congreso de la Nación, lo cual exige extremar la prudencia con la que la cuestión debe ser evaluada.
Respecto a la supuesta representación invocada por los demandantes la Cámara fue tambien contundente en su resolución: «El Intendente de El Calafate, la Presidenta de su Concejo Deliberante o los legisladores que suscribieron el escrito de inicio, no poseen legitimación para auto arrogarse la representación del pueblo de toda una Provincia en el sentido que aquí han pretendido”.
La Procuración del Tesoro expresó que continuará ejerciendo la defensa judicial del Estado Nacional y de la vigencia de la Ley 27.804 «frente a los distintos planteos promovidos para impedir la aplicación de una norma debatida y debidamente sancionada por el Congreso de la Nación«. Tal como sostiene la apelación presentada en esta causa «el Poder Judicial puede controlar la constitucionalidad, pero no reemplazar opciones regulatorias razonables por otras que considere, por el criterio de un juez, más prudente o más conveniente.”
Qué dice la nueva legislación cuestionada
A comienzos de abril el Congreso nacional aprobó la modificación a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Protección de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una norma sancionada en 2010. La modificatoria introdujo 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 durante los últimos 15 años refiere a la definición de periglaciar, que los describe de manera laxacomo 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.
Además, la norma aprobada 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.
De izquierda a derecha: Rodolfo Kramer (Conuar), Juan Martín Campos (Nucleoeléctrica), Leonardo Sobehart (ARN), Federico Ramos Napoli (SAN), Martín Porro (CNEA), María Jimena Schiaffino (DIGAN, Cancillería Argentina), Bruno Oberlis (Dioxitek), y Gabriel Absi (INVAP).
La Secretaria de Asuntos Nucleares (SAN) definió una serie de nuevos lineamientos de política nuclear para potenciar el vínculo con el sector privado, en un contexto de incipientes oportunidades comerciales de exportación. Los lineamientos suponen también un redimensionamiento de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), en donde se explora otorgar en concesión el reactor multipropósito RA-10.
Sin embargo, la fuga de personal profesional y técnicos especializados por el deterioro salarial y el ajuste presupuestario complican la capacidad del organismo científico para cambiar hacia un esquema en el que pueda capitalizar nuevas oportunidades y generar verdaderos ingresos.
El acto de celebración por el 76° aniversario de la creación de la CNEA que se realizó este domingo en la sede central del organismo fue el contexto elegido por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, para presentar un documento con los nuevos lineamientos para la política nuclear argentina, con los cuales se pretende cimentar un nuevo rumbo para el organismo y el sector nuclear.
“Es importante que entendamos que si nos cerramos únicamente en lo que el sector nuclear hace en el ámbito público nos vamos a estar perdiendo, probablemente, la oportunidad más importante que este siglo le ofreció a la Argentina en materia nuclear”, dijo Ramos Napoli en el discurso de apertura del acto, acompañado por el presidente de la CNEA, Martín Porro, funcionarios de la Autoridad Regulatoria Nuclear y Cancillería Argentina, y directivos de Nucleoeléctrica, Conuar, INVAP y Dioxitek.
Justamente, directivos de estas y otras empresas como IMPSA y Meitner Energy participarán del taller regional de Infraestructura Fundamental para el Uso Responsable de la Tecnología de Reactores Modulares Pequeños (FIRST) que se realizará esta semana en Buenos Aires, según pudo saber EconoJournal. Se trata de una iniciativa creada por el Departamento de Estado de los Estados Unidos para apoyar a los países que exploran el potencial para reactores modulares pequeños (SMR).
Las empresas del sector buscan capitalizar oportunidades en la provisión de servicios para reactores de gran potencia y manufactura de componentes para reactores SMR. También en la cadena de suministro de combustibles nucleares. «No tenemos que conformarnos con minar uranio, tenemos que exportarlo con valor agregado», dijo Ramos Napoli.
Cuáles son los nuevos lineamientos para la política nuclear
El documento difundido por la SAN no propone un plan nuclear. En cambio, evalúa la historia de la política nuclear argentina y establece una serie de principios rectores y de criterios que guiarán las decisiones que se adoptarán. El principio más importante será la validación de los proyectos del sector nuclear sobre criterios comerciales, tanto para proyectos futuros como los existentes.
En ese sentido, el secretario ejemplificó que podrían otorgar en concesión la operación y gestión comercial del reactor multipropósito RA-10, a cambio del pago de un canon. El principal argumento para concesionar el RA-10 es la dificultad del organismo para desarrollar la cadena logística de conlleva la comercialización de radioisótopos médicos.
“La CNEA no está en condiciones de operar ese reactor. Vimos si podíamos reestructurar el ciclo del reactor para poder exportar todas las semanas 150 o 200 curies a Brasil. Las desinteligencias propias de la gestión de un organismo de ciencia y tecnología llevaron a que no se pueda correr el ciclo”, explicó Ramos Napoli en un diálogo posterior con EconoJournal y otros medios presentes.
El RA-10 es un reactor principalmente orientado a la producción de radioisótopos médicos e industriales y que puede brindar servicios nuevos en el país, como el dopaje de silicio. La primera criticidad del RA-10 se espera hacia diciembre o el primer trimestre del 2027. La ARN ya otorgó a CNEA la licencia de puesta en marcha, aunque aún se gestiona la licencia de operación.
Recinto del reactor multipropósito RA-10.
Los interesados en operar el RA-10 deberán asumir el costo de invertir en la planta anexa para la separación y retiro de los radioisótopos médicos. Una eventual concesión no interferirá en la utilización del Laboratorio de Haces Neutrónicos, una instalación que se sirve de los neutrones que el reactor generará y que será utilizada por la CNEA para investigación nuclear.
Por otro lado, en materia de investigación científica y tecnológica, el criterio central es que las líneas en investigación tanto básica como aplicada deberán tener conexión con el sistema nuclear, ya sea por aplicación a una demanda sectorial verificable o por anticipación trazable. De lo contrario, no serán computadas dentro del presupuesto sectorial y se canalizarán “hacia los marcos institucionales del sistema científico nacional”.
Esto supondría la clausura de líneas de investigación e inclusive de departamentos completos, como el Departamento de Energía Solar, que diseña, fabrica y testea los paneles solares para los satélites argentinos. En rigor, la CNEA otorga y costea instalaciones para investigadores de otros organismos, como el CONICET y la CONAE, una situación que se busca ordenar.
La visión de la SAN y los reclamos de recomposición salarialen CNEA
Reclamos por recomposición salarial en la sede central de la CNEA.
Según la Secretaría de Asuntos Nucleares, el sector nuclear argentino debe alcanzar la sostenibilidad económica. En lo que respecta a la CNEA, esto supone reforzar la generación de ingresos adicionales al presupuesto que el Estado destina por año al organismo. Hacia adelante, los nuevos proyectos financiados por el Estado deberían reportarle ingresos al organismo. También se buscará la participación en las ganancias que generen las empresas en donde ya es accionista, como Nucleoeléctrica y Dioxitek.
Además, la institución busca reducir los gastos operativos por la gestión de instalaciones, como el futuro RA-10, o los generados por la conservación de instalaciones o proyectos parados, como la Planta Industrial de Agua Pesada(PIAP) y el reactor prototipo CAREM.
En ese sentido, la intención de concesionar o buscar un socio externo que inviertan en instalaciones como el RA-10 o la PIAP, a cambio del cobro de canones u otros esquemas de redituación económica, son señales de un redimensionamiento de la CNEA.
El rol del organismo como principal ejecutor y gestor comercial de grandes proyectos es un tema que motiva debates intrasectoriales, como los reflejados en un evento de la Fundación Balseiro que nucleó a más de 20 referentes del sector.
Otro indicio del redimensionamiento es la salida de profesionales y técnicos especializados. Los gremios APCNEAN, ATCNEA y ATE CNEA reiteraron el pedido por la recomposición de los salarios y un aumento presupuestario para proyectos, a través de un documento firmado por 556 trabajadoras y trabajadores del organismo, entre ellos 183 jefas y jefes.
Unas 300 desvinculaciones se produjeron en el organismo en algo más de dos años. En el horizonte inmediato aparece la finalización de unos 300 contratos el 30 de junio, que no serían renovados en su totalidad. Los gremios advierten que es imposible sostener el funcionamiento de los grupos de trabajo.
La salida de personal en los últimos años supuso dificultades incluso para el avance de proyectos priorizados por el gobierno, como el reactor RA-10. «Algunos de los operarios formados para la puesta en marcha del reactor dejaron la CNEA», dijo una fuente.
El ajuste presupuestario también supone una dificultad para encarar otras iniciativas, como la licitación de la Planta Industrial de Agua Pesada. Las autoridades de CNEA buscan negociar un convenio con los gremios para realizar el vaciado del amoníaco, un proceso que consideran necesario para evaluar el estado real del activo y dar garantías a las empresas interesadas en participar en la licitación de la planta en Arroyito, Neuquén.
La PIAP es operada y mantenida por ENSI, una empresa conjunta entre la CNEA (51%) y la provincia de Neuquén (49%). La intención sería firmar un nuevo convenio y contrato para el vaciado del amoníaco y la conservación de la planta hasta que se realice la licitación. Sin embargo, fuentes gremiales consideran que la iniciativa esta trabada por la falta de presupuesto para invertir en el procedimiento de extracción del amoníaco.
El proyecto oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) ya registra un nivel de ejecución de casi el 70% y ajusta su cronograma de obras con la meta de recibir el primer crudo para pruebas de llenado hacia el cierre de este año. En efecto y mientras se buscan resolver algunos problemas logísticos consecuencia de la guerra en Medio Oriente, la carga del primer barco exportador en la terminal marítima de Punta Colorada se mantiene para inicios de 2027.
La megaobra de infraestructura, que demanda una inversión de US$3.000 millones motorizada por un consorcio de las principales petroleras de la cuenca Neuquina, apunta a duplicar la capacidad de evacuación de la región. El avance se da en un escenario de fuerte aceleración de la actividad, luego de que la producción de crudo no convencional de la cuenca marcara en abril pasado un nuevo récord de 628.924 barriles diarios.
VMSO: Cronograma de obras y trabajo logístico
¿Cuál es la secuencia de entrega de obras? En diálogo con EconoJournal, Gustavo Chaab, CEO de VMOS, explicó: “Estamos en un grado de avance cercano al 70%. La cabecera de bombeo en Allen -que tiene previsto el fin de obras para octubre- ya tiene los dos tanques probados, en etapa de pintado y terminado. En paralelo, se está completando todo lo que es la estructura de bombeo».
«Eso tiene que estar listo el 31 de octubre -especificó Chaab-. El ducto ya está listo y esperamos recibirlo durante el mes de julio. Se están realizando ahora todas las pruebas que normalmente en la jerga llamamos precomisionado”.
A pesar de la previsibilidad en el ritmo de obra civil, la compañía monitorea el aprovisionamiento de componentes importados críticos debido a las tensiones internacionales en las rutas navieras por la Guerra en Medio Oriente.
«Hay que resolver algún tema logístico porque hay provisiones que vienen de la zona de conflicto, pero estamos confiados que a fin de año vamos a poder ingresar con petróleo y luego cargar el primer barco”, sostuvo Chaab sobre los potenciales desafíos que enfrenta la cadena de suministros.
En cuestión de plazos, el cronograma prevé completar la infraestructura troncal y las plantas de bombeo críticas antes del inicio de la próxima temporada estival, de modo que el sistema se encuentre operativamente apto para iniciar el precomisionado.
El lanzamiento del VMOS es un desarrollo de las principales operadoras de la industria que conviven en la gestión de la obra.
La terminal de almacenamiento y despacho ubicada en Punta Colorada, sobre el Golfo San Matías en la provincia de Río Negro, conforma el eslabón logístico más complejo del proyecto. En ese emplazamiento costero se localizan las unidades destinadas a la recepción y acopio del hidrocarburo, cuyas dimensiones duplicarán los estándares de la industria local con seis tanques de 120.000 metros cúbicos cada uno.
En paralelo, las tareas de vinculación hacia el sector marítimo ya comenzaron a desplegarse para asegurar la conexión con los puntos de amarre mar adentro. El consorcio informó incluso que ya fueron embarcados componentes críticos para el sistema de fondeo, que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA, dando inicio a una nueva etapa en el desarrollo del proyecto VMSO.
Punta Colorada, la mayor terminal portuaria del país
Desde la teminal de almacenamiento parte un ducto de 15 kilómetros que conectará con las dos monoboyas marítimas.
A pesar del desafío que representa en cuanto a su complejidad, según Chaab, Punta Colorada «tiene dos tanques bastante avanzados para estar listos también en octubre de este año. En este momento la terminal está en pleno montaje electromecánico -las cañerías, la electricidad y los cables de instrumento».
«Eso tiene que tener durante este año lo que llamamos terminación mecánica uno, porque nos permitiría arrancar a un caudal reducido de 180.000 barriles por día. Seguramente el primer barco lo estaremos cargando a principios del año que viene», precisó el directivo.
La terminal acaba de empezar la obra en el mar, «ahí se prevé desplegar un ducto que va desde la terminal, que está a 7 kilómetros de la costa, por otros 8 kilómetros más bajo el mar. El primer kilómetro se hace enterrado, entonces se está haciendo ese cruce dirigido y está empezando en estos días en la costa de Punta Colorada”, dijo el CEO de VMOS.
La infraestructura marina se completará con la incorporación de equipamiento de alta tecnología importado, clave para posibilitar el amarre y la operación simultánea de las embarcaciones de escala global. “Ese ducto va a llevar el petróleo a dos monoboyas que se están construyendo actualmente en Emiratos Árabes y esa infraestructura va a estar anclada con cadenas y seis anclas que en este preciso momento están llegando a Punta Colorada para ya instalarlas».
Las dos monoboyas van a trabajar en serie: mientras una esté cargando, la otra puede estar en maniobras de amarre. Al principio van a operar en backup, hasta que se llegue a los 550.000 barriles previstos a fines del 2027. La totalidad del crudo movilizado a través de la traza de VMOS tendrá como destino exclusivo el mercado externo.
A la espera de los mega petroleros VLCC
El puerto de aguas profundas fue diseñado bajo parámetros internacionales para recibir buques de tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), capaces de transportar hasta dos millones de barrilespor viaje, lo que otorgará ventajas competitivas en materia de fletes frente a las terminales actuales del país.
El atractivo del crudo tipo Medanito en el escenario internacional se vio reforzado por la necesidad de las refinerías globales de diversificar proveedores ante la inestabilidad geopolítica. Chaab describió las ventajas geográficas y de calidad que ofrece el proyecto: “Punta Colorada va a ser un buen lugar para venir a buscar petróleo, permite diversificar origen, algo que las refinerías clientes seguramente lo van a apreciar».
«Estamos a distancias muy competitivas tanto de la costa oeste de Estados Unidos como de Asia. Por la calidad del recurso, por la calidad de Vaca Muerta, la Argentina va a pasar a ser un exportador estructural, entonces vamos a estar en el mercado por mucho tiempo”, aseguró.
Más allá del impacto en la balanza comercial energética, la construcción civil está traccionando de manera directa el empleo y el desarrollo de proveedores en la provincia de Río Negro. La obra demanda actualmente el despliegue de unos 3.000 operadores en los distintos frentes de trabajo, abriendo camino a futuras capacidades locales para la instalación de infraestructura de escala similar en la región.
«Muchas de esas personas no eran personal capacitado, pero creamos la posibilidad de contar con recursos humanos capaces de construir grandes ductos, tanques e infraestructura para hidrocarburos de los futuros proyectos que se vienen», resaltó el directivo.
Lamboglia en el centro de la foto el día que asumieron las nuevas autoridades.
El presidente del flamante Ente Nacional del Gas y la Electricidad (ENRGE), Néstor Marcelo Lamboglia, designado al frente del organismo hace menos de un mes, renunció sorpresivamente este lunes en medio de una fuerte interna que mantenía dentro del directorio con Marcelo Nachón, vocal del organismo y hasta mayointerventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). En su lugar asume el vice Vicente Serra.
Lamboglia le comunicó este lunes por la mañana su renuncia al resto de los miembros del directorio y además envió un memo por el sistema GEDO oficializando su decisión.
Las internas que motivaron la renuncia de Lamboglia
EconoJounalhabía revelado en abril sobre la existencia de una fuerte interna entre estos funcionarios pese a que por entonces el organismo ni siquiera había terminado de constituirse.
Lamboglia, quien se antes de asumir en el ENRGE se venía desempeñando como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), había suferido en una reunión realizada el pasado 8 de abril no renovar ningún contrato en los entes hasta que el ENRGE estuviese en funciones, pero Nachón desconoció ese pedido y pocos días después renovó por seis meses 73 contratos del Enargas que vencían el 30 de junio. Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.
También habían chocado porque Nachón quería conservar en el nuevo ente un cuerpo de asesores externos y Lamboglia decía que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo.
Las nuevas oficinas del ENRGE se establecieron en la histórica sede del ENRE en Madero al 1000, pero Nachón se negaba a ir con el argumento de que no estaban dadas las condiciones edilicias para trabajar en ese lugar.
El jueves el directorio mantuvo una reunión para aprobar las subas de tarifas de junio y Nachón no fue lo que terminó de colmar la paciencia de Lamboglia, quien es diabético y no quiere que esta situación le termine afectando la salud.
Otro punto en el que no se ponían de acuerdo era el de la readecuación salarial dentro del organismo. Las disparidades entre los salarios del ex ENRE y el ex Enargas son muy marcadas. Por ejemplo, en el Enargas hay funcionarios que llegan a cobrar hasta 32 millones de pesos brutos, mientras que en el ENRE los sueldos más altos llegan a 8,5 millones brutos. La intención de Lamboglia era recomponer el ingreso de los que venían del ENRE, pero dentro de un plan de adecuación que involucraba a toda la plantilla del nuevo organismo. Sin embargo, el enfrentamiento con Nachón estaba haciendo inviable esa coordinación.
La jornada se llevará a cabo del 3 al 5 de junio bajo el lema “Minería estratégica para un mundo en transición”
El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) anuncia la edición 2026 de la Semana de la Ingeniería, que se llevará a cabo del 3 al 5 de junio bajo el lema “Minería estratégica para un mundo en transición”. La presidencia del evento estará a cargo de Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina y referente del sector, con una extensa trayectoria en minería, energía, infraestructura y desarrollo productivo.
El evento reunirá a destacados referentes de la industria, la academia y el sector público para debatir el rol del sector y los minerales críticos en el desarrollo económico argentino y en la transición energética global. En un contexto internacional marcado por la creciente demanda de cobre, litio y otros recursos estratégicos, se pondrá el foco en las oportunidades que tiene la Argentina para consolidarse como un actor relevante en las cadenas de valor vinculadas a la electrificación, las energías renovables y las nuevas tecnologías.
«Como ingeniero tengo la certeza de que nuestra disciplina transforma los recursos en desarrollo concreto. Aplicada a la minería, es un puente indispensable como motor de progreso para el país y un aporte al crecimiento sostenido para las comunidades cercanas a las operaciones, fortaleciendo la cadena de valor y potenciando las capacidades de nuestros profesionales», señala Pérez de Solay.
La minería como eje de la agenda
Por su parte, Pablo Bereciartua, presidente del CAI, afirma que “la minería representa una oportunidad histórica para la Argentina. Tenemos recursos de clase mundial, capacidad técnica y la posibilidad de convertirnos en protagonistas de la transición energética global”. Ingeniero de profesión también y responsable del cierre institucional del evento, destaca que “el desafío es desarrollar esos recursos de manera sostenible, con infraestructura adecuada, generación de empleo de calidad y una visión de largo plazo que permita transformar el potencial geológico en desarrollo económico y social para el país.”
Entre los ejes centrales del evento se destacan: el desarrollo del cobre y los minerales críticos como oportunidad estratégica para la Argentina; los desafíos de infraestructura y logística para acompañar el crecimiento del sector; el impacto de la minería en el empleo y el desarrollo regional; la innovación tecnológica aplicada a la actividad minera; y las estrategias para impulsar una minería sostenible, eficiente y alineada con los estándares ambientales internacionales.
Las jornadas técnicas incluirán conferencias y paneles con empresas líderes, especialistas y autoridades nacionales y provinciales, con el objetivo de construir consensos y propuestas concretas para potenciar el desarrollo minero local en las próximas décadas. Al cierre del evento, se presentará un documento con conclusiones y lineamientos estratégicos orientados al mediano y largo plazo.
La inscripción es gratuita y la agenda completa se puede consultar aquí.
América Latina y el Caribe pierde, en promedio, cerca del 17% de la energía generada por las denominadas Pérdidas No Técnicas (PNT), un registro tres veces superior al promedio de los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE). Así lo planteó un estudio de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de Latinoamérica (ADELAT), la Universidad de Chile, OLACDE y el BID, que reveló que la región registra niveles de ineficiencia que comprometen la sostenibilidad de sus sistemas en pleno proceso de transición energética.
El estudio «Recuperando Energía: Innovación y Estrategias para la Gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y el Caribe» abordó un problema que el sector de la distribución eléctrica que los mercados enfrentan de manera estructural por la magnitud y que puede afectar tanto lo operativo de la calidad del servicio como los equilibrios financieros de las compañías.
La magnitud del fenómeno es severa. En términos físicos, las pérdidas que excedieron el límite referencial del 10% representaron 120 TWh, un volumen equivalente a la totalidad de la generación eólica y solar consolidada en la región durante ese mismo período. La problemática exhibe un carácter generalizado que afecta a 22 de los 26 países analizados por Adelat y el BID.
Existen casos extremos con mermas superiores al 25%, como sucede en Jamaica y Paraguay, junto a volúmenes absolutos de criticidad extrema en mercados como Venezuela y Honduras. Para las compañías distribuidoras, el impacto financiero anual consolidado se ubica en un rango que va de los US$9.600 millones a los US$16.600 millones, lo que representa entre un 0,19% y un 0,33% del Producto Interno Bruto (PIB) de la región.
Delimitación de variables y la intencionalidad humana
Al respecto, Joaquín Lazo, especialista técnico y regulatorio de ADELAT, precisó en diálogo con EconoJournal que la denominación responde a criterios operativos claros: «La denominación no técnicas radica en el componente de gestión y conducta humana, para diferenciarlas de las pérdidas técnicas que obedecen a variables físicas inevitables ligadas al comportamiento de las redes», delimitando la intencionalidad.
Mientras las deficiencias no intencionales responden a fallas operativas o administrativas internas, el nudo crítico del sistema se concentra en las acciones deliberadas de hurto. «Las pérdidas no técnicas intencionales en las cuales se enfoca el estudio son de parte de usuarios que intencionalmente buscan hurtar electricidad«, remarcó el especialista técnico de la entidad regional.
Según se desprende del relevamiento sectorial, las pérdidas globales en el segmento de transmisión -alto voltaje- promedian un acotado 5%, debido a que los tendidos están fuera del alcance directo del fraude. En contraposición, el promedio trepa de manera drástica en las redes de distribución domiciliaria, donde la vulnerabilidad del esquema y factores físicos de la baja tensión disparan las mermas técnicas al 6% y las no técnicas al 8% promedio regional.
Una de las principales innovaciones del documento radica en el desarrollo de una base de datos regional que sistematiza las mejores prácticas aplicadas. A través de «fichas de medidas» estandarizadas, el reporte recopila las lecciones aprendidas por los operadores en áreas críticas como la regularización de medidores, la gestión de cobranzas en zonas complejas y la calibración de penalidades, ofreciendo un repositorio para que las empresas de la región dejen atrás los esquemas de ensayo y error.
El estudio recopiló datos mediante un abordaje metodológico de seis etapas, procesando respuestas válidas de 24 distribuidoras y realizando 30 entrevistas extensas a directivos de áreas operativas. La muestra total integró la experiencia de 37 compañías distribuidoras en 14 países -con participación de firmas de la Argentina- junto a organismos de control y regulación de 11 estados de Iberoamérica.
Modelos de gestión y el nuevo mapa de acción operativa
La investigación permitió estructurar una taxonomía operativa orientada a los objetivos específicos de intervención, desplazando las clasificaciones tradicionales por naturaleza. Este nuevo diseño estratégico se articula en tres ejes interdependientes: Detección y Localización (transición hacia analítica avanzada por cliente y gestión del riesgo basada en datos), Desincentivo y Control (blindaje físico y fiscalización focalizada), y Regularización e Inclusión.
Con relación al comportamiento regional, el experto de ADELAT explicitó que las realidades geográficas determinan patrones estacionales específicos. En ese sentido, señló que «las distribuidoras son muy heterogéneas entre sí y a lo largo de América Latina son muy distintas las zonas más aún dependiendo de ciertas estaciones del año, ya sea en el Caribe o hacia el sur de América Latina, por lo que es muy difícil una solución ganadora».
Desde la perspectiva tecnológica, el documento concluye que herramientas como la medición inteligente, la telemedición o la analítica avanzada de datos resultan insuficientes si no se apoyan en procesos internos robustos y bases comerciales de clientes actualizadas. Ningún algoritmo analítico posee la capacidad de subsanar inconsistencias en registros comerciales obsoletos o desalineados.
Asimismo, la viabilidad de los planes de contingencia depende fuertemente de los incentivos tarifarios y de las regulaciones específicas de cada jurisdicción. Lazo explicó las asimetrías del marco normativo respecto al traslado de ineficiencias: «En muchos países se reconocen pérdidas por lo que se asume cierto porcentaje que se paga a través de la tarifa de todos los usuarios. Pero por encima de esas pérdidas reconocidas las tiene que asumir la distribuidora, y si está por encima de ese nivel la distribuidora tiene incentivos en reducirlas».
Finalmente, las experiencias operativas de firmas como EPM o UTE reafirman que la reducción sostenible de pérdidas en entornos de vulnerabilidad social e informalidad no se agota en medidas coercitivas, sino que requiere una integración urbana y social efectiva. La contención del fraude técnico se presenta, en consecuencia, como un imperativo financiero y un vector indispensable para garantizar la equidad en el acceso al servicio y la flexibilidad operativa que impone la transición energética en la Argentina y la región.
Tal como advirtió Lazo para concluir, el trasfondo del problema excede los balances financieros y comerciales de las prestatarias: «El problema del fraude en la electricidad termina siendo un problema social porque estas derivaciones ilegales impactan por un lado en la calidad del servicio, son las zonas de menos recursos las que hurtan más electricidad y eso provoca que esas zonas tengan una menor calidad del servicio y también muchos riesgos».
YPF completó en el Puerto Quequén una operación clave para la obra offshore del proyecto VMOS.
La petrolera YPF anunció este viernes que se completó con éxito en el Puerto de Quequén la carga de cadenas y anclas destinadas a la futura operación offshore del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), en Punta Colorada, Río Negro. El consorcio acelera las obras para poder iniciar la carga del primer crudo a fines de año.
Las tareas logísticas permitieron embarcar componentes críticos para el sistema de fondeo, que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA, dando inicio a una nueva etapa en el desarrollo del proyecto.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló que “el desarrollo de Vaca Muerta requiere infraestructura a la altura de los grandes proyectos globales. Cada etapa que completamos refuerza nuestra visión de construir una plataforma exportadora de clase mundial”.
El fondeo constituye un componente esencial para la futura operación offshore, ya que permitirá fijar la posición de las dos monoboyas que integran este sistema en altamar. Con la finalización de la operación de carga en Quequén, el proyecto avanza hacia la fase de instalación offshore que permitirá la carga de buques de 2 millones de barriles de capaciadd.
“Este hito representa un avance en la infraestructura offshore, orientada a consolidar la exportación de petróleo y posicionar a la Argentina en el mercado global”, destacó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, el consorcio que reúne a ocho grandes compañías que llevan adelante el proyecto de unos US$3.000 millones.
Los materiales movilizados en esta primera campaña son seis anclas tipo High Holding Power (HHP), de aproximadamente 42 toneladas cada una, y seis cadenas de fondeo de 400 metros de longitud, con un peso cercano a 72 toneladas por unidad.
“Incluso en el escenario más optimista no va a alcanzar solamente con exportar recursos naturales para los 50 millones de argentinos. Hay que desarrollar algo más”, sostiene Alfie.
“Si alcanzara solo con promover inversiones, habría cien países desarrollados en el mundo”, sostiene Martín Alfie, uno de los fundadores de Misión Productiva, red de profesionales que busca aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos económicos que enfrenta la Argentina. En diálogo con EconoJournal, este economista que también se desempeña como jefe del área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones, destaca las virtudes del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), pero también sus limitaciones, poniendo foco especialmente en la falta de una política de desarrollo de proveedores locales, los excesivos beneficios fiscales y en la fragmentación económica que se está consolidando en un país donde solo un puñado de sectores productivos, con la minería y los hidrocarburos a la cabeza, parecieran estar en condiciones de escaparle a la crisis.
“El riesgo de apostar excesivamente a la minería y Vaca Muerta y no darle tanto espacio a otros sectores productivos que podrían desarrollarse, nos acerca más a una economía como la peruana y menos a economías como las de Canadá y Australia que utilizan sus recursos naturales como una base para desarrollar el resto de los sectores”, sostiene. “Incluso en el escenario más optimista no va a alcanzar solamente con exportar recursos naturales para los 50 millones de argentinos. Hay que desarrollar algo más”, agrega. El próximo martes 2 de junio Misión Productiva organiza en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires el Segundo Congreso Productivo para el Desarrollo, con la intención de poner en debate estos temas sobre los que Alfie aceptó conversar a modo de adelanto.
–Misión Productiva se presenta como una red de profesionales que busca promover el desarrollo productivo porque no hay una mejora sostenible en las condiciones de vida sin producir más y mejor, ¿los incentivos que otorga el gobierno de Javier Milei para promover la inversión a través del RIGI van en esa dirección?
En cierto sentido sí y en otro no. Era necesario un régimen que incentive las inversiones, sobre todo teniendo en cuenta el historial de Argentina y las restricciones macroeconómicas. Establecer un incentivo que otorgue seguridad jurídica era necesario. Ahora bien, nosotros lo que vemos es que hay algunos puntos, en particular lo que tiene con el desarrollo de proveedores, que limitan que ese incremento de la producción de minería, hidrocarburos y otros sectores tenga otro tipo de derrame sobre la economía. ¿Cómo aprovechamos el boom de la minería y Vaca Muerta para desarrollar toda la economía y no solamente ciertos enclaves productivos? Por otro lado, lo que nos parece preocupante es que se consolida una tendencia a la fragmentación porque vamos a tener pocos sectores con mucho dinamismo en exportaciones y en producción, mientras que todo el resto del entramado productivo va a seguir con las mismas dificultades que ya viene arrastrando, como la falta de acceso al crédito, una estructura impositiva distorsiva, problemas de logística y acceso a la energía. Las inversiones son súper necesarias, pero con eso sólo no alcanza.
–¿El gobierno confunde promover inversiones con promover desarrollo?
Claramente no es lo mismo. Vamos a un caso cercano. Perú recibe miles de millones de dólares de inversión en minería y no está transitando un camino hacia el desarrollo. Lo mismo ocurre con otros países de la región. En Argentina tuvimos tantos años de falta de crecimiento y falta de dólares, que generar dólares y exportaciones, nos parece correcto, pero hay que plantear este problema. No es solo con estas inversiones que Argentina va a ir hacia el desarrollo. Tenemos numerosos ejemplos de países que tienen una macroeconomía estable, exportan recursos naturales, la economía crece, pero bajo ningún punto de vista uno podría decir que se están desarrollando. Hay algo más que tenemos que discutir, sobre todo en un país como Argentina que tiene un entramado productivo industrial y de servicios. Hay que aprovechar eso y no soltarle la mano porque sino es una oportunidad que se pierde. Si alcanzara solo con promover inversiones, habría cien países desarrollados en el mundo.
–El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó en algún momento el caso peruano. ¿No terminan de ver esas limitaciones o no les importan?
Para ser justos, lo que destaca Caputo y los que ven de manera positiva el modelo peruano, es la cuestión macroeconómica. Perú es un país que de la mano de una política macro prudencial y, sobre todo, una fuerte independencia del Banco Central, logró estabilidad macroeconómica y baja inflación. Los presidentes cambian, van presos, y el riesgo país y la macroeconomía siguen bien. Lo que yo planteo es la otra parte del modelo peruano, que es su modelo productivo y social. El modelo productivo de Perú muestra un alto crecimiento de ciertas actividades, sobre todo la minería, pero un 80% de informalidad laboral y una estructura social que está muy fragmentada. No hay una calidad de vida que nos lleve a decir que es un modelo a seguir. En nuestro caso, el riesgo de apostar excesivamente a la minería y Vaca Muerta y no darle tanto espacio a otros sectores productivos que podrían desarrollarse, nos acerca más a una economía como la peruana y menos a economías como las de Canadá y Australia que utilizan sus recursos naturales como una base para desarrollar el resto de los sectores.
–¿Lo que usted sostiene es que apostar por el desarrollo hidrocarburífero y minero no necesariamente nos convierte en una economía de enclave, sino que eso depende de cómo se lleve adelante esa apuesta?
Exactamente. Nosotros lo que planteamos es que en la medida en que Vaca Muerta y la minería crezcan, que es algo súper positivo, se abren dos caminos. El camino de la Argentina extractiva, con una economía fragmentada que combina actividades basadas en recursos naturales que crecen mucho y el resto de las actividades cayendo, que es lo que pasó el año pasado y lo que está pasando ahora, o el camino de los países que en base a sus recursos naturales pueden desarrollar otros sectores y otras actividades. Además, es importante señalar algo: cuando uno ve los números de exportaciones, incluso las proyecciones más optimistas, se puede ver que Argentina va a exportar muchos recursos naturales, pero va a estar lejos de los niveles de Arabia Saudita o incluso de Australia. Esto lo plantean muy bien los estudios de Juan Carlos Hallak y Andrés López de la UBA. Incluso en el escenario más optimista no va a alcanzar solamente con exportar recursos naturales para los 50 millones de argentinos. Hay que desarrollar algo más.
–El RIGI se anunció originalmente para promover inversiones en actividades donde no las había, como el cobre o la exportación de GNL, pero ahora los beneficios se extienden a actividades productivas con altísimas tasas de ganancia como la extracción de petróleo no convencional. ¿Qué opinan sobre esa medida?
Es un punto muy importante el que señala, porque cuando uno promueve ese tipo de regímenes con tantos beneficios, siempre tiene que estar viendo dónde se está generando adicionalidad. Es decir, dónde se están dando beneficios y qué van a aportar. En el caso de la promoción del upstream, no está claro que esos beneficios estén disparando nuevas inversiones. Me parece que es una cuestión a discutir. El arte de la política productiva siempre es encontrar el equilibrio entre los beneficios que se otorgan y lo que se exige a cambio. Nosotros creemos que esa cuenta en el upstream no da del todo bien y que debería revisarse.
–Si el gobierno actual finalmente aprueba esos RIGI, el incentivo es por 30 años.¿Qué herramientas puede tener un gobierno de otro signo político que asuma en el futuro para revertir esos beneficios sin arriesgarse a ser demandado en un tribunal internacional?
Es una pregunta más para un abogado que para un economista. Argentina tiene que apuntar a sostener los contratos, a no romper reglas de juego y después se verá qué margen de acción hay. Siempre hay márgenes de acción que tienen que ver con plantear mecanismos de diálogo y articulación. Cuando se observan los casos de Australia, Canadá y Noruega, hay muchas políticas para desarrollar proveedores sin exigencias de compre local, sino planteando articulación. Incluso a las mismas empresas les interesa porque si un proveedor local puede garantizar precio, calidad y servicios de postventa, lo van a preferir ya que la cercanía es algo positivo. ¿Qué mejor para una empresa que tener un proveedor cerca en tiempos de guerra? Lo que tenemos que discutir es cómo generamos las condiciones para que esos proveedores estén y eso es lo que hoy no se está discutiendo. Las cámaras de proveedores nacionales plantean que en la actualidad están jugando con la cancha inclinada, no tienen acceso al crédito y tienen problemas para proyectar. Es importante plantear también que la torta de la minería y de la energía va a ser muy grande en los próximos años. Va a haber espacio para todos. Para las operadoras, para los proveedores locales, para los proveedores nacionales y para que el Estado recaude impuestos. Tenemos que pensar cómo ensanchamos la base de los que pueden acceder a esos beneficios y no cómo quitar beneficios o romper contratos, que no sería el camino ideal.
El próximo martes 2 de junio Misión Productiva organiza en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires el Segundo Congreso Productivo para el Desarrollo.
–Milei le permitió a quienes ingresaron al blanqueo pagar por adelantado Bienes Personales correspondiente a varios años futuros con una alícuota reducida y congelar su situación tributaria. Eso supone otro condicionamiento para un futuro gobierno y son pocos los que parecen preocuparse por ese tipo de medidas.
Sí, hay medidas que establecen una especie de irreversibilidad, por lo menos en el corto y medio plazo. Son decisiones que fueron aprobadas por el Congreso. La discusión de la cuestión tributaria hay que pensarla de manera más integral, respetando las condiciones que se establecieron, hay que tener una estructura tributaria menos distorsiva, más amigable con la producción y más redistributiva. Es un tema clave, sobre todo pensando en la cuestión productiva y en qué hay que hacer para que los sectores que no están recibiendo beneficios por el RIGI también pueden tener una estructura impositiva más adecuada, porque sino, estamos reconociendo que los impuestos son un problema y le damos solución sólo a ciertos sectores. Discutamos cómo podemos modificar eso.
–El gobierno sostiene que heredó una situación macroeconomía muy complicada, con inflación muy alta, déficit fiscal y un Estado sobredimensionado. ¿Coincide con ese diagnóstico?
Los diagnósticos en torno a los problemas macroeconómicos y la falta de eficiencia del gasto del Estado, e incluso su tamaño, eran diagnósticos correctos y compartidos por la mayoría de los que seguimos las discusiones económicas y políticas en el país. Hay que generar ciertos consensos en tormo a cuestiones básicas, como un escenario fiscal sostenible, una macroeconomía estable y la necesidad de no tener inflación porque la inflación es un problema enorme para los negocios, para los trabajadores y para la gente en general. Ahora bien, hay que discutir cómo se hacen esos arreglos porque en la actualidad la actividad económica crece, pero se destruyen empleos y se destruyen empresas permanentemente. Hay que discutir qué costos está teniendo esa estabilización macro en términos de actividad. Nosotros siempre ponemos el foco en lo productivo, sin perder de vista la macroeconomía, pero entendiendo que la estructura productiva no es neutral a lo que pase con esa macroeconomía.
–¿A qué sectores cree usted que se debe incentivar más allá de aquellos en los cuales el país ventajas comparativas naturales?
En todos los sectores, incluso en los que uno cree que Argentina no tiene tantas ventajas, tenemos empresas de primer nivel que pueden competir en el mundo y que en otro contexto podrían ser jugadores muy importantes. Pero más allá de esto, hay algunos sectores en particular que deben incentivarse y que tienen que ver con el entramado industrial. Por ejemplo, Argentina tiene una industria farmacéutica que es muy destacada a nivel regional y global, que produce, que invierte, que innova y que tiene un potencial muy grande. También está todo lo que es el entramado de bienes de capital, como maquinaria agrícola y proveedores de oil&gas y minería. Argentina tiene muchas empresas que exportan, que son muy intensivas en ingeniería, en conocimiento y que tienen mucho potencial para seguir creciendo. También destaco al sector automotor argentino. Hay muchos sectores competitivos, pero a mí lo que me interesa plantear es lo siguiente: no queremos desde Misión Productiva plantear la vuelta al pasado, la vuelta a la sustitución de importaciones, la vuelta a la protección indefinida. Los sectores los tenemos que pensar con una lógica competitiva, exportadora, con empresas dinámicas. Ese es el foco. Y hay veces no es tanto elegir sectores, si bien obviamente uno prioriza sectores, sino establecer las condiciones para que las empresas que pueden competir en el mundo, más allá de los sectores, lo puedan hacer mejor. Hay que pensar más en tipos de empresas y de comportamientos empresariales.
–Lo que falló muchas veces en el caso argentino fue la estrategia de la zanahoria y el palo. Corea del Sur en su momento otorgó fuertes incentivos para apuntalar el desarrollo, pero cuando las empresas no cumplían se los retiraba. En Argentina los incentivos terminaron siendo independientes de los resultados y terminaron sirviendo para proteger a empresas ineficientes por tiempo indeterminado.
Sí, es así. Muchas veces la política industrial sostuvo regímenes que no tenían resultados positivos, pero por una cuestión de intereses políticos o de inercia, del Estado sosteniendo por sostener, no se revisaron. Lo que nosotros planteamos desde Misión Productiva es que tiene que haber una política industrial moderna, y la política industrial moderna implica un control estricto de qué beneficios se otorgan y a cambio de qué requisitos. Hoy con la inteligencia artificial eso se podría hacer de una manera mucho más eficiente que antes. También planteamos que hay que saber aceptar cuando algo salió mal y dejarlo ir. Muchas veces es difícil eso, y es una discusión importante para dar, una discusión difícil pero importante para dar, porque muchas veces los que hicieron política industrial no lo tuvieron en consideración.
–El gobierno acaba de anunciar un Súper RIGI para incentivar el desarrollo de energías renovables, infraestructura digital, inteligencia artificial, semiconductores y biotecnología avanzada. ¿Lo ven como algo positivo?
Es un exceso la cantidad de beneficios que tiene, y no termina de estar del todo claro cuál es la verdadera búsqueda. Como hablábamos antes, están yendo a encontrar nichos y atajos y a fomentar esa fragmentación de la economía. Algunos pocos sectores o empresas con grandes beneficios y con mucho potencial de crecimiento, y el 80% o 90% del resto de la economía, que son las pymes, que siguen con los mismos problemas que venían arrastrando antes. En ese sentido, es un paso más hacia la consolidación de una fragmentación económica. Ahora bien, como decía al principio, sí creo que los incentivos a la inversión, y sobre todo en sectores que obviamente necesitan cierta estabilidad jurídica para invertir, son necesarios. La estabilidad cambiaria y el acceso al MULC tienen sentido, pero los beneficios fiscales son más controversiales: discutamos cuánto. Además, que no haya políticas para el desarrollo de proveedores, es una oportunidad perdida.
En la antesala del invierno, el momento de mayor demanda gasífera del año, referentes de toda la cadena se reunirán para analizar la inversión en infraestructura como ventana de oportunidad y la nueva realidad que atraviesa el mercado del gas natural en la Argentina. La convocatoria es el eje de la nueva edición del Midstream & Gas Day, un encuentro organizado por EconoJournal, que se realizará el miércoles 10 de junio, desde las 8, en el Salón Dorrego del Hípico Alemán, en la ciudad de Buenos Aires.
La jornada cobra especial relevancia ante la necesidad de debatir sobre el abastecimiento y los desafíos del sistema frente al inminente pico de consumo. La apertura del evento estará a cargo de la Secretaria de Energía, María Tettamanti, quien trazará los lineamientos oficiales para el sector, en un mano a mano con Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
Inmediatamente después, el foco se trasladará a los líquidos del gas natural con el panel «NGL’s, el próximo step de Vaca Muerta». Este bloque contará con la participación de Oscar Sardi (CEO de TGS) y Tomás Córdoba (CEO de Cía. MEGA), para evaluar los proyectos de industrialización del gas natural en la cuenca neuquina.
La infraestructura de transporte de hidrocarburos tendrá su espacio en el bloque de «Midstream & Infraestructura de Petróleo: ¿Qué está en marcha y qué falta?». El panel reunirá a directivos de primer nivel como Ricardo Hösel (CEO de Oldelval), Pablo Brottier (Director Ejecutivo de SACDE), Gustavo Chaab (CEO de VMOS) y Eduardo Carranza (Director Comercial de Otamérica), quienes discutirán el estado de las grandes obras de ductos y terminales marítimas.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, estará en la apertura del encuentro.
Posteriormente, se abordará el potencial exportador en la mesa «Exportaciones de LNG, un anhelo cada vez más cercano», que contará con la presencia de los invitados Rodolfo Freyre (CEO de SESA) y Santiago Martínez Tanoira (Executive Vice President Gas & Power de YPF), moderados por Gabriela Aguilar (ATCC).
Estrategias comerciales y desregulación
La visión de las compañías operadoras se verá reflejada en el bloque dedicado a «Precios cambiantes y el futuro post-Plan Gas». En este panel, los productores analizarán las estrategias comerciales en un escenario de desregulación. El debate estará integrado por Leopoldo Macchia (Chief Commercial Officer de Tecpetrol), Mariano D’Agostino (Vicepresidencia Marketing & Comercial de Harbour Energy), Santiago Patrón (Director de Comercialización y Midstream de Pampa Energía) y Victoria Sabbioni (VP Comercial de CGC), con la moderación de Daniel Nuñez (MEGSA).
Hacia la mitad de la mañana, se discutirá «La puesta en valor del segmento regulado de gas natural: horizonte de mediano plazo y sinergias con nuevos negocios». Esta mesa de análisis técnico y regulatorio reunirá a Horacio Pizarro (CEO de TGN), Gerardo Gómez (CEO de Naturgy) y Gerardo Zmijak (Director Comercial de Trafigura).
Tras un breve coffee break y networking de los cientos de invitados que se aguardan, la actividad se reanudará con una perspectiva analítica internacional enfocada en el upstream, donde Andrew McConn (Head of Global Research de Enverus) disertará sobre cómo sostener la productividad de Vaca Muerta.
La integración energética con los países vecinos ocupará un lugar destacado a través de dos paneles consecutivos. El primero contará con la visión de Alejandro Larrive (Chile Managing Director de Methanex Corporation), Luis Le-Fort (Gerente de Gestión de Energía de Colbún) y Santiago Romero Oneto (CEO de Gas Andes). El segundo bloque sumará la perspectiva hacia el mercado brasileño con Jorge Hijjar (Presidente de TGB) y Luciano Rojas (Director Comercial Total Austral de TotalEnergies).
Las nuevas tecnologías y las demandas emergentes globales también formarán parte de la agenda del Midstream & Gas Day. El panel «Inteligencia Artificial y Data Centers: nuevas demandas para el gas natural» explorará el impacto de la revolución digital en el consumo energético, con las exposiciones de Paulo Castro (Business Development Manager de Wärtsilä) y Hugo Bertini (Consultor Senior de PS Advisoring), moderados por Tomás Ocampo (CEO de Unblock).
A su vez, se analizará la estrategia de las grandes industrias de gas para gestionar un mercado distinto, con la participación de Bruno Brunetti (Grupo Arcor), Dolores Brizuela (Dow) y Mauricio Roitman (Energeia), bajo la moderación de Nadia Sager (Geinsa).
El cierre de las exposiciones estará dedicado a los desarrollos tecnológicos apalancados por el gas natural. En este último tramo, expondrán Emilio Weber (Director Comercial de Galileo Technologies), Camilo Rincón Ramírez (Regional Business Manager Latam de Insight M a Zeitview Company), Jorge Argat (Gerente de Cotizaciones Técnicas de Palmero) y Rerison Otoni (Smart Manufacturing Director de Stefanini Group).
El Ejecutivo consiguió que distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras privadas compren por anticipado el gas importado.
Por primera vez en casi dos décadas —desde que en 2008 la Argentina empezó a importar GNL en invierno para cubrir el pico de consumo residencial— el Estado encontró un camino para no tener que subsidiar el costo del gas importado. Únicamente financiará en seis cuotas el costo incremental del GNL consumido por las distribuidoras, que recién se trasladará a tarifas desde noviembre bajo el mecanismo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), tal como adelantó EconoJournal. A su vez, acordó con Trafigura un mecanismo para garantizar el abastecimiento de gas a centrales termoeléctricas en escenarios críticos.
Las tres subastas realizadas este miércoles bajo la órbita del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) —una empresa que funciona dentro de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires— para revender y colocar por anticipado entre privados los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que importó la estatal Enarsa para julio reforzaron la estrategia impulsada por la Secretaría de Energía que encabeza María Tettamanti
Al igual que hace dos semanas, en las subastas de ayer el Ejecutivo consiguió que distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras privadas compren por anticipado el gas importado y asuman el costo real del GNL, que como resultado de la guerra en Medio Oriente hoy es sustancialmente más elevado que el precio del gas producido localmente.
La iniciativa del área energética del gobierno de testear, bajo el paraguas del MEGSA, el interés de actores privados por asegurarse el GNL al costo real de importación —incluyendo además los costos de regasificación y logística de la terminal de Escobar— terminó mostrando mayor receptividad de la prevista y disipó el escepticismo mayoritario que existía dentro del mercado gasífero.
Resultados
Las subastas realizadas este miércoles replicaron, en buena medida, lo que ya había sucedido hace tres semanas con los cargamentos de junio: Enarsa logró revender la totalidad de los 10 cargamentos que había licitado para abastecer la demanda de julio y la primera semana de agosto.
Otra vez fue determinante el rol de Trafigura, uno de los principales traders de materias primas del planeta y operador de la marca de combustibles Puma, que volvió a quedarse con buena parte del volumen de GNL ofrecido y consolidó así un rol central dentro del abastecimiento gasífero del sistema durante el bimestre más crítico del año.
Para el Gobierno se trata de una señal relevante porque, en los hechos, el Estado no tendrá que subsidiar los más de US$1.000 millones que demandará la importación de GNL durante el invierno. Ese costo será absorbido directamente por actores privados del mercado.
El tender (pliego) presentado por MEGSA para la subasta de este miércoles incluyó una cláusula para que las empresas privadas que compren el GNL deban pagar por anticipado un 25% del valor total de la factura correspondiente a ese gas. El 75% restante se abonará una vez que el producto sea efectivamente regasificado. Teniendo en cuenta que los 10 cargamentos licitados tienen un costo cercano a los US$500 millones, el Estado se asegura así el ingreso inmediato de más de US$125 millones para afrontar la importación.
Mecanismo para abastecer a centrales térmicas
La estrategia de trasladar a privados el costo del GNL obligó al Gobierno a ir ajustando distintas derivadas operativas y regulatorias asociadas al funcionamiento del sistema energético. Una de ellas fue acordar con Trafigura un mecanismo para garantizar el abastecimiento de gas a centrales termoeléctricas en escenarios críticos.
En concreto, se estableció que Cammesa —la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico mayorista, que es controlada por el Estado— podrá solicitarle a Trafigura que entregue gas a centrales térmicas consideradas críticas para la operación del sistema, aun en casos donde esas usinas no logren cerrar un acuerdo comercial directo con la trader.
Para eso deberá existir una fundamentación técnica vinculada a la seguridad operativa del sistema eléctrico. También se contempló otro escenario: que Trafigura no pueda comercializar determinados volúmenes de gas por debilidades financieras del comprador o por cuestiones vinculadas al área de compliance.
En esos casos, la empresa resignará esos volúmenes y se los cederá a Enarsa, que será quien finalmente entregue el gas a Cammesa para abastecer a la central térmica en cuestión.
Una de las lógicas detrás de la decisión es evitar situaciones de especulación comercial o reventa de GNL a precios fuera de mercado en escenarios de estrés operativo del sistema energético durante el invierno.
Fuentes cercanas al Gobierno indicaron que la decisión de buscar mecanismos alternativos para que actores privados absorban el costo del GNL importado —evitando que Enarsa siga funcionando como proveedor de última instancia— está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados inicialmente.
Más allá de las idas y vueltas regulatorias y de la desprolijidad que implicó dejar sin efecto, a último momento, la adjudicación aNaturgy como agregador comercial —pese a que la empresa española había ganado la licitación por precio—, allegados al Gobierno indicaron que la decisión de buscar mecanismos alternativos para que actores privados absorban el costo del GNL importado —evitando que Enarsa siga funcionando como proveedor de última instancia de gas— está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados por la mayoría.
Corrigen la prima de Enarsa
Uno de los aspectos que llamó la atención entre las empresas que participaron de las subastas fue la reducción de la prima (premio) definida por Enarsa para calcular el costo de regasificación y logística del GNL importado en la terminal de Escobar.
En las primeras subastas realizadas en MEGSA para revender los cargamentos de junio, Enarsa había fijado una prima de US$ 5,16 por millón de BTU, un valor que dejaba en una posición incómoda al Gobierno porque resultaba más elevado que la oferta que había presentado Naturgy para actuar como agregador comercial durante todo el invierno. La empresa española había ofertado una prima de 4,51 dólares.
Sin embargo, en esta nueva ronda de subastas para julio, Enarsa definió una prima deUS$ 3,90 por millón de BTU, lo que dejó al Ejecutivo en una posición mucho más consistente desde el punto de vista económico para justificar por qué finalmente desistió de contratar un agregador comercial.
¿Cuál es el negocio de los privados en comprar GNL?
De las subastas realizadas este miércoles participaron cuatro grandes grupos de actores: distribuidoras, industrias, generadoras eléctricas y comercializadores.
Las distribuidoras compraron GNL para garantizar el abastecimiento del pico de consumo residencial; las industrias buscaron asegurarse gas alternativo para evitar cortes e interrupciones durante los días de frío; y las generadoras eléctricas avanzaron en la compra de GNL porque, en determinados contextos operativos, resulta más conveniente que generar con gasoil importado, cuyo costo hoy es todavía más alto.
Por último, aparecieron comercializadores como Trafigura, que buscan posicionarse como jugadores relevantes dentro del abastecimiento del sistema durante los meses críticos del invierno. La estrategia expansiva de Trafigura se explica por transformaciones de fondo del Mercado EléctricoMayorista (MEM) impulsadas por el gobierno.
Desde la salida de la convertibilidad en 2001 y hasta fines del año pasado, el sistema eléctrico estuvo altamente intervenido por el Estado. En noviembre de 2025 el Ejecutivo lanzó una reforma eléctrica gradual que comienza a abrirse espacios para que actores privados desarrollen estrategias propias de compra de combustible y recontractualización entre privados.
La Resolución 400/25 de la Secretaría de Energía habilitó, por ejemplo, a los generadores a contratar su propio combustible y dejar de depender de Cammesa como proveedor de gas para sus centrales térmicas. Además, les permite declarar hasta un 25% adicional sobre el costo del combustible dentro del CVP (Costo Variable de Producción) que informan cada 15 días para definir el orden de despacho de las usinas.
En términos simplificados, si el costo del GNL ronda actualmente los US$ 20 por millón de BTU, un generador puede declarar un costo de hasta US$ 25, obteniendo así una renta adicional que funciona como incentivo económico para que el mercado vuelva gradualmente a contractualizar combustible entre privados.
En esa clave, Trafigura fue mucho más agresiva que los generadores que participaron de las subastas —como Pampa Energía, Central Puerto e YPF Luz— y ofreció pagar un spread o premio cercano a US$ 1 por millón de BTU para asegurarse un volumen de 300 millones de metros cúbicos de gas, relegando a Central Puerto y Pampa Energía, que ofertaron una prima mucho menor, del orden de los 20 centavos de dólar por millón de BTU.
Ambas compañías terminaron prorrateándose el volumen remanente que dejó Trafigura luego de haber presentado exactamente la misma oferta económica. YPF Luz, en cambio, quedó fuera de la compulsa por haber ofertado una prima todavía más baja. «En el fondo, la comercialización de GNL para generación esconde cómo se reparte esa renta adicional del 25%, que en realidad cuando se descuentan costos financieros termina siendo menor, pero que aún así funciona como incentivo para que los privados asuman el riesgo de contratar su propio combustible», explicaron desde una generadora.
El desarrollo de Vaca Muerta va a demandar entre 30.000 y 43.000 puestos de trabajo adicionales para 2030.
El boom productivo de Vaca Muerta se refleja también en los salarios de los trabajadores que se desempeñan en la industria petrolera. Un informe de la consultora Adecco detalló cuánto cobran de acuerdo a su categoría y los valores oscilan entre un mínimo de 2,7 millones de pesos para un oficial instrumentista de una firma pequeña y un máximo de 10 millones de pesos para un ingeniero en proyectos de una compañía grande.
Los salarios de acuerdo al puesto de trabajo
Un puesto de oficial instrumentista requiere estudios técnicos completos con un sólido conocimiento teórico práctico de equipos e instrumentos de medición y comunicaciones. A su vez, entre sus responsabilidades se destaca el desarrollo de soluciones aplicadas a operaciones dependientes de instrumentación analógica y digital. Ese perfil hoy percibe en una firma chica o mediana un mínimo de 2,7 millones de pesos y un máximo de 4,7 millones de pesos, mientras que en una compañía grande el mínimo es de 3,6 millones y el máximo de 6,3 millones de pesos.
En el caso de los maquinistas deben tener conocimiento demostrable en conducción de vehículos, pilotaje y manipulación de la máquina, mecánica, electricidad, hidráulica y neumática aplicada al mantenimiento de máquinas. Su tarea consiste en la operación de maquinaria especializada utilizada para la manipulación de paletas y cargas en obra, levantamiento y elevación de elementos constructivos y tolvas, pequeños desplazamientos de tierras y levantamiento de personal mediante plataformas de trabajo móviles. Para este segmento los salarios oscilan en una firma pequeña o mediana entre un mínimo de 3,2 millones y un máximo de 5,9 millones de pesos, mientras que en una compañía grande esos valores van de 5,2 millones a 7,4 millones de pesos.
Por último, los ingenieros de proyectos deben tener estudios universitarios completos en Ingeniería, preferentemente en Petróleo. Sus tareas abarcan desarrollo de proyectos de obras de Ingeniería y análisis e interpretación de planos de proyectos, efectuando los cálculos y realizando cómputos métricos y memorias descriptivas, a fin de aportar la información necesaria para el desarrollo. También suelen coordinar ocasionalmente grupos de trabajo para la ejecución de proyectos asignados, elaboran y presentan informes técnicos de las actividades realizadas. El salario de estos profesionales en firmas pequeñas y medianas oscila entre 4,3 millones y 7,4 millones de pesos, mientras que en una compañía grande esos valores van de 6,5 millones a 10 millones de pesos.
Fuente: Adecco.
Las diferencias salariales por región
En Vaca Muerta es donde mejor se pagan estas tareas. Si bien el informe presentado este jueves por Adecco no compara con otras regiones, en la Guía Salarial que publicaron a fines de 2025 ese detalle figura por región y ahí pueden verse las diferencias, más allá de que las cifras quedaron desactualizadas.
Un ingeniero de proyectos de una firma chica o mediana cobraba el año pasado en la Patagonia entre 56% y 71% más que en el NEA y NOA y en las firmas grandes esa brecha iba de 70% a 127%. Si la comparación es con la región de Cuyo, en una firma chica o mediana, la diferencia oscilaba entre 36% y 41% y en las firmas grandes entre 29% y 45%.
Si se compara con lo que cobra ese mismo profesional en Buenos Aires, en una firma chica o mediana la brecha se ubica entre 8% y 16%, mientras que en las compañías grandes varía entre 18% y 28%, siempre a favor de los salarios de la Patagonia.
Qué factores explican esos salarios
Carlos Stegmann, Key Account Manager de la división Oil&Gas de Adecco aseguró que hay tres causas que explican ese nivel de salarios en Vaca Muerta: alto poder de negociación de los sindicatos, mayor costo de vida de la Patagonia y el tipo de tarea que se realiza.
“Es un tipo de trabajo exigente desde el punto de vista físico y la mayoría de las personas que trabajan en los campos lo hacen de manera diagramada. Si hacen permanencia, suelen trabajar uno por uno. Es decir, hacen un día de trabajo y un día de descanso. En general, los diagramas son de 7 por 7. Están 7 días en el campo y luego tienen 7 días de descanso o 14 por 14. Naturalmente, bajo este esquema hay un montón de componentes que hacen que los salarios sean más altos”, remarcó Stegmann.
La falta de recursos humanos calificados también presiona los salarios al alza. El ejecutivo destacó que, según un informe de IAPG, para 2030 se necesitarían entre 30.000 y 43.000 puestos de trabajo directos adicionales en la industria para acompañar el incremento de la producción, solo para perforación, condicionamiento de pozos y operaciones.
En ese escenario, la falta de recursos humanos calificados es uno de los principales cuellos de botella que enfrenta la industria, junto con los déficits de infraestructura. “Si una compañía decide invertir en un yacimiento, contratan a una empresa de servicio que necesita entre 40 y 60 personas para gestionar cada equipo torre. Ahí es cuando empiezan a aparecer las restricciones de recursos humanos porque la capacitación de personal puede demandar entre 3 y 6 meses y eso supone una inversión muy alta”, sostiene Stegmann.
Ante la falta de recurso humano calificado, las empresas antes solían traer empleados de sus filiales de otros lugares del mundo, pero ahora no resulta tan conveniente. “Pasaba sobre todo con empresas de servicios como Schlumberger –hoy SLB-, Halliburton, Weatherford o Baker, pero en la actualidad los salarios en Argentina son carísimos en dólares para lo que se está cobrando en Estados Unidos. Entonces a las empresas no les conviene o les conviene mucho menos traer recursos de afuera”, destacó.
La capacitación de personal puede demandar entre 3 y 6 meses.
Torres, Caputo, Bulgheroni y González tras el encuentro en el que se anticipó la presentación del RIGI de PAE.
Pan American Energy (PAE) anunció este jueves que presentará la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo desarrollo del área de Cerro Dragón, en la provincia de Chubut, basado en un proyecto de recuperación terciaria que incluye la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros. Se trata del primer proyecto que se presenta para recursos convencionales.
La compañía anticipó que la iniciativa buscará acelerar y comprometer inversiones por casi US$680 millones para alargar la vida útil de una cuenca madura como la de Golfo San Jorge. La recuperación terciaria con inyección de polímeros demostró su viabilidad para revertir el declino natural de muchos bloques.
El anuncio, realizado en el Palacio de Hacienda, fue encabezado por el Ministro de Economía, Luis Caputo; el Group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el Gobernador de Chubut, Ignacio Torres; junto al Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González.
PAE ya venía desarrollando en modo piloto la inyección de polímeros en pozos muy puntuales para testear si la recuperación terciaria permitía maximizar el efecto de recobro de la secundaria en Cerro Dragón. La habilitación del RIGI para el upstream le permitió a la empresa escalar esa experiencia y trabajar en modo factoría.
Cómo se implementará la reuperación terciaria
El proyecto contempla la construcción de las 22 plantas de inyección de polímeros, la preparación de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, que en toda su vida útil podrán producir 24 millones de barriles de petróleo acumulados de producción incremental, equivalentes a más de 11.300 barriles de petróleo por día en su pico, esto es sobre la producción proyectada.
Se trata del primer proyecto que se presenta al RIGI para el desarrollo de recursos convencionales.
A la vez, este proyecto sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la producción incremental y significará una mayor actividad en la cuenca ya que se podrán desarrollar nuevas zonas que anteriormente no eran económicas.
La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión y desplazar petróleo), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación.
Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del fluido y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.
Del encuentro también participaron el Ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; y el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar.
Por parte de PAE, además, estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo;y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.
Franco Mignaco y Martín Rapanelli en la presentación del estudio «Oportunidades para la cadena de valor minera en Argentina”
La Unión Industrial Argentina (UIA) y la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Unión Europea (UE), presentaron el estudio técnico “Oportunidades para la cadena de valor minera en Argentina”. El informe expone un mapa detallado sobre la demanda proyectada, las brechas tecnológicas y las oportunidades operativas para el entramado proveedor local ante el despliegue de proyectos metalíferos y de litio.
La hoja de ruta sectorial busca consolidar un canal de abastecimiento competitivo en un escenario donde se prevén desembolsos por US$55.000 millones hacia comienzos de la próxima década. El análisis discrimina la evolución de los dos vectores principales de la minería metalífera y de elementos de transición energética en la Argentina.
Así, se proyectan inversiones ya anunciadas y en distintas etapas de implementacción por US$15.000 millones para el segmento del litio, con el objetivo de alcanzar una producción de 400.000 toneladas de LCE hacia 2030. Por otro lado, US$40.000 millones destinados al cobre, estimando una capacidad instalada teórica de 1,25 millones de toneladas, lo que demandará una fuerte base de soporte de ingeniería y obra civil.
El presidente de la UIA, Martín Rappallini, expresó en la apertura de la presentación que «será necesario trabajar en el desarrollo de proveedores con mucho diálogo de las empresas mineras y la cadena de valor para poder tener la mayor cantidad de empresas industriales argentinas, con la mayor productividad y eficiencia posible para estar a la altura de ese desafío del sector que va a crecer fuertemente».
El presidente de la CAEM, Roberto Cacciola, advirtió sobre la necesidad de «armar experiencia, capacitar recursos humanos y lograr consensos en esta nueva etapa». El directivo remarcó que «el trabajo de campo lo van a tener que hacer las empresas, y las provincias que tienen industrias para trabajar rápidamente en los clusters de energía y minería y convencer a quienes vienen a invertir de que tienen disponibilidad en el país».
Finalmente, el presidente del Departamento Minero de la UIA, Franco Mignacco, al citar como ejemplo a industria de servicis mineros de Australia, afirmó que «el verdadero valor agregado no solo está en los proyectos, sino también cuando alrededor de la minería se desarrolla una red competitiva de tecnología, servicio e ingeniería que puedan innovar y hacer crecer al sector».
Cómo venderle a las mineras durante la construcción y la operación
El trabajo de la UIA-CAEM aborda la estrategia de abastecimiento de las compañías operadoras que se segmenta a través de una estructura de cuatro anillos geográficos, bajo la premisa de que «sin territorio no hay minería». El primer anillo prioriza el área primaria de influencia directa del yacimiento, expandiéndose luego al resto de la provincia (segundo anillo) y al territorio de la Argentina (tercer anillo), dejando el resto del mundo y las importaciones como la última instancia de provisión.
Francisco Abramovich, jefe del Departamento Minero de la UIA, y Nadav Rajzman, Economista Jefe de la CAEM, explicaron que en los segmentos críticos, el proceso de adjudicación responde a sistemas de compras transparentes, auditables y completamente digitales, donde la competencia se dirime de forma global en materia de tecnología y estándares de calidad, pero intensiva a nivel local en lo que respecta a precio, logística, servicios de posventa y respuesta en tiempo real.
Durante la fase de desarrollo y montaje físico del yacimiento, las mineras delegan el gerenciamiento y la ejecución masiva en contratistas principales bajo la modalidad EPC (Ingeniería, Procura y Construcción). En esta instancia, la selección de proveedores está fuertemente condicionada por la exigencia de tecnologías validadas e internacionales, buscando soluciones probadas que reduzcan el riesgo de ejecución bajo la máxima de que «cada atraso cuesta millones».
En el encuentro se explicó que las presiones financieras son muy elevadas debido a los altos costos de capital (CAPEX) y los compromisos de deuda asumidos, lo que obliga a las empresas a agilizar la compra de materiales y el montaje para evitar sobrecostos financieros antes de alcanzar la etapa de generación de ingresos.
Al ingresar en el régimen de operación continua, el foco del abastecimiento cambia hacia la eficiencia de costos, el control de márgenes en mercados globales de precios internacionales y la continuidad permanente del suministro, sintetizado en el principio de que «el desafío es no parar nunca».
Las prioridades operativas exigen un esquema logístico bajo parámetros de just-in-time para consumibles críticos, reactivos químicos y repuestos, garantizando que el flujo de materiales e insumos no detenga la planta. La competitividad de los contratistas en esta fase ya no depende del volumen de obra civil, sino de su confiabilidad técnica, la disponibilidad de stock local, talleres de asistencia cercanos y el estricto cumplimiento de estándares internacionales auditables.
Oportunidades para la cadena de valor nacional, desafíos y brechas
El diagnóstico de base realizado por los equipos técnicos identificó una plataforma productiva diversa y preexistente en la Argentina, logrando relevar una oferta nacional concreta en 73 de los 91 rubros de demanda minera mapeados, distribuidos a lo largo de 16 provincias.
El estudio destaca que el país cuenta con activos industriales consolidados y empresas con experiencia en cadenas de valor de alta exigencia -como la industria nuclear, automotriz y de oil & gas– que poseen certificaciones internacionales y conocimiento territorial.
Este entramado demuestra capacidades inmediatas para cubrir la demanda de estructuras metálicas, tanques, módulos habitacionales, cemento, cableado eléctrico, indumentaria de seguridad y ciertos insumos químicos básicos.
Por el contrario, el semáforo de oportunidades detecta brechas operativas y segmentos críticos que carecen de oferta local en el corto plazo. Las principales ausencias se concentran en instrumental especializado de exploración, maquinaria de perforación, neumáticos OTR pesados y equipos móviles de gran porte como camiones de carga, excavadoras o bulldozers.
Las oportunidades de inserción para la industria local se diferencian según la etapa del proyecto minero, permitiendo a las empresas trazar un mapa de ruta claro para sus planes de negocios. En la fase de construcción, las ventajas competitivas de los proveedores locales radican en el conocimiento del terreno, los vínculos de confianza con las firmas de ingeniería y la capacidad de ofrecer servicios de instalación especializados con atención cercana al cliente, enfocados en obra civil, montajes y logística general.
En la etapa de operación, la proximidad geográfica de los proveedores argentinos se convierte en un vector clave, ya que permite ofrecer menores plazos de entrega (lead times) en comparación con competidores de Asia o Europa, optimizando los costos logísticos globales y garantizando un servicio posventa rápido mediante talleres en cercanía.
A pesar de estas ventajas de localización, el sector proveedor local enfrenta desafíos técnicos y de escala para consolidar su participación comercial. Las empresas locales deben adaptarse a altos requisitos en materia de calidad, seguridad, normativas ambientales y certificaciones específicas (como homologaciones en soldadura o materiales especiales bajo normas ASME, API o ISO).
La falta de economías de escala y las lógicas curvas de aprendizaje iniciales penalizan la competitividad en precios frente a la oferta internacional, a lo que se suma la dificultad para acceder a información técnica de los fabricantes globales (OEM) para la provisión de partes de repuesto y mantenimiento de alta complejidad.
Para superar estas limitaciones, el estudio concluye que el desarrollo de la cadena de valor no ocurrirá de forma automática, sino que requerirá una estrategia planificada de coordinación entre la oferta y la demanda para anticipar cronogramas y especificaciones técnicas. Es indispensable estructurar esquemas de financiamiento competitivo que apalanquen las inversiones de las pymes y promover la integración temprana entre las compañías mineras y los proveedores industriales.
La tercera edición de la Argentina Energy Week (AEW) se realizará del 8 al 10 de septiembre de 2026 en Buenos Aires, organizada por IN-VR, junto con The Net Zero Circle & The Energy Circle. El evento convoca a operadores, desarrolladores midstream, doce gobiernos provinciales, prestamistas multilaterales, proveedores de capital y autoridades federales dentro de la ventana de 24 meses que está reescribiendo la economía del upstream argentino y el ritmo del build-out renovable del país.
AEW 2026 expande la arquitectura federal de las ediciones anteriores. Doce provincias participarán institucionalmente: Neuquén, Mendoza, San Juan, Jujuy, Catamarca, Salta, Río Negro, La Pampa, Chubut, Santa Cruz, Córdoba y Buenos Aires , frente a las ocho de 2025. La agenda está construida alrededor de los cambios estructurales que reorganizaron el stack energético argentino: aplicaciones de RIGI por más de USD 33.000 millones en capital comprometido, AlmaGBA adjudicando 667 MW de almacenamiento sobre un objetivo de 500 MW, puesta en marcha de VMOS proyectada para fines de 2026, y FID del proyecto Argentina LNG esperado para el H2 2026 con YPF, Eni y ADNOC.
Un país que ejecuta
La edición 2026 responde a una brecha estructural en el ecosistema energético argentino. Nuevos dueños de activos emergieron de una ola de adquisiciones upstream en los últimos tres años — Pluspetrol desde ExxonMobil, Vista Energy desde Equinor, Harbour Energy desde Shell, GeoPark y Continental Resources ingresando vía las desinversiones de Pluspetrol. Nuevas vías de financiamiento: RIGI, MATER, AlmaGBA, reemplazaron el marco de política previo. AEW 2026 es la sala de trabajo donde estos nuevos jugadores se coordinan: operadores dimensionando sus próximos cinco años, capital aterrizando con socios locales, provincias diseñando licitaciones y compañías de servicios encontrándose con los compradores con los que van a operar hasta 2030.
La capa provincial
En Argentina, las autoridades provinciales emiten permisos, definen regalías y estructuran el marco regulatorio tanto para proyectos de hidrocarburos como renovables. El mapa federal expandido de AEW 2026 trae a ministros de energía provinciales y compañías de energía provinciales: JEMSE (Jujuy), EMESA (Mendoza), EPSE (San Juan), EPEN (Neuquén), EPEC (Córdoba) y EJESA, a la misma sala de trabajo que los operadores nacionales. La misma autoridad provincial que permite un pad de shale permite un parque solar; el formato de AEW 2026 traduce esa lógica federal en la mesa de trabajo.
Del almacenamiento como licitación al almacenamiento como procurement
AlmaGBA cerró con 667 MW adjudicados sobre un objetivo de 500 MW, 3x sobresuscripto, convirtiendo el almacenamiento por baterías de piloto en procurement en un solo ciclo licitatorio. El rollout nacional AlmaSADI continúa, con el diseño de referencia AMBA informando las próximas tandas. CAMMESA, el operador del sistema que estructuró el contrato alrededor de servicios de red, participará en la sesión Power Transmission, Energy Market & Infrastructure. La privatización de Transener y la entrada de jugadores como Genneia en el segmento de transmisión completan el cuadro de transformación de la infraestructura eléctrica.
La plataforma exportadora
VMOS, el ducto troncal que conecta Vaca Muerta con el Atlántico, proyecta puesta en marcha para fines de 2026. El proyecto Argentina LNG, anclado por YPF, Eni y ADNOC por aproximadamente USD 20.000 millones, se espera que alcance FID en el H2 2026. Estos dos hitos transforman Vaca Muerta de una historia de oferta doméstica en una plataforma de exportación. La sesión Gas & LNG, Production, Infrastructure & Exports del Día 2 está construida alrededor de esa transición.
La ventana de 24 meses
Los 24 meses entre mediados de 2025 y mediados de 2027 concentran las decisiones que van a fijar las posiciones del sector energético argentino para las próximas dos décadas. FID del LNG, puesta en marcha de VMOS, rollout de AlmaSADI, próximo ciclo de RIGI y la extensión del régimen de promoción renovable hasta 2046, todos caen dentro de la misma ventana. AEW 2026 está diseñada para que las conversaciones que estructuran esas posiciones ocurran en un mismo formato y en la misma sala.
Capital Internacional en la sala
La edición 2026 confirma la participación institucional de capital internacional. La Corporación Financiera Internacional (IFC) participará representada por Luis Medina, Senior Investment Officer para Infraestructura y Energía, Cono Sur. La Bolsa de Toronto (TMX / TSX) participará representada por Guillaume Legaré, Head of South America, más de 150 propiedades mineras y energéticas argentinas cotizan actualmente en Toronto. La Comisión Europea participará representada por Ilse Couge, Head of Cooperation. La presencia de banca multilateral, mercados de capital y cooperación internacional refleja la maduración del marco regulatorio argentino para la inversión cross-border.
Una sala curada de 200 tomadores de decisión
AEW 2026 está construida como una convocatoria a puertas cerradas, por invitación, para tomadores de decisión senior en upstream, midstream, renovables, transmisión, EPC, mercados de capital y gobierno. El programa abre el 8 de septiembre con un VIP Icebreaker Reception, seguido por dos jornadas completas de conferencia. El Día 1 cubre Policy, Capital & Growth; Power Transmission, Energy Market & Infrastructure; y Oil & Gas Market Evolution. El Día 2 cubre Renewables in Argentina y Gas & LNG, cerrando con la sesión Energy in the Provinces: Operations and Projects Showcase. Un Networking Executive Dinner el primer día extiende las conversaciones del Día 1 hacia deal flow off-site.
Oradores Confirmados
Tristan Socas (Presidente y Gerente General, ENARSA) · Gustavo Báez (Team Leader, CAMMESA) · Lucas Estrada (Presidente, EPSE San Juan) · Dr. Exequiel Lello (Presidente, JEMSE) · Mauricio Pinti (Gerente General, EMESA) · Matías Tosso (Secretario de Energía y Minería, La Pampa) · Florencia Castagnani (Coordinadora General, CADER) · Alfredo Bonatto (CEO, Petróleos Sudamericanos) · Nicolás Berson (Managing Director, TotalEnergies Renovables Argentina) · Nicolás González Rouco (Country Manager, Martifer Renewables) · Luis Medina (Senior Investment Officer, IFC) · Guillaume Legaré (Head of South America, TMX / TSX) · Ilse Couge (Head of Cooperation, Comisión Europea).
Quienes deseen participar pueden completar su registro aquí.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), realizó este miércoles la apertura de sobres técnicos de la licitación AlmaSADI, la compulsa para instalar centrales de almacenamiento con baterías para reforzar el abastecimiento en nodos críticos del sistema eléctrico del país. En total, 37 empresas nacionales e internacionales presentaron 235 ofertas por más de 8.300 MW, es decir, 12 veces más que los 700 MW que se habían establecido como potencia objetivo en la licitación.
Las empresas que más cantidad de ofertas presentaron para instalar centrales de almacenamiento fueron MSU Energy (28); Secco (27), Luz de Tres Picos, subsidiaria de PCR (22); Genneia (15); DQD Energy (13); Aluar (11); Teslacom Energía (10); Energética del Norte (10); Vientos la Genoveva II (9); Sixa Energy (9); Central Puerto (8); Sulliar Argentina (7); Windearth Patagonia (7); 360 Energy (6); YPF Energía Eléctrica (5); y Coral – Corven (5).
En la licitación AlmaSADI se presentaron 235 ofertas. Fuente: AIRES Renewables.
La potencia ofertada promedio fue de 35,4 MW, según destaca el informe de la consultora AIRES Renewables, dirigida por Diego Werner. Hubo 78 ofertas que presentaron proyectos hasta 20 MW y 90 que presentaron iniciativas entre 20 MW y 40 MW. Además, 50 proyectos son de hasta 50 MW, mientras que 17 ofertas propusieron centrales de almacenamiento con capacidad entre 75 MW y 150 MW.
La inversión estimada por el gobierno a partir de los proyectos que se adjudicarán en la compulsa es de alrededor de 700 millones de dólares. Se presentaron ofertas en 18 provincias. Las centrales de almacenamiento se instalarán en los nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y de la provincia de Buenos Aires, sin el AMBA. El año pasado gobierno llevó adelante la licitación AlmaGBA para instalar baterías en las áreas de Edenor y Edesur.
Las centrales de almacenamiento se instalarán en los nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y la Buenos Aires. Gráfico: AIRES Renewables.
Las distribuidoras que más recibieron ofertas de almacenamiento fueron Secheep (Chaco) con 42, luego siguen Transba con 37 ofertas, Enersa (Entre Ríos) 32, Trasnoa 22, Trasnea 20, Transener 12 y Apelp (La Pampa) 10.
En total, 37 empresas presentaron ofertas en 18 provincias. Gráfico: AIRES RenewablesFuente: AIRES Renewables.
Cuál es el cronograma de AlmaSADI
El cronograma de la licitación AlmaSADI continúa el próximo 9 de junio, cuando se realice la evaluación de los sobres “A”, y el 16 del mismo mes Cammesa hará la calificación de esas ofertas. La apertura y evaluación de los sobres “B” con las ofertas económicas será el próximo 24 de junio. El 8 de julio está previsto que se concrete la adjudicación de las ofertas ganadoras de la licitación.
La convocatoria para la provisión de bateríasserá por al menos cuatro horas consecutivas y tendrá un valor máximo de adjudicación de 12.500 dólares por megawatts por mes (US$/MW-mes).
La convocatoria para instalar almacenamiento con baterías la impulsa la Secretaría de Energía y se instrumenta a través de Cammesa. La intención es sumar respaldo al sistema eléctrico del país y mejorar su respuesta ante situaciones de alta exigencia como los picos de consumo para intentar evitar cortes masivos de electricidad.
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.
“El almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio”, señalaron desde la Secretaría de Energía.
La adquisición de Aconcagua implicó la salida de Trabucco y Basso, sus fundadores.
Tango Energy Argentina, la compañía creada por Pablo Iuliano, informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) la adquisición del 7% del paquete accionario de la ex empresa Aconcagua Energía, lo que le permite controlar el 100% de la compañía.
Como parte del reordenamiento estratégico y societario iniciado en julio de 2025, Tango Energy Argentina S.A. informó la salida definitiva de la sociedad de Diego Trabucco y Javier Basso, fundadores de Petrolera Aconcagua Energy (PAESA).
La desvinculación total de los ex directivos se materializó mediante la transferencia de la totalidad de sus acciones, equivalente al 7% del capital social y de los votos de la sociedad, a favor del accionista controlante, Tango Energy S.A.U. Por medio de este acto administrativo, la nueva compañía da por cerrado el esquema de transición corporativa y el traspaso definitivo de la gestión institucional y operacional de Aconcagua.
La adquisición de Aconcagua por parte de Tango inició el año pasado a través de un proceso por el que Vista Energy y AR Energy Resources —subsidiaria de Trafigura—, principales acreedores de PAESA, reestructuraron la compañía que había caído en un default financiero. Posteriormente, Tango inyectó unos US$36 millones al capital social de la empresa con el objetivo de reestructurar la deuda que rondaba los US$229 millones.
Esta reestructuración le permitió a Tango hacerse del 90% de las acciones de Aconcagua, un proceso que se da por finalizado con el Hecho Relevante elevado a la CNV el pasado 22 de mayo y que completa la adquisición del porcentaje restante del paquete accionario.
«Deriskear» el lado rionegrino de Vaca Muerta para aplicar al RIGI
La compañía obtuvo las concesiones de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque.
Tango Energy acaba de obtener tres concesiones no convencionales (CENCH) en Río Negro en las áreas Jarilla Quemada, Charco del Palenque y Entre Lomas, donde buscará evaluar el potencial del lado rionegrino de Vaca Muerta.
Pablo Iuliano detalló en el programa El Fondo del Pozo los planes para aplicar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con un proyecto que contempla invertir US$3.000 millones y perforar 250 pozos, con el objetivo de producir 60.000 barriles de petróleo diarios sumando la producción en sus áreas de Río Negro, Mendoza y Neuquén.
“Vimos que estas tres áreas tienen potencial para un proyecto de shale. Nos movimos rápidamente, planteamos un piloto a la provincia de Río Negro para avanzar en una concesión de explotación no convencional con una inversión de 66 millones a completar en 5 años”, aseguró el CEO de Tango.
Estas tres áreas estaban en poder de Vista Energy y posteriormente fueron cedidas a Tango, que luego solicitó las CENCH. En este sentido, Iuliano afirmó que el plan es comenzar a perforar en julio de este año para avanzar rápidamente en el plan piloto.
Julieta Corroza, senadora de La Neuquinidad, pedirá cambios en la ley de Zona Fría.
NEUQUÉN. -Un artículo del proyecto de ley que modifica el régimen de Zona Fría en el país y que fue poco advertido durante el tratamiento en la Cámara de Diputados de la Nación abrirá un nuevo debate entre el gobierno y sus aliados de las provincias en el Senado.
Se trata de una modificación que deja en manos del Poder Ejecutivo y/o de la autoridad de aplicación el monto de subsidio a otorgar a los usuarios de la Patagonia, Malargüe y la Puna, porcentaje que ahora está fijado por ley en un 50%.
La senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, mano derecha del gobernador Rolando Figueroa, calificó esa facultad como «preocupante» y anticipó que pedirán cambios en ese aspecto cuando se abra el debate en comisiones.
Durante la discusión en la Cámara Baja, los principales cruces entre la oposición y la bancada oficialista se dieron en torno al principal objetivo de la ley: retrotraer el esquema al vigente hasta 2021, antes de que se extendieran los beneficios a gran parte de Buenos Aires, el centro y sur de Córdoba, el sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.
Esa incorporación fue la que elevó a unos 4 millones de usuarios el alcance del régimen de Zona Fría, aún cuando se cuestionó que muchas de esas regiones tienen climas templados y mayor densidad poblacional que las contempladas originalmente.
La media sanción aprobada por la Cámara de Diputados cosechó ahora 132 votos a favor, entre los que se contaron los representantes de provincias beneficadas por el régimen como Mendoza, Chubut y Neuquén.
El impacto en Neuquén
El proyecto fue girado el martes a las comisiones de Energía y de Presupuesto del Senado, aunque todavía no hay fecha para el inicio del tratamiento. Consultada por EconoJournal, Corroza defendió que la redacción deja a Neuquén incluida en el régimen de subsidios a la Zona Fría, pese a que limita el beneficio a la «materia prima», es decir, el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Los otros dos componentes de la tarifa, que son el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el costo del transporte troncal del gas natural no tendrían más el subsidio, aunque la senadora justificó que no son los que hacen una diferencia significativa en la factura.
Según los análisis que llegaron a su bancada, con la modificación del régimen tal como llegó de Diputados, los incrementos para los usuarios de Neuquén irían de unos 4.300 pesos a 5.200 en la categoría R1 y llegarían a unos 14.000 a 17.000 pesos en la R4, es decir, los grandes consumidores.
«Lo más preocupante del proyecto es que queda a discrecionalidad del Poder Ejecutivo mantener el subsidio del 50% sobre la materia prima», evaluó y anticipó que será el principal punto a trabajar en el Senado: «Que garanticen que el porcentaje no se va a tocar», planteó.
La posición marca una diferencia respecto del lugar en el que se paró La Neuquinidad en la Cámara Baja durante el debate de la ley. La representante de Figueroa en Diputados, Karina Maureira, votó a favor, aunque no está claro si fue parte de la estrategia de negociación o bien el artículo pasó inadvertido para la legisladora y el propio gobierno provincial.
El gobernador compartió el mismo día de la votación una reunión con los ministros de Economía, Luis «Toto» Caputo, y de Interior, Diego Santilli, quienes firmaron las contragarantías de Nación para los financiamientos del Banco Mundial y del BID que tiene en trámite la provincia.
Qué dice el artículo
En concreto, el artículo 2° de la ley con media sanción en Diputados sustituye el artículo 3º de la ley 27.637 y establece que los beneficios para las regiones y departamentos alcanzadas por el régimen de Zona Fría «serán determinados por el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente ley, con las modalidades que considere pertinentes».
La redacción original establecía que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».
Este punto fue consultado a la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, cuando expuso en la comisión de Energía de Diputados el 13 de mayo. La funcionaria justificó que, para el gobierno, racionalizar los subsidios implicaba apuntar a «lo que en la factura refleja el mayor consumo, que es el metro cúbico, no el cargo fijo». También añadió que buscan tener «flexibilidad» en caso de que los precios del gas bajen a partir de la mayor producción que se espera en los próximos años.
«Hay altas chances de que el gas, una vez finalizado el Plan Gas, se vaya a un precio de 2 dólares o 3 dólares, y quizás no tendría sentido seguir subsidiando el 50%. Es para mantener los subsidios en el mismo nivel pero no necesariamente mantener la ayuda en términos de cantidad de pesos que se subsidian estables», expuso.
Cruce libertario por las tarifas eléctricas
El senador neuquino de La Libertad Avanza, Pablo Cervi, dijo a este medio que el objetivo de la bancada oficialista será sancionar la ley «como está». Una eventual modificación en la Cámara Alta obligaría al gobierno a volver a dar la discusión en Diputados, lo que demandaría más tiempo y lo pondría frente a la necesidad de volver a negociar con los gobernadores que hicieron su aporte en la primera vuelta.
Los libertarios necesitan 37 votos para convertir en ley la modificación del régimen de Zona Fría, pero solo cuentan con 21 miembros «orgánicos».
Cervi, uno de los mileístas más críticos de la gestión de Rolando Figueroa, defendió el proyecto enviado por el gobierno y planteó que, de necesitar alguna aclaración para el punto cuestionado, se podría trabajar en la reglamentación. «Ese artículo tiene que ver con lo que ya se empezó a hacer con la Ley Bases y que apunta a ir hacia un mercado más desregulado», afirmó.
El senador y excandidato a gobernador aprovechó el debate para reclamar «una discusión más amplia sobre los precios de la energía en Neuquén» y poner sobre la mesa el costo de la electricidad.
Planteó que el EPEN, la empresa provincial de energía, «encabeza el ranking nacional de tarifas residenciales más caras del país» y que un comerciante de Neuquén capital «paga 270.000 pesos más por mes que uno de Río Negro con el mismo consumo».
La deuda de las distribuidoras sumaba al 28 de febrero de este año 2,58 billones de pesos, unos 1800 millones de dólares.
Como parte del proyecto de reducción de los subsidios por Zona Fría, la Cámara de Diputados le dio media sanción la semana pasada a un artículo que habilitaba al Estado a aplicar un esquema de compensación cruzada para cerrar el conflicto con las distribuidoras eléctricas, con Edenor y Edesur a la cabeza, por una deuda millonaria.
Si el proyecto finalmente se aprueba en el Senado, el Ejecutivo deberá calcular los ingresos que dejaron de percibir las distribuidoras durante la vigencia de las leyes de emergencia tarifaria, cuando el Estado no cumplió con los términos de contrato de concesión, y habilitarlas a que usen ese crédito para compensar deudas que tienen con Cammesa, a cambio de que renuncien a reclamos judiciales.
Según el último informe de gestión que presentó el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en el Congreso, la deuda de las distribuidoras que está siendo regularizada a través de un plan de pagos de 72 cuotas a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación firmado el año pasado, sumaba al 28 de febrero de este año 2,58 billones de pesos, unos 1800 millones de dólares.
El beneficio alcanza sólo a aquellas compañías que hayan firmado acuerdos para regularizar sus deudas con Cammesa, la empresa controlada por el gobierno que se encarga del despacho de las centrales eléctricas. De este modo, se deja afuera a un puñado de distribuidoras que no pagan la energía ni aceptaron un plan de pagos, como la cooperativa de Villa Gesell o de Puerto Madryn, contra las cuáles se seguirá la vía judicial.
Este mismo esquema ya estaba previsto en el capítulo XI del Presupuesto 2026 que fue rechazado por la Cámara de Diputados en diciembre del año pasado porque el apartado además incluía la derogación de la Ley de Financiamiento Universitario y de la Ley de Emergencia en Discapacidad.
¿Por qué se les ofrece esa posibilidad?
La pregunta clave es por qué se les ofrece este beneficio a las distribuidoras si ya vienen cancelando sus deudas. El argumento oficial es que, pese a ese acuerdo, el conflicto con las compañías sigue abierto porque durante los años en que rigieron sucesivas leyes de emergencia no se respetaron las tarifas previstas en los contratos.
Por eso ahora se busca avanzar con esta compensación cruzada sujeta a la declinación por parte de las distribuidoras “de la totalidad de los reclamos judiciales o administrativos relacionados con los efectos de las emergencias declaradas”.
A su vez, el proyecto oficial afirma que el eventual crédito que surja a favor de las distribuidoras se destinará “a la cancelación exclusiva de las obligaciones que las distribuidoras del servicio público de electricidad tuvieran con Cammesa y hasta el límite de las referidas obligaciones, según corresponda, por la compra de energía eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista”. Es decir, una vez cancelada esa deuda no les quedará un crédito a favor, que podrían aplicar a otro gasto, si el pasivo que mantiene el Estado con las distribuidoras termina siendo mayor al rojo que esas mismas firmas tienen con Cammesa.
Una de las críticas de la oposición es que de este modo las distribuidoras evitan pagar la deuda que ya se habían comprometido a saldar y el beneficio para el Estado no está del todo claro porque no hay ningún fallo judicial que obligue al gobierno a compensar a las empresas por el atraso tarifario.
Ni siquiera un fallo a favor de las distribuidoras en el CIADI obligaría al Estado a indemnizar a las compañías. De hecho, el Estado acumula decenas de fallos en contra en ese tribunal internacional y nunca cumplió con esas sentencias.
En el gobierno nacional reconocen esa situación, pero sostienen que la medida apunta a sanear los balances de las distribuidoras de modo tal de convertirlas en sujetas de crédito para que estén en condiciones de conseguir financiamiento bancario y firmar contratos de compra de energía directamente con empresas generadoras.
Además, sostienen que la compensación cruzada beneficiará al Estado porque la deuda que mantiene con algunas distribuidoras por el atraso tarifario es mayor al pasivo que esas firmas tienen con Cammesa.
¿Por qué entonces esas distribuidoras aceptarían? Porque saben que la posibilidad de obtener un fallo a favor llevaría mucho tiempo y no hay certezas siquiera de que el Estado cumpla con ese fallo, como puede verse en los casos resueltos por el CIADI.
¿Quién calcula la deuda con las distribuidoras?
El proyecto establece que será la subsecretaría de Energía Eléctrica la encargada de determinar las diferencias de ingresos, quedando habilitada para definir la metodología, decidir qué conceptos incluir o excluir y establecer el procedimiento. No intervendrá el Congreso, la Auditoría General de la Nación ni un organismo técnico independiente.
El proyecto puso en marcha un sistema de generación distribuida que permitirá al club cubrir parte de su demanda eléctrica con energía renovable
El Club Atlético Vélez Sarsfield inauguró un parque solar fotovoltaico en el estadio José Amalfitani desarrollado por Coral Energía, empresa perteneciente a Grupo Corven. El proyecto puso en marcha un sistema de generación distribuida que permitirá al club cubrir parte de su demanda eléctrica con energía renovable y avanzar hacia un esquema de mayor eficiencia energética.
La obra contempló una inversión de US$150.000 y la instalación de 210 paneles solares bifaciales sobre una superficie de 1.250 metros cuadrados. Según precisaron desde la compañía, la planta proyecta generar aproximadamente 180 MWh anuales, volumen que permitirá abastecer el 25% del consumo energético del club.
Además, el sistema está diseñado para inyectar excedentes a la red eléctrica de Edesur, permitiendo que parte de la energía generada pueda ser utilizada también por usuarios conectados a esa red.
Desde Coral Energía remarcaron el carácter innovador del proyecto dentro de la infraestructura deportiva argentina. “Asumir el desafío de convertir al Amalfitani en el primer estadio de fútbol de primera división en autogenerar su energía es un orgullo y una enorme responsabilidad para Coral Energía. No solo estamos trayendo tecnología de punta a una infraestructura histórica, sino que estamos creando un modelo de gestión eficiente y sostenible que, estamos convencidos, marcará el camino a seguir para el resto de los clubes e instituciones de la región», señaló Maximiliano Gonella, gerente Operativo de Coral Energía.
Por parte del club, destacaron tanto el impacto ambiental como el ahorro económico que implica la iniciativa. “Es un hecho sin precedentes para el Club y queremos realizar algo similar en la Villa Olímpica, no solo para el cuidado del medioambiente sino para que signifique un ahorro para el Club”, expresó Nelson Pugliese, vicepresidente tercero de Vélez. A su vez, el dirigente agregó: “A lo que apostamos es que haya un esquema más sustentable y también un ahorro económico”.
Inauguración del parque solar en el estadio de Vélez
Durante la inauguración participaron directivos, autoridades porteñas y representantes del ámbito deportivo, entre ellos Gustavo Inganni, jefe de Gabinete de la Secretaría de Deportes de la Ciudad; Luis Gustavo Lobo, subsecretario de Deportes; y Maximiliano Mosquera, presidente de la Comuna 9.
Desde Grupo Corven señalaron que el desarrollo forma parte de una estrategia vinculada al impulso de soluciones energéticas sostenibles. “Tenemos el claro propósito de acompañar la transición energética del país y la región, impulsando soluciones energéticas sostenibles que generen impacto positivo en las comunidades donde operamos”, afirmó Martín De Gaetani, director de Relaciones Institucionales de Grupo Corven.
Natalia Del Cogliano, gerente de Relaciones Institucionales de Coral Energía, destacó: “Esta obra nos llena de orgullo y se suma a los 17 parques solares y almacenamiento que Coral Energía desarrolla en provincias como Santa Fe, San Juan, Corrientes, Santiago del Estero, Córdoba y Buenos Aires. A través de iniciativas como esta, reafirmamos nuestro compromiso con la construcción de un futuro más sustentable y valoramos especialmente poder acompañar a la comunidad deportiva mediante proyectos concretos y de largo plazo”.
Desde su fundación en 1996, Loginter evolucionó hasta consolidarse como un operador logístico integral con presencia en toda la Argentina, combinando capacidad operativa, excelencia operacional y soluciones tecnológicas de valor para la cadena de suministros. En un mercado que exige infraestructura robusta y mejora continua como pilares, cumplir tres décadas representa un hito de solidez y visión estratégica.
El origen y crecimiento de Loginter
“Con la convicción de transformase en ‘el mejor operador de servicios logísticos, portuarios y tecnológicos de la región’, la compañía desarrolló un ADN de trabajo en equipo y vocación de servicio que la impulsó a crecer con un firme compromiso hacia los objetivos de sus clientes, y la innovación permanente junto a un equipo de profesionales con pasión por la logística”, destacaron desde la empresa.
Hitos de Loginter
Estos son algunos de los principales hitos que marcaron las tres décadas de Loginter:
1996 – 2006
Consolidación inicial como actor clave en obras de energía fundamentales para la región, destacándose proyectos de gran escala como el Gasoducto Bolivia-Brasil y el proyecto Mega. En este período crecieron y consolidaron las operaciones del Centro Logístico Retiro, Puerto Madryn, Campana y Dock Sud.
2007 – 2016
Estos fueron los años de expansión de infraestructura con la inauguración de los centros logísticos Don Torcuato y Pilar. En el ámbito portuario, se ampliaron las capacidades operativas hacia los principales terminales del país, iniciando la descarga de graneles y productos siderúrgicos en San Nicolás, junto a la primera descarga de buques eólicos en Bahía Blanca. Además, Loginter obtuvo el sello CEDOL a las buenas prácticas de gestión de operadores logísticos.
2017 – 2026
Loginterdesarrolla su Red Nacional de Distribución con la apertura de bases operativas en el interior, permitiendo una mayor cobertura federal, alcanzando un alto nivel de posicionamiento en el E-commerce. Además, en los últimos años la compañía se transformó en el operador preferido para la descarga de proyectos eólicos, ferroviarios y de Oil & Gas a nivel nacional.
Innovación tecnológica
Por otra parte, el foco en innovación tecnológica y mejora continua permitió desarrollar soluciones de servicios de alto valor agregado como Supply Sync, Torre de Control, WMS, y TMS posicionando a la compañía a la vanguardia de la logística multicliente.
Finalmente, en 2025 Loginter se transformó en el único operador logístico integral con certificación cuatrinorma en la región, cumpliendo con los estándares internacionales de Calidad (ISO 9001), Medio Ambiente (ISO 14001), Seguridad de la Información (ISO 27001) y Salud y Seguridad Ocupacional (ISO 45001).
Treinta años después, la compañía continúa reforzando su apuesta por la innovación y la mejora continua, entregando soluciones logísticas, portuarias y tecnológicas de clase mundial. Aquella empresa que comenzó tres décadas atrás con,40 colaboradores, hoy presenta:
Un equipo de más de 2.200 profesionales especializados, que aseguran la calidad y excelencia en cada operación.
Más de 380.000 m²[SM1][AC2] de plataformas logísticas distribuidas en los principales puertos, provincias y ciudades del país.
Una flota de vehículos de más de 2.250 unidades de distinto porte que consolida una Red de Distribución Nacional de amplio alcance.
Y la gestión de más de 10,6 millones de cajas despachadas mensualmente, 4.000 contenedores y 2,6 millones de toneladas embarcadas por mes.
“Con una visión centrada en la mejora continua, la integración tecnológica y el desarrollo sostenible, la compañía se posiciona como un socio estratégico que potencia la competitividad de sus clientes. De cara al futuro, Loginter se posiciona impulsando soluciones logísticas, portuarias y tecnológicas sostenibles, combinando infraestructura, tecnología y talento especializado para anticiparse a los desafíos del mercado cada vez más desafiante”, concluyeron desde Loginter.
La ciudad de Buenos Aires volverá a reunir a los principales referentes de la industria petroquímica y química latinoamericana con la realización de la 46 APLA Anual en el Hotel Hilton Buenos Aires del 26 al 29 de octubre. Organizada por APLA, la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana, la reunión anual se consolidó a lo largo de más de cuatro décadas como uno de los encuentros ejecutivos más relevantes de la región para el desarrollo de negocios, el intercambio de conocimiento y la generación de vínculos estratégicos entre empresas y líderes de la industria.
En sus últimas ediciones, el evento convocó a más de 800 participantes de 280 empresas y 35 países, incluyendo CEOs, presidentes, vicepresidentes, directores, gerentes, especialistas técnicos y comerciales, proveedores y socios estratégicos de toda Latinoamérica. La 46 APLA Anual tendrá lugar en un contexto especialmente significativo para la región y particularmente para Argentina.
Proyectos energéticos y de infraestructura
El avance de proyectos energéticos y de infraestructura, el desarrollo de Vaca Muerta y las inversiones vinculadas a minería y logística están redefiniendo las cadenas de valor y abriendo nuevas oportunidades para la industria petroquímica y química regional. En este escenario, Buenos Aires se posiciona como una sede especialmente oportuna por su conectividad internacional, infraestructura, identidad cosmopolita y amplia oferta cultural y gastronómica, consolidándose como uno de los destinos más atractivos de Latinoamérica para la realización de encuentros internacionales de negocios.
La agenda de la 46 APLA Anual incluirá conferencias, paneles, seminarios y espacios de análisis sobre tendencias globales, geopolítica, competitividad industrial, transición energética, mercados internacionales, infraestructura y logística, junto con múltiples instancias orientadas al networking ejecutivo y al fortalecimiento de alianzas estratégicas. Además del programa técnico y comercial, el evento ofrecerá actividades sociales, culturales y deportivas especialmente diseñadas para promover el intercambio entre líderes y ejecutivos de toda la región en un entorno propicio para el desarrollo de nuevas oportunidades comerciales.
Los inscriptos podrán acceder a beneficios especialmente valorados por los participantes de APLA cada año, entre ellos:
Acceso a la plataforma y App de organización de reuniones
Participación en todo el programa de conferencias y actividades sociales
Hasta 70% de descuento en la inscripción para empresas socias de APLA
Descuentos por inscripción temprana y grupos
Tarifas preferenciales de alojamiento en el hotel sede, Hilton Buenos Aires
Espacios y herramientas especialmente pensados para potenciar el networking y las reuniones de negocios
La nueva edición de APLA Anual proyecta una destacada convocatoria regional e internacional, reafirmando el rol de la Asociación como facilitadora del desarrollo sostenible de negocios para la industria petroquímica y química de América Latina.
La Cámara de Diputados del Congreso recibió el proyecto «Ley de Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias» («Súper RIGI»).
El gobierno nacional envió este martes al Congreso el proyecto de ley que establece un régimen de incentivos para grandes inversiones en nuevas actividades económicas, bautizado como Súper RIGI. El nuevo esquema será aplicable a proyectos en actividades sin antecedentes en el país y con un piso mínimo de inversión de US$ 1000 millones. El texto elaborado por el gobierno de Javier Milei no precisa qué actividades estarán incluidos en la iniciativa. Su redacción es laxa: sostiene que podrán acceder a los beneficios fiscales, impositivos y económicos previstos en el nuevo esquema aquellas industrias o rubros que no tengan desarrollo en el país.
EconoJournal consultó a fuentes de gobierno con la intención de detallar qué sectores podrán ingresar al nuevo esquema de promoción. De ese relevamiento se desprende que una de las actividades que apunta a traccionar el gobierno con el Súper RIGI es la producción de hidrógeno verde a partir de la generación de energía renovable. La Argentina cuenta con importantes recursos eólicos en la Patagonia para desarrollar esa tecnología, pero más allá de algunos anuncios puntuales —el más sonante fue el de la empresa Fortescue, que durante la gestión de Alberto Fernández comunicó una inversión US$ 8500 millones que nunca llegó a materializarse— y un proyecto piloto en Comodoro Rivadavia a cargo de Hychico aún no existe un proyecto de escala comercial en marcha.
El Super RIGI también apunta a impulsar la instalación de data centers que requiera la expansión de la Inteligencia Artificial. En ese punto, si bien la nueva ley que presentó ayer el gobierno no prevé que el procesamiento o la industrialización de gas ingrese en el nuevo esquema, la producción del fluido en Vaca Muerta sí se verá beneficiada indirectamente porque las empresas que instalen grandes data centers alimentados con energía generada con plantas termoeléctricas que quemen gas natural sí podrán requerir los beneficios.
Las fuentes consultadas por este medio indicaton, a su vez, que el texto de Ley también podría beneficiar a aquellas compañías que inviertan en la construcción de plantas en tierra (onshore) de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL). Los proyectos de GNL que ya están en construcción —como el de Southern Energy (SESA)— no podrán pedir una recategorización. «Lo importante es que sean proyectos greenfield (nuevos) y no ampliaciones de obras ya existentes o en curso de construcción», explicaron allegados al área energética del gobierno. «La lógica, además, es que si una actividad la podés realizar con RIGI, como por ejemplos los proyectos de GNL con terminales de licuefacción flotante (offshore), no corresponde que solicites un Super RIGI», agregaron.
Movilidad eléctrica y petroquímica del futuro
El nuevo régimen de promoción de inversiones está pensado, al mismo tiempo, para acelerar el crecimiento de la electromovilidad, un segmento muy relegado en la Argentina como consecuencia de problemas estructurales del país tanto en la macroeconomía —que impidieron la importación de tecnología — como en el segmento de distribución eléctrica, con redes que no están preparadas para acompañar un crecimiento explosivo de la venta autos eléctricas.
También podrían aplicar a futuro al Súper RIGI proyectos petroquímicos pero de subproductos que no se fabriquen en el país como derivados ‘verdes’ o de origen vegetal. «También podría aplicar un emprendimiento forestal para fabricar papel con alguna pulpa celulosa o materia prima que aún no se utilice en el país o desde ya, todo lo que sea procesamiento o agregado de valor industrial para minerales críticos (como litio, cobre o tierras raras). La ley esta diseñada para no ser enumerativa en cuánto a las actividades que beneficia«, indicó una de las fuentes consultadas.
Otro de las segmentos que podrían calificar al nuevo esquema es la fabricación de reactores modulares pequeños (SMR), como el que por ejemplo están diseñando Meitner, una empresa de origen norteamericano, e Invap. La inclusión de otras tecnologías de generación de energía, como la energía geotérmica es más difusa. «Habría que ver si abastecen otro tipo de proyecto industrial o conocer el alcance de los proyectos», explicaron allegados al área energética del gobierno.
Texto de Ley
El proyecto de ley esta orientado a promover la radicación de actividades económicas sin precedentes en el país, otorgando mayores beneficios que los contemplados en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). El ministro de Economía, Luis Caputo, había ejemplificado que al nuevo esquema podrían aplicar proyectos en actividades como el refinamiento y laminado de cobre, la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas y fertilizantes de potasio y fósforo.
Sin embargo, ninguna de estas actividades aparece mencionada en el mensaje que acompaña al proyecto de ley remitido este martes a la Cámara de Diputados de la Nación. En cambio, la misiva destaca sectores como «la inteligencia artificial, los semiconductores, la biotecnología avanzada y la infraestructura digital«.
El artículo 4 del proyecto establece que al Super RIGI podrán aplicar proyectos en «nuevas actividades económicas» sin existencia en el país o que presentan una fase piloto o experimental con anterioridad a la sanción del proyecto. Esas actividades nuevas contemplan en términos generales «a todo proyecto industrial, tecnológico o de prestaciones de servicios vinculadas a infraestructura tecnológica y digital estratégica».
Qué beneficios ofrecerá el Súper RIGI
El nuevo esquema, llamado formalmente Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias («Súper RIGI»), busca establecer un régimen autónomo y complementario al RIGI, «destinado exclusivamente a actividades genuinamente nuevas en la estructura productiva nacional».
La iniciativa evaluará y aceptará proyectos con una inversión mínima de US$ 1000 millones en activos computables. Las empresas deberán comprometer al menos el 20% de ese monto dentro de los primeros 2 años desde la fecha de adhesión al Super RIGI.
El proyecto establece un plazo de 5 años para la presentación de solicitudes de adhesión al régimen, con la posibilidad de una prórroga única de hasta un año. También define que solo podrán acceder aquellos sujetos que constituyan Vehículos de Proyecto Único (VPU), diseñados exclusivamente para el desarrollo de cada emprendimiento y con activos destinados únicamente al proyecto adherido.
El articulado advierte que las empresas que hayan presentado un VPU al RIGI no podrán presentar el mismo VPU al Súper RIGI. Tampoco serán eligibles los proyectos que tengan objeto similar a proyectos ya presentados en el RIGI.
Los VPU que sean aprobados bajo el nuevo esquema pagarán una alícuota del 15 % en el Impuesto a las Ganancias, la principal diferencia con el RIGI existente, que exige pagar una alícuota del 25%.
Además, gozarán de un régimen de amortización acelerada para inversiones en bienes muebles y obras de infraestructura. También podrán deducir quebrantos sin límite temporal y tendrán una alícuota reducida del 3,5% sobre dividendos y utilidades
Adicionalmente, los VPU podrán cancelar el IVA sobre las inversiones a través de Certificados de Crédito Fiscal y gozarán de una exención de derechos de importación y exportación para los bienes del plan de inversión y los productos obtenidos al amparo del proyecto.
En materia de acceso al mercado cambiario, los VPU tendrán libre disponibilidad progresiva de las divisas generadas por las exportaciones: 20% después del primer año, 40% luego del segundo y 100% a partir del tercer año desde la primera exportación.
Por otro lado, solo se aceptarán proyectos en las provincias y municipios que adhieran al Súper RIGI. El Gobierno plantea que las jurisdicciones deberán comprometerse a mantener estabilidad fiscal y condiciones compatibles con la magnitud de las inversiones.
El proyecto establece que cualquier norma provincial o municipal que limite o afecte los beneficios otorgados por el régimen será considerada “nula de nulidad absoluta”.
TYCSA, la empresa que dirige Jorge Scian, participó en más de 1.400 proyectos y entregó alrededor de 800 equipos para la industria energética a lo largo de su historia.
Mientras Vaca Muerta consolida su expansión y el sector hidrocarburífero aparece como uno de los motores económicos de la Argentina, muchas pymes industriales proveedoras de la cadena de Oil & Gas enfrentan una fuerte reducción de sus márgenes de ganancia provocada por el aumento sostenido de sus costos en dólares en un contexto de tipo de cambio oficial prácticamente estable.
Entre las más afectadas figuran las empresas manufactureras vinculadas al sector energético. Aunque buena parte de sus contratos están dolarizados, el “dólar planchado” comenzó a erosionar su rentabilidad desde las últimas elecciones debido a que sus costos internos, principalmente salarios, insumos y servicios, continúan aumentando al ritmo de la inflación.
“Nos pagan en dólares a tipo de cambio oficial, por ende, sin variación. Lo que nos sube es el costo de mano de obra, que va atada a paritarias de base y a inflación para evitar que se licue poder de compra”, explicó Jorge Scian, director de TYCSA y presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA, en diálogo con EconoJournal.
TYCSA es una pyme industrial especializada en ingeniería, fabricación y montaje de equipos y estructuras para la industria energética y petrolera. La empresa, que está ubicada en 9 de abril, Esteban Echeverría, participa en algunos de los principales proyectos energéticos del país en obras relacionadas con La Angostura Sur y Norte, dos bloques clave de explotación petrolera no convencional operados por YPF en Vaca Muerta, proyectos de Pampa Energía como Rincón de Aranda y desarrollos para TGS vinculados a la ampliación del gasoducto Perito Moreno.
Además, trabaja para operadoras como YPF, Pan American Energy, Shell, TotalEnergies, Vista Energy y Pluspetrol. En base a esto, Scian advirtió que el deterioro de la competitividad comenzó a transformarse en uno de los principales problemas para el entramado industrial argentino. “El dólar planchado hace que las empresas tengamos costos muy altos en dólares”, afirmó.
El “dólar planchado” y la pérdida de competitividad
El fenómeno se refleja especialmente en los salarios medidos al tipo de cambio oficial. Según explicó el ejecutivo de TYCSA, al comparar los costos laborales argentinos con otros países de la región aparece un fuerte descalce. “El salario promedio de Brasil es 800 dólares. Acá ese valor a tipo de cambio oficial te daría 1.150.000 pesos, que no alcanzaría para nada. Nosotros estamos duplicando salarios de Brasil y eso afecta la competitividad porque no podés recuperar vía productividad. Con el afán de bajar la inflacion se esta sacrificando actividad y empleo”, sostuvo.
Scian explicó que los salarios argentinos medidos en dólares oficiales quedaron elevados frente a la región, mientras que la productividad industrial no aumentó en la misma proporción. “Si pago el doble, debería ser el doble de rápido para equiparar esa brecha”, resumió.
La situación golpea especialmente a las pymes manufactureras, que además enfrentan caída de actividad y mayor presión importadora. “Hoy estamos a niveles de pandemia. Tenés cuatro máquinas prendidas de cada diez. Hay caída de actividad, cierre de empresas y destrucción de empleo”, aseguró.
El crecimiento de Vaca Muerta y la crisis de las pymes
Este escenario expone una tensión creciente dentro de la cadena energética. Mientras las perspectivas macro de Vaca Muerta y las exportaciones hidrocarburíferas continúan siendo positivas, parte del entramado pyme proveedor enfrenta un deterioro de rentabilidad producto del atraso cambiario y la aceleración de costos internos.
Aun en ese contexto, Scian remarcó que TYCSA mantiene sus planes de inversión y expansión productiva. Esto es así ya que la compañía está ejecutando una ampliación de su planta industrial, para ampliarla en un 50%, y avanza con la instalación de paneles solares para reducir costos operativos, minimizar el impacto de los cortes eléctricos y mejorar la eficiencia energética de sus procesos. “Lo que ocurre en la Argentina es como pensar con hambre porque siempre se está resolviendo la urgencia”, consideró.
Potencial energético y ausencia de políticas industriales
Tomando como puntapié el escenario que atraviesa la industria del Oil&Gas, el crecimiento de Vaca Muerta y el aporte de TYCSA en ese segmento, Scian planteó una fuerte preocupación sobre el modelo económico actual y la ausencia de políticas industriales sostenidas, aunque reconoció el potencial energético de la Argentina.
Para el empresario, el país vive atrapado en una lógica cortoplacista que impide desarrollar estrategias de largo plazo y consolidar procesos industriales. “La lógica es sacar petróleo y gas para generar dólares, pagar deuda y después vemos. Pero siempre se genera un daño por la falta de planificación”, sostuvo.
Políticas industriales de otros países
Scian comparó esa situación con otros países que han sabido sostener políticas industriales durante décadas, independientemente del signo político de sus gobiernos. “No importa si es un gobierno de izquierda o de derecha. Si tenés una política industrial a largo plazo y la respetás, las condiciones terminan dándose naturalmente”, señaló. A su entender, la falta de previsibilidad afecta directamente las posibilidades de inversión de las pymes industriales.
“No es gratis que la Argentina tenga tantas crisis, devaluaciones y tan poco acceso al crédito. Todo eso se paga. Brasil tiene muchísimo más financiamiento productivo, tasas mucho más bajas y una inflación anual mínima. Nosotros tenemos 30% y lo festejamos”, ironizó.
El rol de Vaca Muerta para el desarrollo industrial
Scian insistió en que el desafío argentino no pasa únicamente por aumentar las exportaciones energéticas, sino por transformar ese crecimiento en empleo y desarrollo productivo. “Sí, Vaca Muerta va a generar dólares. Sí, va a cerrar las cuentas externas. Pero si no desarrollás toda la cadena de valor, no generás trabajo”, advirtió. El empresario cuestionó especialmente la idea de que el derrame económico llegará automáticamente. “La locomotora puede ir sola, pero hay que engancharle vagones”, graficó.
En ese sentido, sostuvo que la Argentina ya cuenta con una base industrial desarrollada que debería aprovecharse para potenciar el crecimiento energético. “Hay casi 2.000 empresas proveedoras del sector y unas 400 fabricantes de bienes de capital. El desafío es poner en valor todo eso y lograr que las inversiones también generen empleo industrial”, marcó.
¿Exportador de energía primaria o agregador de valor en el segmento industrial?
Para Scian, uno de los riesgos actuales es que el país termine consolidando un modelo puramente extractivo. “Pasaríamos de ser el granero del mundo a convertirnos en proveedores de petróleo y gas. La discusión es cuánto valor agregado le ponemos a eso para que quede desarrollo en el país”, explicó.
El director de TYCSA también hizo foco en el impacto laboral de la reconversión energética en distintas regiones del país. Según indicó los grandes anuncios de inversión no necesariamente se traducen en creación masiva de empleo. “Se anuncian inversiones de US$25.000 millones, bajo el paraguas del RIGI, y después se habla de 5.000 o 6.000 puestos directos. Entonces la discusión es qué impacto real queremos generar”.
Nuevos talentos y formación técnica
Scian también se refirió a uno de los cuellos de botella que golpea a la industria que tiene que ver con la mano de obra calificada y la generación de nuevos talentos. En ese sentido, destacó que el auge de Vaca Muerta está generando una fuerte rotación de profesionales desde las pymes hacia las grandes operadoras y que será clave que en los próximos años lleguen nuevos profesionales que puedan contribuir al desarrollo del sector.
El empresario también alertó sobre el deterioro del sistema educativo y el impacto que eso tiene sobre la formación técnica. “Si las universidades y las escuelas técnicas están desfinanciadas, después las empresas tienen que suplir esa formación. Muchas veces tomás profesionales recién recibidos y necesitás largos procesos de capacitación interna”, aseguró.
“Las futuras generaciones que van a sostener estos proyectos energéticos se están formando hoy. Si no invertís en educación y en formación técnica, después no tenés recursos humanos para sostener el crecimiento”, planteó Scian.
La ventana de oportunidad
A pesar de las advertencias, Scian consideró que la Argentina atraviesa una oportunidad histórica: “El mundo necesita energía y la Argentina la tiene. La ventana de oportunidad es enorme”, indicó.
Sin embargo, insistió en que el verdadero desafío será decidir qué tipo de desarrollo quiere construir el país alrededor de esos recursos. “Lo importante no es solamente exportar más petróleo o más gas. La discusión es qué modelo de país queremos construir con eso”, expuso.
La trayectoria de TYCSA
La historia de la compañía estuvo atravesada por las distintas etapas económicas del país. La firma comenzó realizando reparación de maquinaria vial en un pequeño local alquilado también en zona sur, en Banfield, y fue reconvirtiéndose de acuerdo con los ciclos productivos argentinos. “TYCSA también cuenta un poco la historia de la Argentina. Cuando había obra pública hacíamos reparación vial. Después trabajamos para la industria forestal, del vidrio, alimenticia, petroquímica y nuclear. Nos fuimos adaptando según dónde veíamos que estaban las oportunidades”, relató Jorge Scian.
TYCSA es hoy una empresa cien por ciento familiar. Los cuatro hermanos Scian trabajan en distintas áreas de la compañía y sus padres, los fundadores de la firma, continúan participando activamente en el negocio. La historia familiar ocupa un lugar central en la identidad de la empresa. “Mi papá nació en Italia en 1944 y vino a la Argentina en 1947. Mis abuelos llegaron como caseros de una quinta en Monte Grande. Mi abuela terminó la primaria y mi abuelo ni siquiera eso. Mi papá fue el primero de la familia en tener un título universitario”, contó Jorge Scian.
La empresa, que el año que viene cumplirá 50 años, participó en más de 1.400 proyectos y entregó alrededor de 800 equipos a lo largo de su historia. Hoy tiene presencia principalmente en la cuenca Neuquina, aunque también trabaja en proyectos vinculados a la Cuenca del Golfo San Jorge y la Cuenca Austral.
La Semana de la Ingeniería se realizará entre el 1 y el 5 de junio en la FIUBA, CABA.
Una nueva edición de la Semana de la Ingeniería comenzará el lunes próximo en la Facultad de Ingeniería de laUBA. Bajo el lema “Energía y logística para el desarrollo de la Argentina”, la programación incluirá una serie de charlas abiertas en la que participarán referentes de organismos públicos y de empresas como YPF y Genneia.
Las actividades tendrán lugar entre el 1 y el 5 de junio en la sede de la FIUBA en Avenida Paseo Colón y serán abiertas al público con inscripción previa. La tercera jornada, dedicada a la actualidad de Vaca Muerta, contará con la presencia destacada del CEO y presidente de YPF, Horacio Marín.
El programa de la Semana de la Ingeniería
Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, participará en la Semana de la Ingeniería.
El evento que organiza la Subsecretaría de Relaciones con Graduados de la FIUBA abrirá con una charla sobre grandes proyectos de generación con energías renovables que contará con las participaciones del gerente senior de Ingeniería de YPF Luz, Gonzalo Seijo, el director de Proyectos e Ingeniería de Genneia, Juan Carlos Fulchi, y Tobías Rodriguez, gerente de PMO.
La segunda jornada estará focalizada en la figura del ingeniero Pedro Cerviño, pionero de la ingeniería nacional. Uno de los disertantes será el Dr. Horacio Guillermo Vazquez Rivarola, oficial de la Marina Mercante, fundador y primer director del Museo Marítimo «Ing. Cerviño».
La tercera jornada abordará la actualidad de Vaca Muerta. Marín compartirá con la comunidad de la FIUBA información sobre las actividades de YPF. Adicionalmente, participarán del encuentro Hernán Huergo, bisnieto del primer ingeniero de la Argentina, Luis Augusto Huergo, quien hablará de las contribuciones de su antepasado al desarrollo hidrocarburífero de la Argentina y a la defensa del interés nacional.
A su vez, se realizará una presentación el grupo de estudiantes de la FIUBA que ganó el Mundial de Ingeniería en Petróleo (Petrobowl 2025), llevando al país y a la Universidad de Buenos Aires a lo más alto en esta importante competencia académica internacional.
La cuarta jornada, en tanto, estará enfocada en las principales novedades sobre el avance de la electromovilidaden la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en especial a partir de la incorporación del sistema de buses eléctricos denominado Trambus.
Representantes del gobierno porteño se referirán a los desafíos y ventajas que implica la incorporación de este avance tecnológico para el transporte y las empresas Agrale y ABB hablarán sobre los aspectos técnicos y de ingeniería de las unidades, las cuales son producidas parcialmente en el país.
Como atractivo adicional, se exhibirá un Trambus en la explanada de la Facultad durante las horas previas al evento, así como dispositivos de carga de la empresa ABB y un vehículo eléctrico autónomo desarrollado por la Facultad de Ingeniería del Ejército.
Finalmente, la jornada de cierre será el viernes con una charla especial sobre la logística para la soberanía patagónica y antártica. Participarán entre otros, el comandante del Comando Conjunto Antártico, contraalmirante Maximiliano Mangiaterra, quien disertará sobre las Campañas Antárticas del país. Además, se hará foco en el desplie logístico del Ejército de Kekén en la Patagonia, la labor del Astillero SPI en Caleta Paula reparando buques de gran porte y la oportunidad de fortalecer a la ciudad de Ushuaia como polo logístico de proyección antártica.
Las charlas serán transmitidas por el canal de YouTube de la FIUBA. La asistencia presencial a cada charla es abierta al público y con inscripción previa.
Refinor venderá el gas a un precio que podría oscilar entre 10 y 15 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU).
Ante los problemas de abastecimiento de gaspara las industrias del NOA en el próximo invierno, Refinor actuará como un trader y le venderá a las empresas parte del volumen habitual que utiliza para su operación. Refinor, cuya propiedad pertenece en un 100% a la empresa con mayoría accionaria estatal YPF, pondrá en disponibilidad para el sector productivo de la región alrededor de 500.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas.
El sector industrial del Noroeste Argentino tiene una demanda de gas natural en invierno de alrededor de 1,2 millones de m3/d, según detallan los informes del Enargas sobre los períodos invernales de 2024 y 2025. Por lo tanto, el volumen que comercializará Refinor no será suficiente.
Aún así, actuará como paliativo frente al problema estructural de falta de gas en la región. Sobre todo, servirá para abastecer la demanda de los ingenios azucareros en el inicio de la zafra, que comenzó en mayo.
Según confirmó EconoJournal de distintas fuentes del sector, el gas que Refinor le venderá a las industrias del NOA tendrá un precio que podría oscilar entre 10 y 15 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), dependiendo de lo que resulte de cada acuerdo con las empresas que quieran adquirir volúmenes.
En concreto, el precio del gas natural que podrán adquirir las industrias en el mercado spot es más caro que el producido enVaca Muerta, que tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. Pero, al mismo tiempo, es más económico que el GNL importado, que tendría un valor de alrededor de 23 US$/MMBTU.
Lo real es que, los industriales se habían negado a afrontar el precio del GNL importado, que puede ser hasta cinco veces más caro que el local por efecto de la guerra en Medio Oriente.
NOA: el problema estructural de la falta de gas
Las provincias de Tucumán, Salta, Jujuy y Santiago del Estero son las más expuestas a los problemas de abastecimiento de gas natural que se esperan durante los próximos meses de frío, en los que aumenta considerablemente el consumo residencial en el país. De hecho, de acuerdo con las proyecciones de los industriales del NOA podrían sufrir hasta 80 días de cortes de gas.
Básicamente, los problemas de suministro encuentran origen en dos situaciones diferentes:
la falta de infraestructura de transporte por gasoductos troncales, que imposibilita sumar más producción de gas de Vaca Muerta, y,
el declino productivo de la cuenca Noroeste y de Bolivia, que abastecían a las provincias del norte del país.
Hasta ahora, el pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.
Cómo hará Refinor para tener gas disponible
Refinor que cuenta con casi 80 estaciones de servicio en el norte del país, pondrá a disposición 500.000 m3/d de gas natural. Para esto, dejará de procesar Gas Licuado de Petróleo (GLP) en la planta que tiene en Salta. Es decir, no se trata de volúmenes extras que llegarán desde Bolivia o desde Vaca Muerta a través de los ductos troncales, sino de gas que Refinor dejará de utilizar para venderlo a los industriales.
Refinor no tiene la responsabilidad de abastecer de gas al NOA. Sin embargo, a partir de un reciente acuerdo del gobernador de Tucumán, Osvaldo Jaldo, con el gobierno nacional, en este invierno la refinadora actuará como un comercializador (trader) de gas y ayudará a resolver –al menos en el inicio del invierno- el problema de abastecimiento.
Sobre todo, estaría cubierta la demanda de los ingenios azucareros durante el comienzo de la zafra, entre mayo y junio, y el sector citrícola. Según recopiló este medio de distintas fuentes, al menos dos ingenios ya acordaron con Refinor la adquisición de gas para las próximas semanas.
En este esquema, cada empresa negociará con la refinadora de YPF las condiciones del contrato de comercialización, que incluyen el período de provisión, la cantidad de gas comprometido para vender y el precio.
Elaborado por la International Gas Union (IGU), la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y la Asociación de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL), el reporte «Oportunidades para el desarrollo del gas natural en América Latina y el Caribe» presenta la situación actual del sector en la región, y analiza las oportunidades para una mayor integración en el Cono Sur, así como el potencial para realizar inversiones en exportación de GNL que permitan ampliar los mercados para el desarrollo de Vaca Muerta.
El documento, que se presentará en la jornada del 2 de junio,fue desarrollado a partir de instancias de intercambio con empresas y stakeholders del sector. Establece recomendaciones para impulsar el desarrollo del gas natural de manera consistente con el crecimiento socioeconómico regional, contribuyendo al mismo tiempo a la reducción de emisiones y al cumplimiento de las metas de transición energética y política climática de los países de América Latina y el Caribe.
Oportunidades para el desarrollo del gas natural
Además, explora el rol del gas natural y del GNL en la descarbonización del sector eléctrico; el crecimiento de las energías renovables; la integración con gases bajos en carbono como el biometano y el hidrógeno verde; y la reducción de la pobreza energética en la región.
Organizada por Arpel, la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe, en la Conferencia 2026 se debatirán tanto los temas estratégicos del sector como las tendencias en Upstream, Midstream y Downstream. Allí se reunirán más de 500 ejecutivos, autoridades gubernamentales y referentes internacionales.
La Conferencia Arpel 2026 tendrá lugar del 1 al 4 de junio.Entre los disertantes de la jornada inaugural se encuentran: Horacio Marín, Presidente del Directorio y CEO de YPF; Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global; Martín Terrado, COO de GeoPark y Presidente del Directorio de Arpel; Ernesto López Anadón, Presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG); NJ Ayuk, Presidente Ejecutivo de African Energy Chamber; Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLACDE; y Daniel González, Viceministro de Energía y Minería de Argentina.
Para conocer la agenda completa, puede ingresar aquí.
Objeto: Se convoca a interesados en presentar Ofertas para la exploración, desarrollo y eventual explotación de áreas hidrocarburíferas ubicadas en la Provincia del Neuquén y reservadas a favor de Gas y Petróleo del Neuquén S.A.
Bases y Condiciones: Las Bases y Condiciones podrán ser solicitadas vía e-mail debiendo a tal fin dirigir el pedido a la casilla de correo electrónico planexploratorio@gypnqn.com.ar.
Consultas y Aclaraciones: Hasta el 10 de agosto de 2026 inclusive. Los interesados podrán formular consultas vía e-mail a planexploratorio@gypnqn.com.ar y harán concreta referencia a los puntos bajo consulta y/o aclaración.
Presentación de Ofertas: El 19 de agosto de 2026 antes de las 11:00 horas, en las oficinas de GyP (Aramendia 200, ciudad de Neuquén, Provincia del Neuquén). Apertura de Ofertas: El 19 de agosto de 2026 a las 15:00 horas, en las oficinas de GyP.
¿Qué escenario se plantea a partir de la ampliación del RIGI a los proyectos de upstream?
Desde el 19 de febrero pasado, y a partir del decreto 105/2026, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) incluyó a los nuevos desarrollos de petróleo o upstream. La letra fijó un mínimo de inversión de USD 600 millones en activos computables y extendió el plazo de adhesión hasta julio de 2027. Sin embargo, la medida se anclaba en un contexto en el que el barril de petróleo Brent rondaba los USD 66,60 mientras que hoy, supera los USD 101. Seis meses después, el escenario plantea nuevos interrogantes.
“Creo que el RIGI adelanta la normalidad, es decir, adelanta un país deseable con estabilidad fiscal, estabilidad cambiaria, con un régimen de impuestos a las ganancias reducido”, sostuvo Juan José Aranguren, ex ministro de Energía de la Nación, durante el Capítulo 6 de Dínamo Stream, el ciclo de streaming de EconoJournal. El panel, integrado además por la ex secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, el consultor en energía, Nicolás Gadano y el Vice Presidente de Rystad Energy, Ernesto Díaz, profundizó tanto en el escenario actual como en el futuro que plantea el régimen.
“El RIGI inicial estuvo motivado por el afán de ampliar la infraestructura para evacuar la producción, tanto de petróleo como de gas natural de Vaca Muerta, aunque esté habilitado para cualquier lugar del país. Ahora, para poder usar esa infraestructura que ya está siendo invertida en función de ese inicial RIGI, hay que llenarla, hay que ponerle adentro hidrocarburos, moléculas de gas y de petróleo”, continuó Aranguren.
Para Royón, en tanto, la ampliación de RIGI a los proyectos de upstream genera un problema de “doble standard o competencia desleal” en la medida en que habrá algunos alcanzados por la medida y otros no y sin embargo, coexistirán en un futuro cercano.
RIGI al Upstream: ¿qué escenario se perfila en el futuro?
Para la ex secretaria de Energía, la extensión de RIGI no contempló una mirada integral que analice las necesidades de cada sector de la economía. “Así como claramente el sector de energía quiere previsibilidad y menos impuestos, todos los sectores buscan lo mismo. Si vamos a bajar los impuestos, es necesario plantear la discusión de cómo vamos a bajar el gasto. Y esa discusión es la que no se está dando”, detalló.
“Al RIGI hay que evaluarlo en el futuro”, sostuvo por su parte Nicolás Gadano. “Las reglas que no podemos darles a todos ahora -por restricciones fiscales, cambiarias, etc- se las estamos dando a algunos sectores para que catalicen la inversión. Dentro de un tiempo, esas reglas deben ser generales efectivamente. Si dentro de 5 años el impuesto al cheque -hoy dentro del RIGI- hay sectores que no lo pagan y otros que sí, estamos claramente frente a un problema”, explicó.
Y continuó: “El objetivo final es que lentamente, en la medida en que la economía se estabilice, tenga un poco más de margen fiscal, la propia credibilidad del sistema elimine la idea de que necesitás un tribunal arbitral y de que la justicia argentina es un desastre. Que esto para las empresas se vuelva indiferente y que con el paso del tiempo el crudo RIGI sea similar al crudo no RIGI”, explicó.
Esa posible distorsión plantea un escenario complejo: ¿es correcto que en el diseño regulatorio convivan dos tipos de regímenes dentro de un mismo sector y para una misma actividad?. “Si fracasa la administración del RIGI, no solamente para esta industria, para otras también, va a ser un problema, porque efectivamente va a haber distorsiones”, cerró.
RIGI y la atracción de capitales internacionales
Ernesto Díaz, Flavia Royón, Nicolás Gadano y Juan José Aranguren junto a Nicolás Gandini, durante el último programa de Dínamo.
Ahora bien: el RIGI en la actualidad ha probado ser una herramienta indispensable para la atracción de capitales internacionales. Para Ernesto Díaz, si bien es cierto que faltó un debate más profundo para implementarlo de la manera más justa, el tiempo fue un apremio ineludible. La cuestión temporal exigía, desde su perspectiva, acelerar los procesos para de esa manera captar cuanto antes inversiones extranjeras.
“Yo estoy en contacto con fondos de inversión y compañías del exterior que, si no fuera por el RIGI no hubieran venido a la Argentina. Si bien los anuncios estaban -como las inversiones en litio- no se materializaban, y la realidad es que la aceleración de Vaca Muerta que se está dando ahora se da gracias al RIGI y la posibilidad de que esos capitales llegaran al país”, sostuvo.
En ese sentido, Díaz también aseguró que incluso la expansión hacia bloques más marginales en Vaca Muerta tiene que ver con el impacto que produce el RIGI para capitales internacionales.”Yo creo que se están desbloqueando áreas que sin el RIGI no hubieran sido posible y ni hablar de los proyectos de litio, de cobre, que sin un RIGI y sin capitales internacionales de miles de millones de dólares, hubiera sido imposible”, concluyó.
Un emprendimiento de gran escala requiere 800 empresas proveedoras los primeros quince años.
Los grandes proyectos mineros argentinos prometen mayor actividad y empleo para las provincias de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Frente a ese escenario, actores locales reclaman participación como proveedores, mientras que, del otro lado de la cordillera, Chile irrumpe con las décadas de ventaja que le permitieron desarrollar un ecosistema de proveedores maduro, experiencia operacional y estándares de clase mundial. También con un mensaje de cooperación que exagera en instalar, para reemplazar el de competencia, en un contexto en que la demanda argentina va a superar la capacidad local de proveedores.
El negocio argentino
Con 42.000 millones de dólares en inversiones al amparo del RIGI, Argentina se encamina a dar el mayor salto minero de su historia. Si los proyectos avanzan, hacia 2035 podría producir 1,25 millones de toneladas de cobre fino según proyecciones de un estudio de CAEM, la UIA y el BID y convertirse en el tercer productor regional, detrás de Chile (5,3 millones de toneladas) y Perú (2,7 millones), superando a México. En litio, un recorrido que ya inició, se espera un crecimiento de 244% desde las 116.000 toneladas de carbonato de litio equivalente producidas en 2025 a las 400.000 proyectadas en la próxima década.
Según datos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) a los que accedió Econojournal, un emprendimiento de gran escala requiere 800 empresas proveedoras los primeros quince años durante la etapa de exploración y construcción y 550 en los 30 años siguientes que estima, en promedio, la operación.
“En cada proyecto el 85% del movimiento económico de CAPEX es para proveedores”, calcula Manuel Benítez, presidente de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN). Escalar estos valores a Vicuña (18.104 millones de dólares), El Pachón (9.500 millones de dólares) o, en su conjunto, a los quince proyectos presentados bajo el RIGI —nueve ya aprobados por 9.823 millones de dólares y seis en análisis por 32.855 millones adicionales—, da una dimensión del negocio.
El relevamiento de la oferta de proveedores que realizó el informe UIA-CAEM-BID identificó capacidades reales en el entramado industrial local: metalmecánica (estructuras, tanques, tolvas, bandejas, montajes, bombas, válvulas), química y petroquímica (reactivos e insumos, especialmente para litio), plásticos (cauchos, geomembranas, recubrimientos) y servicios (ingeniería, logística, mantenimiento, vehículos). “Hay clusters metalmecánicos en Santa Fe, Córdoba, el AMBA y en las mismas provincias mineras”, ejemplificó el representante del Departamento de Minería de la UIA Franco Mignacco este miércoles en la Jornada de Competitividad de la cadena de valor minera argentina que organizó el Senado, en un adelanto del informe que se presentará la semana que viene.
El entramado de proveedores todavía no cubre la demanda para un boom simultáneo de cobre y litio a gran escala. “En litio ya existe una primera camada de proveedores con experiencia real en el NOA — tecnologías de Extracción Directa de Litio (EDL), construcción y montaje en altura, operación de plantas, bombeo, piping, control de procesos y mantenimiento— y habría que analizar si ese aprendizaje se puede trasladar, en parte, a los grandes proyectos de cobre”, aseguró un consultor minero a este medio.
Los números chilenos
“Desde la última Arminera creció mucho el interés de los proveedores chilenos de acercarse al país entendiendo el aspecto de complementariedad y colaboración que se puede realizar”, señaló en diálogo con EconoJournal Constanza Alegría Pacull, directora comercial de ProChile, el organismo del Ministerio de Relaciones Exteriores chileno que promueve la internacionalización de empresas.
La ejecutiva explicó que las empresas chilenas atraviesan un proceso de internacionalización luego de expandirse a Perú, Ecuador y otros mercados regionales, y que hoy ven a Argentina como una oportunidad natural a partir del despegue del cobre. “Están entendiendo las regulaciones, que la propiedad de los recursos la tienen las provincias. Son esquemas muy distintos a los que hay que acostumbrarse”.
Alegría Pacull recordó que hace quince años había existido un primer desembarco de proveedores chilenos, especialmente en servicios profesionales de ingeniería, aunque ese proceso se frenó dadas las restricciones cambiarias y comerciales. Ahora, aseguran desde el sector, no existen barreras de entrada para operar en el país.
La principal cámara en Chile es la Asociación de Proveedores Industriales de la Minería (APRIMIN), creada en 2003 y que hoy reúne a 163 empresas proveedoras de bienes y servicios para la minería. Según datos de la entidad, sus asociados facturan en conjunto más de 20.000 millones de dólares anuales. En la última exposición minera en San Juan se reunieron con el proyecto Vicuña, pero el tema es tan candente por las enormes expectativas y necesidades de los proveedores locales, que no quisieron hablar con este medio.
Dentro de los rubros en los que se destacan los proveedores chilenos se encuentran servicios tecnológicos, innovación aplicada, ingeniería específica para minería y know how incorporado en los servicios.
La cooperación como estrategia
Econojournal supo que empresas chilenas como Excon, ICV, Vecchiola y MAZ Errazuriz ya analizan oportunidades en Argentina, especialmente en San Juan. Pese a los temores que existen entre empresarios argentinos sobre una eventual avalancha de proveedores chilenos, del otro lado de la cordillera el discurso dominante es el de la cooperación.
“Nuestra estrategia es trabajar con socios locales”, explicó a este medio Germán Andrés Rogers Tirado, de Mas Errázuriz Ingeniería y Construcciones, una proveedora chilena con 45 años de experiencia en minería subterránea y obras civiles, que participa de reuniones y licitaciones vinculadas a proyectos de cobre en Argentina. Según detalló, la lógica no responde a exigencias regulatorias sino a una decisión empresarial de asociarse con firmas argentinas que conozcan el territorio, las reglas provinciales y puedan aportar mano de obra local.
«Queremos tener el conocimiento de la zona con el player local que conoce las reglas del juego y poner nuestra experiencia al servicio del desarrollo de la minería en Argentina, aportando en la formación del personal local», explicó Rogers Tirado. «Los clientes que han aterrizado tienen estándares altos como BHP, quienes han sido clientes nuestros», agregó.
En la jornada del miércoles en el Senado, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, matizó el alarmismo que despierta el tema con números de los expedientes de los RIGI aprobados al 31 de marzo de este año. Solo el 8% del gasto fue en proveedores del extranjero, mientras que el 92% fue contenido local. Y, del total local, el 73% fue invertido en proveedores de la provincia de origen del proyecto. Pero el propio Lucero advirtió que los desafíos en desarrollo de proveedores y mano de obra son de largo plazo: «Que este trabajo de desarrollo de proveedores no quede en una frase hecha que no nos lleve al acostumbramiento y nos venzan las dificultades».
Los puntos de mayor tensión
Infraestructura portuaria
La cooperación, sin embargo, tiene límites: “El aspecto menos colaborativo son los puertos”, admitió Alegría Pacull. Chile busca posicionar su infraestructura portuaria, con capacidad instalada disponible, y logística para canalizar exportaciones argentinas, pero los pasos que conectan los dos países siguen siendo una limitación. Los corredores bioceánicos —Paso San Francisco y Aguas Negras— son obras pendientes que el sector reclama hace años.
Tratado de Integración y Complementación Minera
El Tratado de Integración y Complementación Minera firmado entre Argentina y Chile en 1997 por los presidentes Carlos Menem y Eduardo Frei crea un marco legal para la explotación conjunta de recursos en zonas fronterizas, cubriendo aspectos aduaneros, tributarios, migratorios, laborales, ambientales, logísticos y de recursos energéticos e hídricos.
En la práctica, las compañías pueden requerir desde telecomunicaciones y caminos hasta ductos, líneas eléctricas o facilidades operativas compartidas entre ambos países, a partir de pedidos específicos elevados a la secretaría técnica binacional. “Sentó las bases de una colaboración Chile-Argentina a medida de lo que soliciten los actores inversionistas”, explica un informe realizado por la Cámara Chilena-argentina.
De acuerdo a información de la Cámara chileno argentina, actualmente hay firmados y vigentes en Pascua Lama, Los Azules, El Pachón, Filo del Sol, Josemaría, Los Helados. El distrito Vicuña —que agrupa a Josemaría, Filo del Sol, Los Helados y Lunahuasi— es el caso más visible. Por su cercanía a la frontera, su logística natural apunta a puertos chilenos.
La tensión aparece aquí al ahondar si beneficia a los dos países por igual. «Chile llega con una industria minera madura y capacidades instaladas; Argentina, con recursos geológicos a desarrollar y menor desarrollo institucional y logístico. Para Chile, el tratado es una vía para proyectar su ecosistema minero hacia los recursos argentinos«, señaló el consultor minero a este medio. «El Tratado Minero no es intrínsecamente pro-Chile o pro-Argentina; es pro-proyectos mineros. El país que tenga una estrategia más clara de desarrollo es el que va a capturar más valor».
La ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón, que habló esta semana con EconoJournal, fue explícita sobre la visión desde Santiago: «Tiene que ser un win-win. La experiencia del pasado tiene que ser una lección para hacer las cosas bien.» Y lanzó una propuesta concreta: «Hay que hacer un acuerdo de integración energética. Combinar gas de ustedes, electricidad nuestra. A nosotros nos falta demanda en el sur y a ustedes en el norte.» Chile, dijo, tiene tanta energía renovable que la pierde. La minería argentina es el primer foco de demanda posible.
Implementación del RIGI
El RIGI establece que el 20% del contenido debe ser nacional, aunque la norma está siendo debatida en su implementación. La industria local reclama que eso no alcanza para desarrollar un ecosistema de proveedores competitivo.
Brechas estructurales
Las ventajas de proveedores locales que destacan actores relevantes del sector son la cercanía, que permite tiempos de entrega de hasta 60 días frente al lead time de proveedores de Asia o Europa en demandas puntuales, conocimiento del territorio y una atención cercana al cliente en los servicios de post-venta.
El informe UIA-CAEM-BID alerta por las brechas estructurales. Los equipamientos pesados y de mayor tecnología son de proveedores globales que no fabrican en el país. Las certificaciones requeridas como ISO 9001, 14001, 45001, ASME, API son costosas y complejas de obtener. “Falta escala, financiamiento y curvas de aprendizaje. Y en varios rubros, los costos argentinos todavía pueden duplicar los de Chile o Perú en etapas equivalentes”, señaló el consultor que habló con este medio.
El temor argentino a que Chile se quede con el negocio proveedor convive con anuncios de inversión en proyectos de cobre, oro y plata por 35.000 millones de dólares del otro lado de la cordillera, lo que supone una fuerte demanda interna de servicios, equipos y mano de obra especializada. “Va a haber una gran necesidad de dotación y empresas”, señaló Rogers Tirado. En este escenario, puede que falten proveedores especializados, personal capacitado y capacidad operativa para abastecer simultáneamente el boom de inversiones que se proyecta tanto en Argentina como en Chile.
Representantes de al menos once provincias y del gobierno nacional participaron del lanzamiento de la Mesa Interjurisdiccional para el Desarrollo de los Mercados de Carbono.
El Senado avanzó con la conformación de la Mesa Interjurisdiccional para el Desarrollo de los Mercados de Carbono que tendrá como objetivo impulsar un proyecto de ley que brinde un marco jurídico y regulatorio para los créditos de carbono generados a partir de proyectos verdes. En ese sentido, los integrantes de la mesa pidieron al gobierno nacional que se ajuste al mecanismo para la transacción de estos créditos contemplado en el Acuerdo de París, un paso ineludible para comerciarlos.
Durante el evento de introducción de la mesa, la senadora por Salta, Flavia Royón, y la senadora por Misiones, Sonia Rojas Decut, presentaron dos proyectos de ley para para despuntar el debate. Los créditos de carbono son unidades verificables de reducción, evitación o mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originados a partir de proyectos verdes.
Los proyectos verdes, en tanto, pueden ser de reforestación, conservación de bosques, restauración de suelos o almacemaniento y captura de dióxido de carbono en proyectos de petróleo y gas natural, entre muchos otros.
Actualmente, distintos países tienen o están en vías de crear mercados de carbono para canalizar financiamiento hacia iniciativas verdes. Las empresas que necesitan cumplir con las legislaciones ambientales de sus países de origen buscan en estos mercados comprar créditos y compensar las emisiones que generaron en sus actividades económicas.
«Brasil, Perú, Costa Rica, Panamá, México y Colombia son países que avanzan en acuerdos y mecanismos para comercializar créditos de carbono. Esta mesa federal tiene que ser la incubadora de eso mismo», sostuvo a su turno, el secretario de Relaciones Económicas Internacionales de la Cancillería Argentina, Fernando Brun.
ElAcuerdo de París, clave para monetizar créditos de carbono
«Pedimos por favor que Argentina presente sus contribuciones determinadas a nivel nacional», dijo la senadora Royón.
El Estado argentino en 2016 adhirió al Acuerdo de París, un tratado internacional vinculante, cuyo objetivo es la eliminación de las emisiones de GEI para evitar un aumento en la temperatura global superior a 1,5°C. Las senadoras Royón y Rojas Decut destacaron en sus proyectos que el cumplimiento del artículo 6 del Acuerdo es un punto central para instrumentalizar en el país mercados de créditos de carbono internacionalmente creíbles.
“Pedimos por favor que Argentina presente sus contribuciones determinadas a nivel nacional. Es un paso ineludible para participar en los mercados internacionales de carbono y negociar acuerdos internacionales como lo establece el Acuerdo de París”, dijo la senadora por Salta y ex secretaría de Energía de la Nación.
El artículo 6 del Acuerdo de París establece las reglas para que los países puedan ajustarse al mecanismo para la transacción de créditos de carbono. Básicamente, los países deben presentar su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC por sus siglas en inglés) para ajustarse a dicho mecanismo.
La NDC indica cuál es la meta de reducción de las emisiones deGEI que cada país se compromete a cumplir para alinearse con los objetivos del tratado internacional. En ese sentido, cada país debe especificar en qué sectores de la economía se buscarán reducir las emisiones y por cuántas millones de toneladas de dióxido de carbono equivalentes (MTCO2E). Las contribuciones nacionales deben ser actualizadas cada cinco años.
La Subsecretaría de Ambiente de la Nación anunció en noviembre de 2025 la presentación de la tercera NDC argentina. Sin embargo, el nuevo objetivo de reducción de emisiones resultó menos ambicioso con respecto a la NDC de 2021.
La nueva contribución nacional determinada consiste de una meta de emisiones netas de hasta 375 MTCO2Epara 2030 y 2035. En contraste, la meta presentada en 2021 fue de hasta 349 MTCO2E. A pesar del anuncio, la tercera NDC no fue elevada a la Convención Marco de la Naciones Unidas sobre Cambio Climático.
Fuentes consultadas por EconoJournal explicaron que aún falta ordenar los objetivos de reducción de emisiones a través de proyectos estratégicos o por sector económico para que los privados puedan generar y comerciar en el extranjero sus créditos de carbono a partir de proyectos verdes sin poner en riesgo el cumplimiento de la NDC argentina.
«Cuando una empresa vende un crédito de carbono al exterior, esa reducción de emisiones ya no puede contarse dos veces. Por eso, el país donde se generó el crédito debe autorizar la operación y descontar esa reducción de su propia meta climática nacional, ya que será utilizada por el país que la compra para cumplir sus objetivos de reducción de emisiones», explicó Verónica Tito, abogada y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad.
Un ejemplo concreto de la falta de ordenamiento ocurre en Misiones. Los proyectos de protección de bosques englobados en el programa provincial REDD+ forman parte de la NDC argentina, aunque no existe el marco jurídico habilitante para comerciar los créditos de carbono generados.
«Queremos solicitar a las autoridades nacionales que puedan facilitarnos los mecanismos para realizar los ajustes necesarios para que provincias como Misiones puedan integrar al mercado internacional sus créditos de carbono certificados por la deforestación evitada», dijo Rojas Decut.
Qué proponen los proyectos de Mercados de Carbono
EconoJournal accedió a los proyectos presentados por las senadoras Royón y Rojas Decut. Sintéticamente, los textos proponen crear un marco jurídico y regulatorio para la creación de mercados voluntarios de carbono, con algún tipo de régimen registral nacional destinado a garantizar la identificación y seguimiento de los proyectos, resultados de mitigación y créditos de carbono, con el objetivo fundamental de garantizar la trazabilidad en el comercio de los títulos y evitar la doble contabilización de emisiones.
«La ausencia de un marco regulatorio adecuado puede generar riesgos de doble contabilización, falta de transparencia, baja confianza de los mercados, conflictos jurisdiccionales y debilitamiento de la integridad ambiental de los proyectos», justifica en sus fundamentos el proyecto de Royón.
Los proyectos enfatizan el reconocimiento del dominio originario de las provincias sobre los recursos naturales existentes en su territorio. El proyecto de la senadora por Salta establece que los créditos pertenecerán a los titulares de la tierra o a quienes estos cedan sus derechos bajo jurisdicción provisional.
«En esa línea, el proyecto permite que las provincias creen sus propios registros de carbono, siempre que sean interoperables con el ReNaRe y adopten protocolos que impidan el doble conteo», establece el texto.
En tanto, el proyeto de la senadora por Misiones propone la integración de los activos ambientales al mercado de capitales nacional, reconocinedo la competencia de la Comisión Nacional de Valores respecto de las actividades comprendidas en el régimen de oferta pública.
«Los créditos de carbono y demás activos ambientales podrán actuar como activos subyacentes o respaldo de obligaciones negociables, fideicomisos financieros, fondos comunes de inversión, contratos derivados y otros instrumentos financieros autorizados por la normativa vigente», explica en sus fundamentos el texto presentado por Rojas Decut.
Nucleoeléctrica Argentina (NASA) obtuvo una nuevalicencia de operación de la central nuclear Atucha II. La licencia le permitirá a la empresa generadora estatal operar el reactor durante diez años más. La empresa ya había obtenido la prórroga de la licencia en tres ocasiones previas.
En efecto, y según la resolución 135 de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) a la que accedió EconoJournal, el ente nacional regulador del sector nuclear, aprobó la solicitud que Nucleoeléctrica presentó el 3 de marzo de este año para renovar la licencia de operación de Atucha II hasta el 26 de mayo de 2036.
La ARN tiene la facultad de otorgar, suspender y revocar las licencias de construcción, puesta en marcha, operación y retiro de servicio de centrales de generación nucleoeléctrica, categorizadas según la normativa como «Instalaciones de Clase I».
Nueva licencia de operación para la central Nuclear Atucha II
La central nuclear Atucha II es la tercera central nuclear que se inauguró en la Argentina. El reactor alcanzó su primera criticidad en 2014. El proceso de licenciamiento para poder operar comercialmente concluyó en 2016, con el otorgamiento de una primera licencia de operación por un plazo de cinco años.
Esta licencia fue prorrogada en tres ocasiones, sujetas siempre al cumplimiento de una serie de acciones correctivas de mejora que fueron evaluadas e inspeccionadas por la ARN. La última prórroga fue aprobada por la ARN el 28 de febrero de 2024 y vencía el 26 de mayo de 2026.
Atucha II tiene una potencia de diseño de 745 MW (brutos). Es la unidad generadora más potente del país. La ARN autorizó en enero de este año a Nucleoeléctrica a elevar la potencia del reactor al 100%, luego de estar siete años operando bajo un esquema de potencia reducida debido a un incoveniente originado en una de las bombas de circulación del agua pesada en el circuito primario del reactor.
Bajo supervisión de la ARN, los equipos profesionales y técnicos de Nucleoeléctrica fueron realizando trabajos de corrección para ir incrementando la potencia progresivamente.
La conferencia de distribución eléctrica “Redes que transforman la energía del futuro” se realizará el 20 y 21 de mayo de 2026
La distribución eléctrica dejó de ser un eslabón secundario dentro de la cadena energética para convertirse en uno de los pilares centrales de la transición energética. La electrificación de la demanda, el crecimiento de la generación distribuida y la incorporación de nuevas tecnologías hacen que las redes aparezcan como el principal desafío, y al mismo tiempo como la mayor oportunidad para transformar el sistema eléctrico de América Latina.
Ese fue el eje de ADELATAM26, la conferencia de distribución eléctrica “Redes que transforman la energía del futuro”, que se llevó a cabo entre el 20 y 21 de mayo n el hotel DoubleTree by Hilton Buenos Aires. El encuentro sirvió como un espacio regional de articulación entre empresas, reguladores, inversores y especialistas donde se debatió cómo acelerar la modernización de las redes y reducir las brechas de infraestructura y digitalización en la región.
Organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), el evento hizo foco en el rol preponderante de las redes. ¿Por qué? Básicamente porque consideran que el principal cuello de botella para avanzar al ritmo que exige la transición energética está en la capacidad de las redes de distribución para operar en tiempo real, integrar recursos energéticos distribuidos y adaptarse a estándares crecientes de resiliencia frente a eventos climáticos extremos.
En efecto, América Latina enfrenta desafíos estructurales que van desde altos niveles de pérdidas eléctricas y marcos regulatorios desactualizados hasta la necesidad de realizar inversiones millonarias en digitalización, automatización y medición inteligente. En ese contexto, sostienen que la distribución eléctrica dejó de ser un negocio de bajo crecimiento para convertirse en un activo estratégico clave para el futuro energético de la región.
El peso de la infraestructura en la transición energética
La transición energética dependerá, en gran medida, de cómo la distribución eléctrica sea convertida en una infraestructura inteligente, visible y gestionable en tiempo real. ADELATAM 2026 fue justamente un espacio para debatir sobre este punto y posicionar el rol de las redes eléctricas como habilitadoras de esa transición.
Puntualmente, durante el evento se debatieron y expusieron modelos de negocio y marcos regulatorios con un objetivo claro: favorecer las inversiones sostenidas y alinear a todos los actores -reguladores, empresas, inversores y proveedores tecnológicos- en una agenda común.
En este contexto, el principal desafío no es simplemente adoptar nuevas tecnologías sino hacerlo de formar eficiente en cada modelo operativo y regulatorio. Esto es, la capacidad de gestionar datos, integrar recursos y optimizar operaciones.
En paralelo, la región debe evolucionar desde modelos centrados en costos hacia esquemas orientados al desempeño. Entre las principales necesidades mencionaron el reconocimiento de inversiones en digitalización, incentivos vinculados a calidad y resiliencia, mecanismos previsibles de recuperación de inversiones y adaptaciones tarifarias que permitan señales eficientes.
Naturgy obtuvo el cuarto puesto en la categoría “Energía” de la edición 2025 del prestigioso ranking Merco ESG de Argentina, consolidando su compromiso con la sostenibilidad y la gestión responsable de su negocio.
En un contexto socioeconómico marcado por los conflictos geopolíticos, la volatilidad de los precios de la energía, el desafío del cambio climático y las crecientes desigualdades, Naturgy reafirma su compromiso con la sostenibilidad y la creación de valor para la sociedad.
El nuevo propósito de la compañía: Facilitar tu relación con la energía cada día, representa una declaración de intenciones sobre el tipo de compañía que Naturgy quiere seguir construyendo: un equipo confiable que trabaja por y para las personas, en evolución continua y con el fin último de ser la mejor elección para todos sus públicos cada día.
Sostenibilidad en el sector energético
Así, la compañía enfrenta los desafíos actuales y futuros a través de su Plan de Sostenibilidad 2025-2027, que establece objetivos ASG para todas sus operaciones en Argentina. Estos indicadores forman parte central de la estrategia corporativa y están alineados tanto con los marcos regulatorios como con los aspectos específicos definidos por Naturgy como materiales para una adecuada gestión, sistematización y monitoreo de su desempeño en sostenibilidad.
Con más de 2,5 millones de clientes en distintas regiones de Argentina, Naturgy continúa poniendo a las personas en el centro de su estrategia, brindando energía segura, accesible y cada vez más sostenible, mediante soluciones innovadoras, experiencias digitales y un firme compromiso con la transparencia, la cercanía y la atención personalizada.
El ranking Merco es un referente global en la evaluación de la reputación corporativa que valora la gestión de la responsabilidad social y el gobierno corporativo de las empresas. Su metodología rigurosa se basa en un exhaustivo análisis que incluye encuestas a directivos, expertos en RSE, analistas financieros, periodistas, ONG, sindicatos y asociaciones de consumidores, lo que le confiere un valor significativo al reconocimiento.
Ser destacados en este ranking es un reflejo del esfuerzo y la dedicación de Naturgy por generar un impacto positivo en la sociedad y el entorno.
Debate regional. Especialistas de Argentina y Brasil analizaron la sostenibilidad financiera de las redes eléctricas modernas durante Adelatam 2026.
La viabilidad de la transición energética en América Latina no depende únicamente de la tecnología, sino de la transformación de los esquemas financieros que la sustentan. Se trata de un desafío en el cual los especialistas entienden que los modelos de remuneración tradicionales resultan obsoletos frente a una infraestructura que demanda previsibilidad y eficiencia.
Durante el panel «Tarifas inteligentes: nuevos modelos de sostenibilidad financiera y reconocimiento de costos», desarrollado en Adelatam 2026, referentes de la región coincidieron en que las redes eléctricas del futuro exigen inversiones masivas en digitalización y resiliencia climática. Ante este panorama el debate es cómo financiarlas, sobre todo en mercados con fuertes restricciones macroeconómicas y aspectos regulatorios pendientes.
El debate contó con la participación de Diego Brancher, coordinador de Regulación Tarifaria de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL); Julio Pungan, CFO de Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. (Celesc); Rodrigo Santander, jefe Legal y Regulatorio de EDESA S.A.; y Raúl Bertero, vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE).
Las ideas centrales del encuentro giraron en torno a la necesidad de implementar mecanismos de anticipación regulatoria, optimizar la eficiencia operativa para garantizar la sostenibilidad económica y redefinir la relación con el usuario. Los expertos destacaron que la incorporación de medidores inteligentes y la gestión de la demanda horaria representan el camino más viable hacia un sistema con menores costos globales.
En el mismo panel, se remarcó el rol de los entes reguladores tal como se analizó en otras mesas que componen la agenda de Adelatam, los que se entiende deben actualizar sus criterios para incentivar la innovación y asegurar que los sectores más vulnerables de la sociedad participen de los beneficios de la modernización.
Experiencias de avances normativos en Brasil
Brancher expuso los avances normativos de Brasil a partir de convocatorias públicas que promueven la flexibilidad en el sector de la distribución. El funcionario de ANEEL detalló que se definieron 10 proyectos que involucran a 14 distribuidoras de electricidad en Brasil. «Vamos a facturarles de una manera diferente a aproximadamente 60.000 consumidores, que es una cifra significativa».
Diego Brancher expuso sobre los proyectos piloto de tarifas diferenciadas y la importancia de la comunicación con el usuario.
«Creamos un modelo interesante donde les dimos a las distribuidoras autonomía para probar tarifas diferenciadas -explicó. Allí el agente regulador no le está diciendo a la distribuidora qué hacer; está supervisando y monitoreando».
El especialista consideró que la asimilación del nuevo esquema tarifario por parte del usuario final requiere una evolución en las estrategias informáticas de las empresas del sector. «Quizás más importante que el diseño de la tarifa en sí es la comprensión del consumidor y su capacidad para aceptarla y reaccionar a ella. Es fundamental que los consumidores de electricidad en Brasil y Latinoamérica comprendan la importancia del sector y acepten esta nueva necesidad de inversión, que probablemente resultará en tarifas más altas», entendió Brancher.
A su turno, Pungan compartió la experiencia de gestión en el estado de Santa Catarina, donde la demanda energética se ubica por encima de la media nacional, obligando a buscar alternativas de financiamiento competitivas en un contexto macroeconómico complejo. «El sector de la distribución está entrando en un nuevo nivel de inversión, y cómo se realizan inversiones calificadas dentro del escenario macroeconómico quizás sea el mayor desafío para todas las empresas de distribución».
El CFO de Centrais Elétricas de Santa Catarina describió cómo un proyecto piloto implementado junto al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) permitieron expandir la colocación de tecnología de medición en centros urbanos clave.
Julio Pungan compartió los resultados del plan de redes inteligentes aplicado en Santa Catarina junto al Banco Interamericano de Desarrollo.
«Llevamos a cabo un proyecto de red inteligente con un plan piloto en un pequeño municipio de Santa Catarina, con 40.000 consumidores. Y los resultados son extremadamente favorables en reducción de costos y la mejora de la eficiencia, lo que proporciona un balance muy favorable para la empresa en términos de posibilidades de obtener nuevos recursos y realizar nuevas inversiones», detalló el ejecutivo.
Argentina y el camino de innovación
Rodrigo Santander analizó las limitaciones estructurales que poseen las legislaciones vigentes en la región para acompañar la evolución tecnológica. «Todos estamos hablando de la transición energética, con la innovación permanente, con todos los institutos que van apareciendo, con el paradigma que constantemente va evolucionando y nos va pidiendo cada vez más inversión. Pero por otro lado, en la Argentina y en Latinoamérica tenemos una regulación pensada para otros tiempos«
«Los reconocimientos tarifarios sobre toda tecnología son ex post, con lo cual no hay previsibilidad, la mayoría de las tarifas se siguen rigiendo por el sistema Price Cap en Latinoamérica, entonces no hay mucho lugar para incentivos en todo este escenario», precisó el asesor legal de la compañía distribuidora salteña y miembro de Adelat.
Frente a este panorama, Santander ponderó la adopción del modelo de sandbox regulatorio, una herramienta de experimentación tomada de la experiencia brasileña que ya se implementa con dos proyectos pilotos en Salta. «Estamos embarcados en intentar, bajo una nueva lógica, normalizar barrios populares con una tarifa reducida, pero también con un régimen de calidad diferenciado, y que posteriormente vaya convergiendo a la normalidad regulatoria, que son las bondades que nos permite un sandbox. Poder aplicar, en conjunto con el regulador, una normativa particular para tratar un tema de innovación regulatoria».
Rodrigo Santander resaltó la implementación de sandbox regulatorios como herramienta para anticipar las inversiones en la transición.
El cierre del panel estuvo a cargo Raúl Bertero, quien aportó una perspectiva histórica al señalar que «el modelo regulatorio de la Argentina fue tomado de lo más avanzado que había en la época que se hizo la privatización en los 90, que era el modelo inglés, e ingresó en crisis en el 2001. Cuando hablamos de tarifas inteligentes, diría que en ese ciclo que ocurrió después, se tomaron muchas medidas justamente no inteligentes. Hay un montón de cosas que arreglar de ese sistema».
«Entonces, cuando nosotros tenemos que modernizarnos, hay una inversión para hacer, que es muy difícil cuando todavía se están recuperando tarifas que están atrasadas respecto de la realidad», puntualizó el académico. No obstante las dificultades del contexto actual, Bertero proyectó un escenario de alta eficiencia regido por tarifas horarias dinámicas y tecnología descentralizada, advirtiendo sobre la responsabilidad social que debe asumir la regulación.
«Va a haber que hacer un cambio de modelo, va a haber que ir a las tarifas inteligentes porque eso es menores costos y más eficiencia. Pero el centro de eso, son los medidores inteligentes. Este futuro donde llegas a la casa y ya prendiste el aire acondicionado con el celular no se debe lograr agudizando las enormes diferencias sociales que hay en Latinoamérica. La regulación tiene que paliar y ayudar a que esos barrios populares sean consumidores, protegidos, modernizados«, advirtió.
Raúl Bertero analizó la necesidad de avanzar hacia un modelo de tarifas inteligentes centrado en la eficiencia y la equidad social.
La Corte Suprema de Justicia rechazó este jueves por falta de pruebas una demanda por supuesta contaminación iniciada por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron y otras empresas que operan en Vaca Muerta. En un fallo de once páginas firmado por Horacio Rosatti y tres conjueces, dada la excusación de los ministros Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el tribunal cuestiona en duros términos a la ONG por no conectar en ningún momento los hechos concretos que denuncia con conductas específicas de las firmas demandas. De este modo se cierra la causa iniciada en 2004.
“Vaguedad e impresión”
“Pese a que en más de una ocasión durante el prolongado trámite de la causa esta Corte advirtió a la parte actora acerca de la vaguedad e imprecisión de sus afirmaciones relativas a los hechos en los que pretende sustentar su demanda, cabe concluir que no se encuentran cumplidas las condiciones necesarias para avanzar a la siguiente etapa procesal, debido a que no pudieron identificarse daños ambientales colectivos de carácter interjurisdiccional que remediar”, remarca el fallo.
De este modo, el tribunal le apunta de lleno a la estrategia judicial de ciertas ONGs que promueven causas, sin haber reunido elementos esenciales para accionar, y luego buscan negociar con los demandados.
“La prueba ofrecida por la actora no persigue la corroboración de circunstancias fácticas, sino que pretende una investigación sobre las conjeturas formuladas en la demanda y sus ampliaciones, vinculadas al daño ambiental que –presumiblemente, según sus afirmaciones– generaría la actividad hidrocarburífera en cualquiera de sus formas, para incorporar eventualmente hechos relativos a daños ambientales colectivos de base interjurisdiccional”, agrega la Corte.
Para demostrar esto el tribunal recuerda a modo de ejemplo que Assupa propuso como puntos periciales de ingeniería ambiental que se “determine el estado ambiental de suelos, acuíferos y cursos de agua en las áreas operadas por cada demandada”; que se “identifique los focos de contaminación” y que se “establezca la atribución causal del daño a la actividad de cada operadora”. “Ello demuestra que la actora no se encuentra en condiciones de precisar alguna circunstancia de tiempo, modo y lugar en que se habrían producido los hechos dañosos que denuncia y, menos aún, de atribuirles ni siquiera verosímilmente la interjurisdiccionalidad requerida en este proceso”, cuestiona el fallo.
El rechazo del carácter interjurisdiccional del hecho resulta clave porque la Corte solo interviene en los casos de daño ambiental colectivo de base interjurisdiccional, por resultar de competencia local las cuestiones de esa naturaleza que no superan el ámbito provincial. “Los listados de incidentes ambientales, informes, dictámenes, instrumentos, registros e imágenes originadas en organismos públicos de los que pretende valerse Assupa para sustentar sus afirmaciones, así como la mera determinación de la superficie de las áreas concesionadas o el hecho de que la ´Cuenca Neuquina´ abarque más de una provincia, no resultan suficientes para asignar interjurisdiccionalidad al daño ambiental denunciado”, sostiene el tribunal en otro fragmento en el que pareciera ensañarse con el demandante por la falta de rigurosidad con la que llevó adelante la denuncia.
Un antecedente muy crítico
La Corte ya había sido muy crítica con Assupa en diciembre del año pasado cuando rechazó una medida cautelar que había solicitado la demandante. En esa oportunidad el tribunal aseguró que la ONG no había identificado eventos contaminantes precisos, ni lugares claramente delimitados, ni momentos, ni responsables individualizables, sino que se limitaba a afirmar la existencia de “incidentes ambientales” en abstracto en la Cuenca Neuquina.
El supuesto daño ambiental que había invocado Assupa se fundaba en las conclusiones del documento titulado “Relevamiento de la cuenca hidrocarburífera Neuquina mediante tecnología geoespaciales” realizado a su pedido por la empresa Astecna S.A. y que la asociación había adjuntado a su demanda.
Assupa afirmaba que ese documento constituía una “prueba de gran peso corroboratorio relativo al daño ambiental”, pero la Corte le respondió entonces “que tal aseveración no se verifica en la medida en que este relevamiento no menciona pasivos ambientales concretos que deriven de la actividad hidrocarburífera, ni conecta daños con eventos específicos atribuibles a los sujetos demandados.
En la parte denominada “Finalidad del Trabajo”, el informe de Astecna afirmaba que “a través de las fotos de alta resolución se observa en detalle la magnitud de las locaciones petroleras, el impacto de las mismas sobre los ríos aledaños y el efecto de las picadas 3D sobre el terreno”. Eso llevó a la Corte a sostener que “las conclusiones generales del relevamiento no explicitan ningún hecho concreto y en tal sentido no ‘corroboran’ -tal la expresión utilizada por la actora- ningún daño ambiental atribuible a algún sujeto específico”.
Además, la Corte había manifestado ya en ese momento su asombro por “una inverosímil propuesta consistente en invertir la carga de la prueba al considerar que los demandados no han probado que ‘la zona por la que se acciona no se encuentre dañada ambientalmente’. Aun desde una perspectiva dinámica de la carga probatoria, los términos en que formula el punto no permiten advertir por qué razón considera que su parte se encuentra exenta de toda obligación de precisar las circunstancias en las que se habrían producidos los hechos dañosos que denuncia”.
En este nuevo fallo donde cierra la causa, la Corte vuelve a cuestionar a ASUPPA por no presentar pruebas ya que eso impide a los demandados “identificar al verdadero autor del eventual daño o acreditar su no pertenencia al grupo causante de aquel, así como a proteger el derecho –de igual matriz constitucional y tan merecedor de protección como los invocados por la demandante– de saber exacta y precisamente por qué se las demanda y, principio de congruencia mediante, a qué y a cuánto podrán ser condenadas por la sentencia judicial que ponga fin al proceso declarando el derecho de las partes”
Rolando Figueroa obtuvo un repunte de regalías petroleras en abril. Foto: Gobierno de Neuquén.
NEUQUÉN.- La gestión de Rolando Figueroa en Neuquén obtuvo un respiro para sus finanzas en abril, apalancado en una fuerte suba de las regalías de petróleo, el principal recurso de la provincia que concentra la actividad de Vaca Muerta.
El incremento se explica, principalmente, por la suba del precio del barril de petróleo que generó la guerra en Medio Oriente, con picos que se mantienen desde hace dos semanas por encima de los 100 dólares. No así por las otras dos variables que componen las regalías, producción y tipo de cambio, que se mantuvieron estables en el mes.
La mejora, sin embargo, es seguida con prudencia por el gobierno: asegura que no alcanza para compensar el desequilibrio que hubo el año pasado cuando, a la inversa, los precios cayeron, y que tampoco empata con la inflación en pesos que empuja el gasto.
El principal, destinado al pago de salarios de empleados públicos, se ajusta trimestralmente con el Índice de Precios al Consumidor (IPC) por el acuerdo que firmó la gestión de Figueroa con los gremios estatales a principios de año.
Regalías, al tope de los ingresos
Según los datos que publicó el ministerio de Economía de la provincia, Neuquén embolsó el mes pasado 577.754 millones de pesos de los cuales el 53% correspondió a regalías. Más de 252.000 millones fueron de petróleo, que experimentaron un aumento del 50% respecto de marzo.
Desde el inicio del 2026, se habían mantenido en un promedio de 170.000 millones de pesos mensuales y en el Ejecutivo ya habían anticipado que el efecto de los vaivenes de la guerra recién se vería en el segundo trimestre: las petroleras finalmente liquidaron a un precio por encima de los 90 dólares, lo que tuvo impacto para la Provincia también en Ingresos Brutos.
Las de gas también crecieron, pero en una medida mucho más modesta. El gobierno tiene hoy a las regalías petrolíferas que deja la producción en Vaca Muerta como su principal fuente de recursos corrientes, seguida por la recaudación de Ingresos Brutos, que también va de la mano de la actividad.
Esa suerte de pirámide invertida se completa, en orden descendente, por la coparticipación nacional, las regalías de gas, los regímenes especiales federales, el impuesto a los Sellos, los recursos provenientes del canon extraordinario de producción que aportan las operadoras y el Impuesto Inmobiliario.
Gastos que suben, municipios que demandan
Neuquén viene sosteniendo su fórmula de equilibrio fiscal con obra pública, que busca diferenciarse de la aplicada por la gestión de Javier Milei, aunque cada vez con márgenes más ajustados.
“Ahora todos ven el aumento de las regalías, pero nadie dijo nada cuando el barril cayó a 55 dólares”, plantearon desde la gobernación para matizar el impacto de este salto extraordinario de abril.
Es que Figueroa sigue viendo un escenario delicado en tanto el gobierno nacional no pueda contener la inflación y mantenga un dólar “flat”.
La Provincia destina más del 60% de sus ingresos totales al pago de sueldos, por encima del billón de pesos por trimestre, y el grueso del resto lo reparte entre las transferencias a municipios de la provincia y el plan de infraestructura, que es ambicioso y se convertirá en el plafón político del 2027.
Los intendentes recibieron con alivio el dato de abril tras meses de caída real y nominal en los envíos de coparticipación provincial. En abril, Figueroa repartió fondos automáticos por 83.744 millones de pesos, el número más alto desde enero.
La baja de los primeros meses del año llegó a afectar incluso a Neuquén capital, pese a ser la única ciudad con independencia económica del gobierno provincial, y fue aún más pronunciada en municipios del interior que dependen de esos recursos para el pago de sueldos.
El proyecto obtuvo 132 votos a favor y 105 en contra.
La Cámara de Diputados dio media sanción a un proyecto de ley con formato de mini ómnibus que incluye una serie de modificaciones regulatorias sobre distintas normas vinculadas al sector energético. La más relevante apunta al funcionamiento del régimen de Zona Fría, uno de los esquemas de subsidios más sensibles del mercado de gas natural.
La iniciativa obtuvo 132 votos afirmativos y ahora deberá ser tratada por el Senado. El objetivo oficial es reformular un régimen que, según interpretan en el área energética, terminó desnaturalizándose tras la ampliación aprobada en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández.
El régimen de Zona Fría había sido creado originalmente en 2002 para subvencionar a usuarios residenciales emplazados en regiones donde la severidad climática es indiscutible, como la Patagonia, Malargüe y la Puna. Sin embargo, en 2021 el esquema se amplió de manera significativa mediante la Ley 27.637, impulsada políticamente por Máximo Kirchner, incorporando grandes centros urbanos y regiones cuya pertinencia dentro del régimen siempre fue mucho más discutida desde el punto de vista técnico y fiscal, como gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.
Esa ampliación elevó el alcance del régimen hasta abarcar a más de 4 millones de usuarios y convirtió al esquema en uno de los componentes más relevantes dentro de la masa de subsidios energéticos que financia el Estado nacional.
El cambio central: cómo se calculará el subsidio
El proyecto aprobado en Diputados propone volver parcialmente al esquema previo a 2021, aunque introduce un cambio estructural en la forma de calcular el beneficio.
Hasta ahora, los usuarios alcanzados por Zonas Fría recibían una bonificación del 30% o del 50% sobre el total de la factura de gas. El nuevo proyecto modifica ese criterio y establece que el subsidio sólo se aplicará sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que es apenas uno de los tres componentes que integran una factura residencial.
Los otros dos componentes son el Valor Agregado de Distribución (VAD), que explica gran parte del cargo fijo que pagan los hogares; y el costo del transporte troncal del gas natural. Sobre esos dos segmentos de la tarifa el Estado dejará de cubrir el descuento que actualmente financia.
Eso implica que incluso los usuarios que permanezcan dentro del régimen —principalmente hogares de la Patagonia, Malargüe y la Puna— registrarán incrementos en sus facturas si el proyecto termina convirtiéndose en ley.
Según cálculos preliminares realizados por consultores consultados por EconoJournal, en provincias como Neuquén el aumento promedio podría ubicarse en torno al 20% de la factura final residencial.
En regiones con mayor severidad climática y menor densidad poblacional, como Tierra del Fuego o el sur de Santa Cruz, el impacto podría ser todavía mayor y trepar hasta niveles cercanos al 30%.
Qué pasará con los usuarios que salen del régimen
El impacto más significativo recaerá sobre los entre 3 y 3,5 millones de usuarios que habían sido incorporados al régimen tras la ampliación de 2021 y que ahora quedarían excluidos del esquema general de zonas frías.
Esos usuarios dejarán de percibir descuentos de entre el 30% y el 50% sobre sus facturas de gas, por lo que el aumento relativo será considerablemente más elevado que el que enfrentarán los usuarios patagónicos que continúen dentro del sistema.
Los usuarios que formaban parte del régimen ampliado de Zonas Fría y que ahora perderán esa condición seguirán recibiendo una bonificación adicional que, tal como marca el proyecto aprobado en Diputados, estará asociada al esquema de Segmentación Energética Focalizada (SEF).
Fuentes cercanas al área energética del gobierno indicaron ayer que esa subvención adicional implicará una ampliación del 20% del bloque de consumo subsidiado que actualmente poseen los usuarios vulnerables identificados dentro del esquema SEF.
El sistema prevé que cada subzona de cada distribuidora tenga asignado un bloque específico de consumo medido en metros cúbicos. Lo que habilita la iniciativa aprobada en la Cámara Baja es que ese bloque subsidiado se incremente un 20% para los hogares que ya están incluidos dentro del régimen de segmentación.
El costo fiscal detrás de la reforma
En términos prácticos, el gobierno apunta a reordenar un régimen que en los últimos años perdió focalización y terminó expandiéndose de manera significativa, generando un elevado costo fiscal para el Tesoro nacional.
Si bien el régimen de Zona Fría debería autofinanciarse a partir de un recargo del 7,5% incluido en las facturas de gas que pagan todos los usuarios del país, los recursos recaudados no alcanzan para cubrir el costo total del sistema.
Según estimaciones del sector energético, el Tesoro debe aportar entre 300 y 400 millones de dólares anuales para garantizar el funcionamiento del régimen.
Ese peso fiscal es uno de los principales drivers que explican la decisión del gobierno de avanzar con esta reforma legislativa, en línea con el objetivo más amplio de reducir subsidios energéticos y ordenar las cuentas públicas.
Al mismo tiempo, la discusión vuelve a poner en el centro uno de los debates estructurales de la política energética argentina: hasta qué punto debe sostenerse un esquema amplio de subsidios generalizados en un contexto de restricción fiscal y de recomposición gradual de tarifas impulsada por la administración de Javier Milei.
Esteban Kiper alertó sobre el desfinanciamiento de las distribuidoras y que el costo de la nueva red no recaiga sobre los usuarios de menor poder adquisitivo.
Esteban Kiper, consultor de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y exgerente general de Cammesa, advirtió sobre el riesgo de que la transición energética en la región derive en un mecanismo de transferencia de costos regresivo.
El especialista planteó que, si las reglas de juego no se planifican con precisión, la modernización tecnológica y la adopción de recursos como la generación distribuida por parte de los sectores de mayores ingresos terminarán siendo financiadas a través de la factura de los usuarios más vulnerables que quedan al margen del sistema.
Esta advertencia central cruzó el debate del panel «Regulación para una red en transición: el nuevo rol de la distribución eléctrica«, desarrollado en el encuentro internacional Adelatam 2026. La sesión reunió a Silvana Stochetti, abogada senior de Edenor, y Lucía Spinelli, especialista senior en Energía del Banco Mundial, para analizar junto al consultor de Olade la urgencia de actualizar marcos normativos diseñados para el siglo pasado.
El testimonio de Kiper introdujo la mirada más política de la mesa al advertir que los nuevos marcos regulatorios deben «adelantarse a los desequilibrios de la generación distribuida domiciliaria, para evitar el desfinanciamiento de las distribuidoras» cuando los clientes de mayor poder adquisitivo colocan paneles solares asumiendo el rol de prosumidores y se corren del sistema tradicional.
El analista alertó sobre el riesgo de que la transición tecnológica altere el sostenimiento de la infraestructura física indispensable para la población y reclamó firmemente «que esos problemas no se resuelvan cargando en la factura de los no adoptantes el costo de sostenimiento del sistema para evitar que la red sea más regresiva».
En esa misma línea, el consultor de Olade llamó a evaluar con pragmatismo las realidades locales antes de adoptar de forma acrítica las tendencias de los mercados desarrollados, sobre todo en un contexto regional con empresas que apenas están regularizando su situación financiera.
Para el especialista, el verdadero desafío de la transición en América Latina es «cómo ordenamos este problema de que las distribuidoras pierden ingresos y hay que cargarlo sobre los sectores de menor poder adquisitivo que no acceden a instalar nueva tecnología». Al respecto, sugirió avanzar de forma gradual mediante pruebas piloto y señales de precios precisas para «evitar cometer errores por seguir tendencias que después cuesta mucho resolver«.
El panel abordó la brecha existente entre la tecnología disponible y la capacidad de adopción regulatoria en la región.
Por último, el consultor de Olade abordó el impacto de la transición a gran escala regional y diferenció los debates macroeconómicos de la realidad cotidiana de las redes de distribución. Kiper explicó que los acuerdos internacionales y la infraestructura mayorista para la integración regional corren por carriles de «utility scale» (proyectos a gran escala) para aprovechar recursos complementarios, pero remarcó que ese proceso solo será exitoso si se traduce en mejoras palpables.
«Que ese desarrollo no sea una oleada, sino ver cómo todas las herramientas que van apareciendo sirven para la seguridad operativa, la eficiencia, bajar los costos a los usuarios y tener sistemas mejores«, donde variables básicas como las horas de cortes y la capacidad de respuesta sigan siendo centrales.
Cómo abordar las asimetrías desde el regulador
Por su parte, Spinelli aportó la perspectiva del Banco Mundial y advirtió sobre la profunda asimetría estructural que condiciona la modernización en la región, remarcando que «la regulación va por un lado y la tecnología va por el otro». Para la especialista, el desafío inicial de los gobiernos es comprender que «partimos de sistemas con pocos actores, centralizados, unidireccionales y ahora vamos a sistemas bidireccionales, con muchos actores con demandas que surgen y escalan rápidamente«.
«Estamos hablando de una nueva dimensión de datos y que no hay conocimiento en muchas distribuidoras, y ni hablar en los reguladores. Hay que entender que existe gran diversidad, que los puntos de partida son distintos, que los reguladores entiendan las tecnologías disponibles y cómo fomentar su adopción, pero que hay cuestiones básicas vigentes con problemas que son capas geológicas para algunas distribuidoras», aseguró.
En un segundo orden, Spinelli analizó las condiciones de la banca multilateral para respaldar proyectos de infraestructura y aclaró que la innovación no será eficaz si existen situaciones previas no resueltas en las redes. En ese sentido, puntualizó que el organismo busca «asegurar que las inversiones sean viables y moverse a incentivos o esquemas que remuneren el desempeño va a incentivar a la adopción de la tecnología», abriendo la puerta a un recupero financiero sustentable siempre y cuando «la regulación remunere y permita el repago de la inversión».
A su turno, Stochetti analizó el impacto del nuevo escenario normativo en la Argentina y cómo la agenda global interpela la realidad de los operadores locales. La abogada senior de Edenor destacó que «el interrogante de si las normas de ayer siguen regulando las leyes del Siglo XXI, interpela a todas las distribuidoras. Hay que aggionarse y que estas nuevas reglas esten a la altura de la modernización y la adopción de las tecnologías«.
«Pero para eso -advirtió-, hace falta inversión. Según un informe de Adelat, en Argentina serían necesarios US$2400 millones al año para que las redes puedan adoptar la tecnología. Y necesitamos que los modelos tarifarios contemplen esos costos de inversión, y que el regulador también se modernice, que sea innovador y adopte estas normativas sin generar sobrecostos no valorados por los clientes».
Viviana Alva Hart del BID reseñó que el organismo tiene una cartera en la Argentina de US$5.000 millones destinada al sector eléctrico.
El Grupo BID advirtió que la modernización y expansión del sistema eléctrico de América Latina requerirá un flujo de inversiones estimados en unos US$ 48.000 millones anuales que no podrá ser cubierto exclusivamente con recursos estatales, por lo que resulta indispensable captar capital corporativo de largo plazo. Así se destacó en la apertura del foro regional Adelatam 2026 que reunirá hasta el viernes, en Buenos Aires, a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos.
Al exponer los requerimientos financieros sectoriales, la representante del organismo en la Argentina, Viviana Alva Hart, señaló que «en América Latina se necesita invertir 3,5% del PBI al 2030 para infraestructura en general, en electricidad alrededor de US$48.000 millones anuales, esfuerzos que se concentran en transmisión, generación y distribución eléctrica». La funcionaria remarcó que, ante la velocidad del cambio tecnológico y de la demanda, «nada de esto se escala sin redes robustas, modernas y financieramente sostenibles», las cuales constituyen el punto de contacto clave para mejorar la competitividad productiva.
La estrategia del organismo multilateral contempla la articulación de sus tres ventanillas operativas (financiamiento al sector público, sector privado y su hub de innovación) para estructurar esquemas que atenúen los riesgos regulatorios y macroeconómicos de la región. Según precisó Alva Hart, «la entidad administra actualmente en la Argentina un portfolio de US$5.000 millones en transmisión y distribución que representan el subsector de mayor financiamiento en el espacio de energía del banco».
Para la ejecutiva, el diseño de nuevos marcos normativos previsibles representa la condición básica para garantizar que estos fondos actúen como catalizadores de inversiones privadas concurrentes, orientadas tanto a la ampliación de las líneas troncales como a la digitalización del servicio en las áreas de concesión.
En el mercado local, el brazo privado del organismo enfoca sus prioridades en el financiamiento directo a las compañías líderes de energías renovables para el desarrollo de parques de generación limpia y la introducción de tecnologías de soporte a la red. Alva Hart puntualizó que «en la Argentina el banco tiene a través de la ventanilla privada un financiamiento de US$185 millones con Genneia, para desarrollo de parques solares y almacenamiento de baterías», previendo estructurar nuevas operaciones con foco en la transición.
Infraestructura, mitigción de riesgos y garantías
Además de los préstamos internacionales directos, la estrategia financiera para dinamizar la infraestructura energética en la Argentina prioriza la utilización de instrumentos de mitigación de riesgo y esquemas de garantías dirigidos a optimizar las condiciones del crédito privado.
En ese sentido, la representante del BID detalló un programa por US$200 millones coordinado con la Secretaría de Energía, cuyo propósito es viabilizar el ingreso de capitales corporativos en obras de transmisión críticas que hoy actúan como cuellos de botella. Al respecto, argumentó que «la idea es tratar de facilitar con otros instrumentos que no sean préstamos internacionales, sino canalizar otras inversiones para reducir los riesgos y mejorar los plazos de financiamiento«.
El BID apoya obras de infraestructura pero también instrumentos para reducir los riesgos y mejorar los plazos de financiamiento.
El segundo vector estratégico del banco en el país se concentra en proveer soporte financiero y técnico a la reforma de los cuadros tarifarios, un eje que el organismo considera prioritario para asegurar la sostenibilidad fiscal del Estado y la cadena de pagos del Mercado Eléctrico Mayorista. Alva Hart subrayó el impacto social de las correcciones macroeconómicas en marcha y ratificó la validez del programa de US$700 millones aprobado en 2024 para asistir la transición hacia subsidios energéticos focalizados.
En ese sentido, la funcionaria defendió la necesidad de avanzar en una «recuperación gradual de señales tarifarias que sea compatible con la protección de los sectores vulnerables» y preserve el equilibrio económico del sistema de distribución.
La agenda técnica promovida por el BID para el segmento de distribución de la región excede la expansión de la infraestructura física y se extiende a una transformación integral hacia la gestión inteligente de datos y la automatización. Para el organismo, la reducción del 17% de pérdidas eléctricas promedio que registra América Latina no se resolverá exclusivamente con mayores obras civiles, sino a través de inversiones en sistemas avanzados de medición, control y supervisión en tiempo real.
Según la visión expuesta por la especialista en el foro sectorial, la modernización de los sistemas de baja y media tensión plantea un quiebre metodológico, debido a que «no se trata de un desafío de infraestructura, sino de gestión, de información, gobernanza e innovación».
En el cierre de la presentación del Grupo BID, reafirmó que la entidad continuará priorizando la asistencia técnica y el financiamiento de herramientas regulatorias modernas que reconozcan las inversiones en digitalización dentro de los ciclos tarifarios de las compañías operadoras. Alva Hart concluyó que la meta institucional es consolidar una plataforma energética regional eficiente, ratificando el rol del banco como el dinamizador de los recursos públicos y privados necesarios para dar sustentabilidad de largo plazo al mercado eléctrico latinoamericano.
El subsecretario Damián Sanfilippo anticipó que en la brevedad va a salir una nueva licitación para generación térmica.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, confirmó el lanzamiento de un programa para incorporar potencia térmica modular en puntos estratégicos de la red de transmisión y ratificó la salida inminente de la licitación de la concesión de obra pública AMBA I bajo el esquema de financiamiento privado.
El funcionario de la Secretaría de Energía participó este miércoles de la apertura de la conferencia regional Adelatam2026 que reunirá hasta el viernes en Buenos Aires a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos para debatir cómo modernizar la infraestructura eléctrica de América Latina.
Sanfilippo explicó que la convocatoria para instalar nueva generación termoeléctrica atiende de forma directa la demanda de potencia firme expresada por las distribuidoras en las zonas con mayor vulnerabilidad operativa ante picos estacionales de consumo.
El funcionario adelantó que la Secretaría de Energía «trabaja en propuestas para incorporar generación térmica en nodos predeterminados por Cammesa (la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) , algo que en la brevedad va a salir y es importante para el mercado porque lo necesita y lo está pidiendo«, en paralelo a la avanzada de infraestructura para el Área Metropolitana de Buenos Aires.
El subsecretario precisó que la administración central también se encuentra «muy próximos a sacar la licitacion para la primera obra de infraestructura de transmisión llamada AMBA I bajo un modelo donde el sector privado es el que desarrolla la obra y se le da una concesion para realizarla y por un tiempo mantener la operación y mantenimiento».
La inminencia de la licitación para la obra complementa esta estrategia de mitigación en los nodos críticos del sistema mediante la aplicación de la Ley de Concesión de Obra Pública, delegando el financiamiento, la construcción y el mantenimiento en el sector privado. Esta iniciativa busca romper el congelamiento de obras en el principal cuello de botella del sistema de transporte, el cual restringe el ingreso de nueva generación y degrada la confiabilidad de la red mayorista.
La normalización del mercado eléctrico
Sanfilippo detalló que la normalización del flujo de fondos hacia Cammesa constituye un paso indispensable para garantizar la viabilidad de las nuevas inversiones en infraestructura. Al describir el punto de partida de la gestión, el subsecretario recordó que «uno de los grandes problemas fue el financiero: al llegar a la gestión las distribuidoras pagaban solo el 37% del costo de la energía a Cammesa, y ahora esta por arriba del 97%«.
El plan oficial para adelante contempla, según puntualizó el subsecretario, la aplicación del decreto 450 que fijó «un antes y un después con la que se quiere volver a las bases de funcionamiento de un sistema que elimine de forma definitiva de las regulaciones de parche, tienda al marginalismo en los precios, y fortalezca los mercados de energía y potencia para que las distribuidoras contraten con las generadoras y planifiquen a largo plazo».
Sanfilippo: «al llegar esta gestión las distribuidoras pagaban solo el 37% del costo de la energía a Cammesa, y ahora esta por arriba del 97%»
La Secretaría de Energía busca remover las distorsiones regulatorias acumuladas en las últimas dos décadas para transparentar los costos de despacho y asegurar señales de precios eficientes a los inversores. en ese sentido, Sanfilippo ratificó que el objetivo de la política en curso es «devolver a Cammesa las funciones originales de administración del sistema y despacho de cargas y sacarla de cuestiones que no correspondían a su función».
La agenda de corto plazo enfocada en la confiabilidad de la red incluye también la recepción de ofertas para el segundo programa de almacenamiento de energía mediante baterías a escala del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tras el nivel de respuesta obtenido en el nodo metropolitano con el plan ALMA GBA, la subsecretaría extendió la convocatoria técnica hacia siete áreas geográficas críticas del interior del país para instalar 700 MW de potencia de reserva.
Sanfilippo también destacó que el Gobierno avanzó «en las reconcesiones del sector hidroeléctrico argentino, requiriendo en los pliegos obras obligatorias para mantener los complejos hidroeléctricos en buen estado para no tener problemas de generación, en sintonía con la venta de las acciones de Transener».
El costo de la energía y la calidad de servicio
Finalmente, el siubsecretario valoró la actual política de precios que estipula el sostenimiento de las Revisiones Tarifarias Quinquenales (RTQ) para garantizar ingresos estables a las transportistas y distribuidoras, condicionando la rentabilidad empresaria al cumplimiento de metas estrictas de calidad de servicio.
El funcionario remarcó que las tarifas deben reflejar los costos de la operación técnica de las redes, aislando la determinación del cuadro regulatorio de los ciclos electorales. Al respecto, defendió la sustentabilidad del nuevo modelo al afirmar que «hoy no vemos en los diarios, como en toras épocas, aumentos de tarifas porque se considera que es lo necesario para poder desarrollar el sector«.
Otra de las cuestiones que abordó fue el trabajo en la reducción de los subsidios energéticos mediante «la implementación de un programa focalizado con el que se subsidia a quien lo necesita, a la poblacion mas vulnerable. En 2023 los subsidios indiscriminados demandaron u$s6.500 millones y hoy se redujo sensiblemente en torno a los US$3.000 millones, lo que se logró de manera muy estrategica y respetando a la población mas vulnerable que hoy continúa con esos beneficios».
El cierre de la disertación en el foro regional de ADELAT ratificó que la modernización tecnológica del sistema eléctrico hacia estándares de excelencia digital dependerá exclusivamente del flujo de capitales privados, quedando el Estado restringido a su rol de regulador y supervisor de las reglas de juego.
Sanfilippo concluyó que «el sector privado es la herramienta y el motor para desarrollar esta industria, que se sigan generando proyectos para un crecimiento que mejore la calidad de servicio para los usuarios«. esde desafío incorpora el debate actual sobre la incorporación de redes inteligentes, tecnologías de medición bidireccional y analítica de datos en tiempo real que requieren un dinamismo inversor que complemente las reformas macroeconómicas en curso, como se destaca en el evento.
El Congreso Productivo tuvo su primera edición en 2025.
Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. Alli se reunirán referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.
El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad.
Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.
“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva.
Expositores con una mirada productiva
Se trata de una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.
Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); y Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC.
También se anticipa la presencia de Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4 y Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR.
Finalmente, también se sumarán al debate Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.
El NOA se abasteció históricamente de las cuencas del Noroeste y de Bolivia, ambas alternativas están en declino productivo.
Las industrias delnorte argentino se preparan para pasar un invierno de extrema complejidad en cuanto al suministro de energía. Concretamente, fuentes industriales de provincias como Salta y Tucumán advierten que podrían sufrir hasta 80 días de cortes de abastecimiento de gas natural durante el trimestre junio-julio-agosto. Así lo aseguró a EconoJournal la senadora Flavia Royón, ex secretaria de Energía.
Los problemas de suministro podrían generarse por falta de gas disponible y por un límite en la capacidad de transporte en los gasoductos troncales que impide que llegue más producción de Vaca Muerta. A su vez, si llega a haber capacidad de transporte disponible, las industrias tendrán que comprar Gas Natural Licuado (GNL) a precio de importación, que es hasta cinco veces superior al valor del gas de producción local.
La falta de suministro en la región del NOA —que afectará también a industrias de Jujuy y Santiago del Estero— se debe al declino de la producción de la cuenca Noroeste, principalmente de los históricos campos gasíferos salteños, y del cese de importaciones desde Bolivia por la fuerte caída productiva registrada en los últimos años en ese país.
El NOA se abasteció históricamente de la cuenca del Noroeste y de los envíos de Bolivia. La declinación de la producción de ambas dejó sin gas disponible a la región en la demanda invernal. El pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.
En invierno, el NOA llega a un pico de demanda de hasta 22 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). La producción actual de 2,5 MMm3/d de la cuenca Noroeste más los 15 MMm3/d que puede transportar el Gasoducto Norte no alcanza para cubrir ese pico de consumo y las industrias, de sectores como el sucroalcoholero, citrícola, el tabaco, el vidrio y la cerámica, tendrán que adquirir volúmenes de GNL importado.
Capacidad de transporte
Otro factor relevante que podría provocar problemas en el suministro en el norte del país tiene que ver con la falta de capacidad en los gasoductos que impide transportar más producción de Vaca Muerta. A través del Gasoducto Norte (que a partir de la reversión cambió de sentido y ahora lleva gas de sur a norte) no se puede transportar más de 15 MMm3/d, un volumen similar al del año pasado.
El límite de este ducto se mantendrá hasta que se amplíe el sistema troncal, que requiere de obras como las del Gasoducto Oeste, que incluye un nuevo caño entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), y la ampliación del sistema de TGS, que llegará hasta la localidad de San Jerónimo (Santa Fe).
Por más que se terminen las obras de reversión del Gasoducto Norte, que incluye el cambio del sentido en las plantas compresoras, sin la ampliación de la infraestructura de transporte de gas en el centro del país no se puede subir al NOA más de 15 MMm3/d de gas natural. Esto implica un tope para que llegue a la región más producción de Vaca Muerta.
En este escenario, uno de los interrogantes para este invierno es ver cuánto gas disponible hay enBolivia para que la Argentina pueda importar. Si bien se dejó de comprar gas a ese país en 2024, en los últimos dos años se concretaron algunos envíos esporádicos para abastecer a las provincias del norte. Por caso, en el invierno de 2025 la compañía Trafigura importó gas de Bolivia para cubrir la demanda de las generadoras de electricidad en el norte argentino. También concretó envíos desde ese país la comercializadora Gas Meridional.
Las industrias del NOA afrontarán una suba histórica del precio del GNL por la guerra en Medio Oriente.
Precio del GNL
El abastecimiento para las industrias del norte va a depender de que haya capacidad de transporte en los ductos troncales para el GNL importado que se descargue en la terminal regasificadora de Escobar (Buenos Aires) y pueda subir al NOA.
En ese caso, los industriales tendrán que afrontar el precio del GNL importado, que en los últimos meses aumentó considerablemente por la guerra en Medio Oriente. El fluido estaría disponible en Escobar.
El abastecimiento dependerá de que cada empresa pueda pagar el precio del GNL, que sería de alrededor de 23 US$/MMBTU, cuando el gas natural producido en Vaca Muerta tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. El precio promedio de importación de cargamentos de GNL que concretó Enarsa en 2025 osciló entre 11,47 y 13,66 US$/MMBTU.
En el caso del NOA, si las industrias quieren abastecerse de gas en el próximo invierno no van a tener otra alternativa que pagar el precio de importación de GLN.
La semana pasada hubo una reunión de industriales y funcionarios de Tucumán con el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller. Distintas fuentes confirmaron a EconoJournal que los industriales del NOA intentaron acordar un financiamiento de Energía Argentina (Enarsa) para que puedan cubrir el precio del GNL en el invierno.
El gobierno rechazó por completo el pedido para que Enarsa actúe como proveedor de última instancia y cobre más barato el GNL. De este modo, los industriales tendrán que negociar la compra de GNL con traders como Trafigura, que la semana pasada adquirió cinco cargamentos en las subastas del gobierno para el abastecimiento de junio.
La importación de GNL en el país en los últimos 20 años se hizo vía Enarsa, que subsidiaba parte del precio de gas importado por barco. El área energética del gobierno de Javier Milei implementó un cambio estructural en el sistema y ahora son las empresas privadas las que tendrán que adquirir el fluido por adelantado, como ya ocurrió en la subasta de la semana pasada.
En este nuevo escenario, las grandes industrias, las distribuidoras y generadoras eléctricas tendrán que establecer contratos por adelantado, afrontando los precios de mercado, para abastecerse del GNL importado.
Apertura del mercado energético
Según la Unión Industrial de Tucumán, otro factor que incide en el abastecimiento de gas en la región es la aplicación de la resolución 66 que la Secretaría de Energía publicó en marzo. Esta norma es la instrumentación técnica para operativizar la contractualización entre privados que impulsa la reforma del sector aplicada por el gobierno nacional.
En otras palabras, la resolución promueve la apertura del mercado energético y permite que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas del país, con fuerte predominio del gas no convencional de Vaca Muerta.
Los industriales de Tucumán entienden, por ejemplo, que esta reforma del mercado de gas natural genera que la capacidad de transporte en firme asignada a la distribuidora Naturgy NOA (distribuye gas en Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy) pase de 4,99 a 3,22 MMm³/d, una caída de un 35,4%.
La demanda prioritaria en 2025 fue de 3 MMm³/d y si se suma a los grandes usuarios de gas y al sector de GNC trepa a 4,2 MMm³/d, señala la Unión Industrial de Tucumán. Por este motivo, los industriales creen que la capacidad asignada de gas en la región no va a alcanzar.
Protestas en Bolivia contra los combustibles adulterados. Crédito: AP.
La crisis social que enfrenta el gobierno de Rodrigo Paz en Bolivia encuentra dos puntos de especial conflictividad en el mercado de combustibles: las protestas y bloqueos de los camioneros contra el desabastecimiento crónico de gasoil y un escándalo deimportación de naftas adulteradas que forzó al presidente boliviano a cambiar al ministro de Hidrocarburos y a las autoridades en la petrolera estatal YPFB.
El gobierno respondió con un resarcimiento económico para miles de conductores y transportistas que registraron daños en sus vehículos por los combustibles adulterados. En paralelo, cambiótoda la estructura estatal de fiscalización de combustibles. La medida más relevante llegó la semana pasada, con la publicación de un decreto presidencial que redefine los mecanismos de control y fiscalización para la importación, almacenamiento y comercialización de combustibles.
El caso de los combustibles adulterados constituye un duro golpe para el gobierno, en la medida que aún no logró normalizar el abastecimiento interno a pesar de haber descongelado los precios en las naftas y el gasoil.
A la tensión por los precios de los combustibles se suman reclamos de otra índole que derivaron también en protestas y bloqueos en La Paz y otros puntos del país, provocando en los últimos días un desabastecimiento general.
Como consecuencia de esa situación, el gobierno de Javier Milei dispuso el fin de semana pasado el envio de dos aviones Hércules con ayuda humanitaria a Bolivia. «Argentina acompaña al pueblo boliviano y respalda a las autoridades democráticamente electas”, escribió el presidente argentino.
Bolivia: importación de naftas y gasoil adulterados
Las denuncias sobre los combustibles adulterados estallaron en marzo pasado con las primeras protestas y bloqueos en reclamo de un resarcimiento económico por daños en los motores. El gobierno atribuyó la importación y comercialización a una red de sabotaje y robo de combustibles que opera en Chile y Bolivia y que involucra a ex funcionarios de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
El ministro de gobierno, Marco Oviedo, informó que ingresaron a Bolivia unos 150 millones de litros de combustible “adulterado con agua sucia y aceite usado” durante el período comprendido entre octubre de 2025 y marzo de este año. Los datos surgen de una investigación conjunta entre las policías y fiscalías de Bolivia y Chile. Según Oviedo, la investigación de esta red también abarca a la Argentina y Paraguay.
YPFB posee una terminal de importación de combustibles y petróleo crudo en Arica, en el norte de Chile. La instalación posee un oleoducto que conecta Arica con Santa Cruz en Bolivia, aunque una parte considerable de los hidrocarburos son transportados en camiones cisterna.
Muchas operaciones de importación a través de Arica en los últimos años se concretaron a través de Botrading S.A., una comercializadora constituida por YPFB en Paraguay y que ahora está en el centro de una investigación judicial contra el ex presidente de la petrolera estatal, Armin Dorgathen, porirregularidades en la importación de combustible. Dorgathen se encuentra prófugo en Brasil.
Para desactivar el conflicto, el gobierno dispuso un resarcimiento económico a través de YPFB. Un total de 19.537 vehículos accedieron al resarcimiento tras el análisis y la verificación de los daños reportados. A ese fin, la petrolera estatal desembolsó 52,9 millones de bolivianos entre el 25 de marzo y la primera quincena de mayo.
Denuncia penal y cambios en el área energética
El nuevo ministro de Hidrocarburos, Marcelo Blanco, junto al presidente Rodrigo Paz.
Con las pruebas recabadas, el Ministerio de Hidrocarburos y Energías y la ANH presentaron una denuncia en la justicia boliviana que alcanza a 24 ex autoridades de cinco áreas estratégicas de la ANH y cuatro de YPFB y su subsidiaria YPFB Logística. La denuncia también alcanza al actual gerente de comercialización de la petrolera estatal.
Paz también decidió a fines de abril remover al ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli Monroy, y renovar la conducción en YPFB para darle un nuevo aire a la gestión energética. El primer mandatario agradeció al ministro por su “compromiso al inicio de la gestión” y por avanzar en la elaboración de cuatro proyectos de ley, incluida una nueva ley de Hidrocarburos.
Medinaceli Monroy tuvo un rol protagónico en el desarme de los subsidios a los combustibles, una de las medidas más sensibles tomadas por el gobierno de Paz. El precio de la nafta prácticamente se duplicó y mientras que el precio del gasoil casi se triplicó en diciembre, poniendo fin a un congelamiento de precios que llevaba más de dos décadas y que en los últimos años tuvo un costo fiscal de entre 1500 y 2000 millones de dólares por año.
Sin embargo, el aumento en los precios internacionales del crudo producto de la guerra en Medio Oriente complicó los planes para trasladar el costo de importación al surtidor y resolver el faltante de suministro, sobre todo de gasoil.
Qué establece el decreto supremo sobre combustibles
El decreto supremo 5619 firmado por el nuevo ministro de Hidrocarburos y Energías, Marcelo Blanco, establece un nuevo Reglamento de Calidad de Carburantes que busca garantizar la comercialización de combustibles seguros y eficientes y modernizar la supervisión estatal en un contexto donde Bolivia depende fuertemente de la importación para garantizar su suministro interno.
La norma alcanza a naftas, diésel (gasoil), jet fuel y kerosene. Entre las principales novedades figuran la toma de muestras en distintos puntos de la cadena de comercialización, controles técnicos más rigurosos, la obligación de análisis de calidad en laboratorios propios o tercerizados, la implementación de sistemas de filtración en estaciones de servicio, la digitalización de procedimientos administrativos, y fiscalización y mayores sanciones económicas.
El reglamento también fija parámetros mínimos de calidad, como un octanaje de 85 para gasolina especial y 91 para gasolina súper. Además, exige determinadas características físicas del combustible para evitar adulteraciones o combustibles fuera de especificación.
El senador y presidente de la comisión de investigación de hidrocarburos en la Cámara Alta, Branko Marinkovic, atribuyó el origen del problema al Decreto Supremo 4718 de 2022, que redujo los parámetros de calidad permitidos para la importación de combustibles. “El gobierno del expresidente (Luis) Arce junto con el expresidente de Yacimientos deciden bajar los parámetros de calidad en el combustible que se importa en el país mediante decreto”, sentenció.
Gabriel Rodriguez Garrido, director ejecutivo del IPA.
El próximo martes 9 de junio, bajo el lema “De la energía al desarrollo industrial competitivo”, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026 en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Enmarcada además en el 50° aniversario del IPA®, esta edición pondrá el foco en uno de los grandes desafíos del país: cómo convertir la disponibilidad de recursos energéticos en inversión, industrialización y crecimiento sostenido para la cadena petroquímica argentina.
Consolidada como uno de los principales espacios de encuentro del sector, la Jornada convocará a referentes de empresas líderes, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y autoridades nacionales para debatir sobre competitividad, innovación, disponibilidad de materias primas, infraestructura y condiciones necesarias para impulsar nuevas inversiones industriales.
La jornada
La Jornada del IPA® tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidenta de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien señaló que “tenemos una oportunidad única de convertir nuestros recursos energéticos en desarrollo industrial y generación de valor en Argentina. El desafío es ir más allá de la exportación de commodities y construir, con competitividad, inversión y articulación público-privada, un camino sostenido de crecimiento y empleo”.
Entre los principales paneles y espacios de análisis de esta edición, se destacan:
• “Escenario global 2026: energía, mercados y petroquímica”, con la participación de Pablo Giorgi, de OPIS, una empresa de Dow Jones; quien analizará el contexto internacional, el impacto geopolítico y las oportunidades que se abren para la Argentina en el nuevo escenario energético global.
• “Gas y materias primas: ¿tenemos base competitiva para expandir la petroquímica argentina?”, donde Pablo Popik (Compañía MEGA S.A.) y Juan de Urraza (Transportadora de Gas del Sur -TGS-) debatirán sobre disponibilidad de gas, infraestructura, integración energética y condiciones necesarias para impulsar nuevos desarrollos industriales.
• “Transformación industrial: IA, eficiencia y rentabilidad”, un espacio orientado a presentar casos concretos vinculados a inteligencia artificial, digitalización y mejora de procesos aplicados a la operación industrial.
• “¿Qué necesita la petroquímica para invertir en Argentina hoy?”, conversatorio con el Ing. Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, el cual llevará adelante la presidente de la Jornada Dolores Brizuela (Dow), y estará enfocado en el escenario de inversiones y desarrollo industrial.
Presidente de la Jornada 2026 del IPA® la Ing. Dolores Brizuela, presidente de Dow
• “Innovación y articulación tecnológica”, panel dedicado a la interacción entre industria, ciencia y tecnología, con representantes de la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología y del CONICET (Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas), cuya moderación estará a cargo de Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®).
• El tradicional “Panel de CEOs: Decisiones de inversión en Argentina”, que reunirá a Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Marcos Sabelli (Profertil S.A.), Dolores Brizuela (Dow), Micael Sielecki (Petroquímica Cuyo) y Guillermo Petracci (Unipar), con moderación de Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), para debatir sobre competitividad, crecimiento e inversiones para el desarrollo petroquímico argentino.
“El desafío ya no pasa solamente por disponer de recursos energéticos, sino por desarrollar una visión industrial que permita transformarlos en competitividad, empleo y crecimiento para el país”, destacó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido del IPA®.
Agenda
La agenda de la edición 2026 de la Jornada reflejará además temas estratégicos como el agregado de valor local, la eficiencia operativa, la integración de cadenas productivas, la innovación tecnológica y la formación de talento profesional para acompañar la evolución de la industria.
El IPA® invita a empresas, instituciones, universidades, profesionales y actores vinculados al sector energético e industrial a participar de este espacio de intercambio, reflexión y construcción de una agenda común para el desarrollo petroquímico argentino. Para más información e inscripciones acceder al siguiente linko consultas al email ipainfo@ipa.org.ar
El próximo 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva
Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el próximo 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, reunirá a referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.
El Congreso apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad. Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.
Actividad industrial
“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva, un espacio integrado por especialistas en desarrollo productivo, con experiencia en gestión pública, sector privado y análisis económico.
Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC; Matías Kulfas, ex Ministro de Desarrollo Productivo de la Nación; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4, empresa de bioetanol de Río Cuarto; Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR; Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.
“Este encuentro está pensado como una invitación abierta a participar de una conversación prioritaria. Convocamos a empresarios, trabajadores, funcionarios, investigadores, estudiantes, periodistas y referentes sociales que entienden que discutir desarrollo productivo es debatir las bases materiales del crecimiento, la inclusión y la integración territorial del país”, aporta Martín Alfie, otro de los fundadores de Misión Productiva, una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.
Congreso sobre desarrollo productivo
El Congreso se propone como espacio de encuentro sobre la base de tres pilares fundamentales del desarrollo productivo nacional: una mirada estratégica, que aporte una perspectiva de largo plazo sobre el desarrollo productivo argentino con foco en competitividad e inversión; la articulación de actores, que favorezca el diálogo entre el sector público, privado, sindical y académico para construir consensos; y una agenda pública, que contribuya a la elaboración de propuestas concretas con proyección en la agenda política y económica.
Para consultar la agenda y obtener más información sobre el Congreso, ingresar aquí.
Teófilo Lacroze asumió la conducción de Meitner Energy.
Un alto ejecutivo de extensa trayectoria en Shell en América latina, asumió la conducción de las operaciones en el país de Meitner Energy, la compañía que esta desarrollando el reactor nuclear ACR-300 y que tiene entre sus accionistas minoritarios a INVAP. Se trata de Teófilo Lacroze, ex presidente de Shell y Raízen en la Argentina, que entró en funciones el cargo en abril, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal.
En lo formal, Lacroze asumió como CEO de Meitner Enegy, empresa constituida en EE.UU. entre Black River Technology (filial de INVAP en EE.UU.) y Ansari Group, que está diseñando la ingeniería de un reactor modular pequeño (SMR) de 300 MW de potencia eléctrica. Meitner es, a su vez, propietaria de la patente del reactor.
La filial de Meitner en la Argentina lleva cerca de dos años trabajando el desarrollo del proyecto, que se encuentra en una etapa de validación de la viabilidad conceptual del diseño, con algo más de 120 profesionales contratados.
La intención es construir su primer reactor (FOAK en la jerga de la industria) en la Argentina. Precisamente, el flamante CEO de la empresa visitó a mediados de abril el complejo nuclear de Atucha, en donde exploran la oportunidad de construcción.
Lacroze liderará el diseño del proyecto ACR-300
Teófilo Lacroze viene de concluir una carrera de casi 30 años en Shell. Fue presidente de Shell Argentina y Vicepresidente de M&A Upstream de la empresa entre 2015 y 2018. Luego asumió como presidente y CEO de Raízen Argentina. En los últimos años se desempeñó como titular del área de Downstream & Mobility para Brasil, Argentina y Paraguay en Raízen, cargo que dejó en junio de 2025.
Egresado de la Universidad de San Andrés y con un MBA en la Universidad de Cambridge, Lacroze ingresó a Shell Argentina en 1996. Estuvo desde el inicio de la conformación de Raízen, un joint venture entre el grupo brasileño Cosán y Shell creada en 2011. Lacroze trabajó once años en Brasil antes de regresar a la Argentina para asumir la presidencia de Shell.
Como publicó EconoJournal, Raízen está en el proceso final de la venta de los activos que tiene en la Argentina a un consorcio integrado por la suiza Mercuria Energy —uno de los mayores traders de materias primas del planeta— e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano. Entre esos activos destacan la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell.
Guyana ya produce unos 900 mil barriles diarios de petróleo.
El PBI per cápita de Guyana en 2015 era de US$5640, similar al de otros países de ingresos medio-bajos como Ecuador y Paraguay, según cifras del Banco Mundial. En 2024, en cambio, ese indicador supera los US$33.000, apenas por debajo de Italia o Corea del Sur. Ese salto brutal en los ingresos de esta pequeña nación de América del Sur se explica por el descubrimiento de petróleo offshore que anunció ExxonMobil en mayo de 2015. La petrolera estadounidense logró reposicionarse de la mano de ese crudo, pero Guyana no pudo capitalizar sus recursos de la misma manera.
Cuando ExxonMobil extrae petróleo offshore, toda esa producción suma al PBI de Guyana, pero buena parte de las ganancias luego son giradas al exterior y el Estado captura solo una porción muy pequeña de la renta.
Fuente: Banco Mundial.
El descubrimiento de ExxonMobil
Guyana es un pequeño país costero con unos 800.000 habitantes que durante mucho tiempo figuró entre las naciones más pobres del continente americano. Su nombre significa «tierra de muchas aguas» en la lengua de los Warrau, una tribu indígena de la región. Durante siglos, estuvo bajo el control de diversas potencias europeas que explotaron continuamente su riqueza natural, apropiándose de sus recursos. Por allí pasaron españoles, holandeses, franceses y británicos.
Aproximadamente el 85% de la superficie total del país está cubierta por bosques tropicales primarios, con una de las tasas de deforestación más bajas del mundo. Hasta 2015, sus principales exportaciones eran oro, bauxita, azúcar, arroz, madera y productos del mar, pero el petróleo lo cambió todo.
ExxonMobil inició en 2008 su campaña de exploración de petróleo y gas en aguas guyanesas. El 1 de mayo de 2015 la compañía anunció junto con sus socios Hess Corporation y la china CNOOC un descubrimiento significativo de petróleo en el bloque Stabroek, puntualmente en el pozo Liza-1, a 190 kilómetros de la costa. Luego se realizaron más de 30 hallazgos adicionales y se estima que hay unos 11.000 millones de barriles equivalentes de petróleo recuperable.
ExxonMobil realizó la primera extracción de crudo el 20 de diciembre de 2019 desde su buque Liza Destiny y desde entonces la producción no ha parado de crecer. Se estima que actualmente el consorcio extrae unos 900 mil barriles diarios de los yacimientos offshore Liza Phase 1, Liza Phase 2, Payara y Yellowtail. A su vez, se espera que los Uaru, Whiptail, Hammerhead y Longtail entren en producción de manera escalonada entre fines de este año y 2030, lo que elevaría la producción total a 1,7 millones de barriles diarios para ese último año.
Buque Liza Destiny.
La economía de Guyana se disparó de la mano del petróleo. Según el World Economic Outlook del Fondo Monetario Internacional, en 2020 creció un 43,5%, en 2021 un 20,1% y en 2022 alcanzó el record con un 63,3%. Luego se fue estabilizando en valores menores, pero siempre de dos dígitos. En 2025 trepó un 19,3% combinando 6 años consecutivos de expansión y para 2026 el organismo multilateral proyecta un 16,2%, el mayor crecimiento de todo el continente. Pese a ello, Guyana captura solo una pequeña porción de los beneficios petroleros debido a un polémico acuerdo de reparto de ingresos firmado con ExxonMobil en 2016.
Fuente: World Economic Outlook del FMI, abril de 2026.
Acuerdo polémico para el desarrollo petrolero
Los términos de producción de petróleo y participación en las ganancias se establecieron en un Acuerdo Petrolero firmado en 2016 por el gobierno de Guyana con el consorcio integrado por ExxonMobil, Hess Corporation –desde 2025 controlada por Chevron– y la china CNOOC. ExxonMobil controla el 45% de la sociedad y es el operador, Hess tiene un 30% y CNOOC el 25% restante.
El acuerdo establece que antes de repartir ganancias, Guyana recibe una regalía del 2% sobre la producción bruta de petróleo, una cifra muy baja comparada con los estándares internacionales. Por ejemplo, Brasil cobra en sus áreas offshore entre 5% y 15%, según el contrato de campo, mientras que en los países africanos suele oscilar entre 5% y 20%
Después de pagar regalías, el contrato permite que el consorcio se quede con hasta el 75% de la producción restante para recuperar costos de exploración, operación, infraestructura, perforación, etc. (cost oil). Por último, el contrato establece que el llamado “petróleo de beneficio” —es decir, el volumen restante una vez extraído y vendido el crudo y descontados los costos operativos y de inversión— se reparte en partes iguales entre Guyana y el consorcio petrolero.
Otro punto polémico es que las petroleras quedaron exentas del pago de cualquier obligación tributaria durante la vigencia del tratado que se extiende por 20 años de producción, con la opción de renovación por 10 años más. Además, el acuerdo incluye cláusulas de libre convertibilidad y libre transferencia de divisas.
El Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) calificó en mayo de 2022 al acuerdo como “one-sided” –por el marcado desequilibrio a favor de una de las partes– y señaló que las petroleras recibían cerca del 85,5% de los ingresos del proyecto frente a apenas 14,5% para Guyana en los primeros años.
Incluso el FMI había advertido en un informe de 2017, citado por la agencia Bloomberg, que los términos del contrato eran “relativamente favorables para los inversionistas según los estándares internacionales”.
El presidente de Guyana, Irfaan Ali, también reconoció ante Financial Times en junio de 2024 que el acuerdo favorece a Exxon, pero no ha buscado una renegociación. «El tamaño de Exxon, en términos de la economía, demuestra que simplemente no se podía modificar el contrato. Tendría implicaciones legales y paralizaría a todo el sector«, aseguró.
Si bien el acuerdo firmado por Guyana se trató de un contrato petrolero específico negociado bilateralmente con un consorcio liderado por Exxon para un yacimiento offshore concreto, la comparación con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por Javier Milei es inevitable porque ambos esquemas comparten una lógica similar: ofrecer condiciones excepcionales de estabilidad, beneficios fiscales y facilidades cambiarias para atraer inversiones de gran escala en sectores extractivos.
El Fondo Soberano Petrolero
Pese a lo poco que le queda de la producción petrolera, la cifra igual es significativa para una economía pequeña como la de Guyana. Por ese motivo, en 2019 se creó un Fondo Soberano Petrolero (Natural Resource Fund) que tiene como función gestionar las regalías y el porcentaje de las ganancias que le corresponden al Estado.
El NRF buscó tres objetivos: estabilizar la economía frente a la volatilidad petrolera; ahorrar parte de la renta para futuras generaciones y evitar que todo el dinero entre de golpe a la economía y produzca desequilibrios (“mal holandés”).
El fondo está inspirado en modelos como el Government Pension Fund de Noruega, aunque a una escala y con una institucionalidad muy distintas.
Los recursos del fondo se depositan principalmente en cuentas del exterior administradas por el Bank of Guyana. El dinero luego puede transferirse gradualmente al gobierno según reglas establecidas por ley.
El gobierno de Irfaan Ali eliminó en 2021 varios mecanismos de supervisión y control creados por la norma original. De hecho, existía un comité independiente de supervisión con representantes de sociedad civil, sindicatos, sector privado, organizaciones religiosas y expertos con perfil técnico que debían monitorear retiros de fondos y cumplimiento de reglas, pero la reforma de 2021 lo suprimió, dándole muchísimo peso al ministro de Finanzas en autorización de retiros, administración, reportes y supervisión operativa. La oposición denunció entonces que eso convertía el NRF en una “cuenta controlada por el gobierno” más que en un fondo soberano independiente.
La red local de proveedores
El desarrollo petrolero se produjo tan rápido y a una escala tan grande que el país no tenía, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, una red de proveedores en condiciones de dar respuesta a las necesidades de la industria. El gobierno de Guyana comenzó entonces a diseñar un régimen para el desarrollo local asociado a la explotación hidrocarburífera.
En febrero de 2021, las autoridades elaboraron una política de contenido local y ese mismo año el Parlamento aprobó la Ley Nº 18 de Contenido Local para implementar esa política. La norma estableció un mecanismo para priorizar a los ciudadanos y empresas guyanesas en la adquisición de bienes y servicios para el fortalecimiento de la cadena de valor del sector petrolero. Se exigió a todos los actores extranjeros, incluidos subcontratistas, licenciatarios y contratistas, que implementen medidas de contenido local como parte integral de sus operaciones.
Exxon informó en septiembre del año pasado a través de un comunicado que 6200 guyaneses trabajaban para la compañía y sus contratistas, lo que representa el 70% de su fuerza laboral. Sin embargo, diversos analistas afirman que los contratos más sofisticados siguen en manos extranjeras, muchos proveedores locales actúan solo como intermediarios, y el país todavía depende enormemente de insumos y servicios importados.
El enigma de la pobreza
Diversos informes periodísticos y académicos han destacado en los últimos años el acelerado crecimiento económico del país, puntualmente de Georgetown. La mayor actividad se observa en la construcción de edificios, rutas, viviendas y hoteles, mejora de los servicios portuarios, financieros y de las redes de telecomunicaciones.
La petrolera Exxon se ha convertido además en un actor cada vez más importante. Patrocina al equipo de críquet Guyana Amazon Warriors, ha donado dinero para programas universitarios, ambientales y comunitarios a través de ExxonMobil Foundation y se ha transformado en una figura omnipresente en el país a través de diversas campañas publicitarias que destacan el impulso que le ha dado la producción petrolera a la economía. Incluso en enero de 2020 se inauguró una exposición sobre petróleo en el Museo Nacional de Guyana que incluye una muestra del primer petróleo que ExxonMobil extrajo de las profundidades el 20 de diciembre de 2019.
Rod Henson, el principal ejecutivo de ExxonMobil en Guyana durante la etapa inicial del desarrollo petrolero offshore, posa con la remera del equipo de críquet Guyana Amazon Warriors.
Pese a ello, asociaciones de la sociedad civil, sindicatos y políticos opositores advierten que la riqueza generada por la bonanza petrolera de Exxon no beneficia a la población en general y permanece concentrada en pocas manos.
Un dato llamativo es que no hay cifras actualizadas de pobreza. Los últimos datos son de 2019, justo el año donde comenzó la explotación petrolera, y muestran una tasa del 48,3% con la que sigue trabajando el Banco Mundial. “No se dispone de datos recientes sobre la reducción de la pobreza”, puede leerse en la web del organismo multilateral respecto de Guyana.
El ministro de Cohesión Social, George Norton; el gerente nacional de ExxonMobil, Rod Henson, y el Director del Departamento de Energía, Mark Bynoe, en el lanzamiento de la exposición de petróleo en el Museo Nacional de Guyana en enero de 2020.
El gobierno guyanés afirma que esa cifra de pobreza no refleja la situación actual, pero tampoco se ha preocupado por actualizarla. Desde la oposición sostienen que no hay interés en hacerlo porque los nuevos datos podrían mostrar que sigue siendo alta pese al boom petrolero. El oficialismo responde simplemente que la estadística no se actualizó porque requiere encuestas de hogares muy complejas y costosas.
De lo que no hay dudas es del impacto positivo que provocó en ExxonMobil el descubrimiento de petróleo en las costas de Guyana. Si bien la compañía no reporta Guyana como una unidad financiera separada dentro de sus balances globales, Reuters informó en junio del año pasado que ExxonMobil registró ganancias ajustadas totales de US$33.460 millones en 2024, de los cuales US$4.700 millones provinieron de Guyana, una cifra sorprendente si se toma en cuenta que recién en 2019 comenzó a producir crudo en ese pequeño país.
Objeto: Se convoca a interesados en presentar Ofertas para la exploración, desarrollo y eventual explotación de áreas hidrocarburíferas ubicadas en la Provincia del Neuquén y reservadas a favor de Gas y Petróleo del Neuquén S.A.
Bases y Condiciones: Las Bases y Condiciones podrán ser solicitadas vía e-mail debiendo a tal fin dirigir el pedido a la casilla de correo electrónico planexploratorio@gypnqn.com.ar.
Consultas y Aclaraciones: Hasta el 10 de agosto de 2026 inclusive. Los interesados podrán formular consultas vía e-mail a planexploratorio@gypnqn.com.ar y harán concreta referencia a los puntos bajo consulta y/o aclaración.
Presentación de Ofertas: El 19 de agosto de 2026 antes de las 11:00 horas, en las oficinas de GyP (Aramendia 200, ciudad de Neuquén, Provincia del Neuquén). Apertura de Ofertas: El 19 de agosto de 2026 a las 15:00 horas, en las oficinas de GyP.
“La asociación entre Argentina y Chile es casi como un imperativo para quienes gobiernan. Laintegración energética debería ser una obligación para no sólo aprovechar nuestras riquezas sino también darle salida y lograr competitividad”: así lo sostuvo la ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón. De visita en la Argentina, y en un mano a mano en el ciclo de entrevistas de EconoJournal, Rincón señaló lo que a su entender son las directrices necesarias para avanzar en unacuerdo energético bilateral.
Precisamente ese fue el eje de su paso por Argentina: plantear y delinear los puntos de convergencia entre los sectores energéticos de ambos países. Su agenda en Argentina incluyó reuniones con el canciller Pablo Quirno, con el ministro de Economía, Luis Caputo, la secretaria de Energía, María Tettamanti, el secretario de Coordinación de Minería y Energía, Daniel González y el viceministro de Economía, José Luis Dazar.
“Ustedes tienen el gas enVaca Muerta que es un tremendo potencial permanente. Una riqueza que tienen que aprovechar, pero que no la van a consumir en Argentina. Chile, por su parte, tiene energía eléctrica renovable en una cantidad de verdad muy importante”, detalló.
Cuáles serían las bases del acuerdo de integración energética
Para Rincón, el tratado bilateral debe ser concebido como un win-win. Esto es: que tanto Chile como Argentina se vean beneficiados y se sientan “ganadores”. “Hay que combinar el gas de ustedes, electricidad nuestra y generar respuesta a la oferta que hay, porque en el norte nos falta demanda y a ustedes les falta demanda en el sur”, indicó.
De hecho, actualmente Chile “pierde” energía. “Los países siempre deben mirar el objetivo primero que tienen como mandato, que son sus ciudadanos y ciudadanas. Y si uno tiene claro eso, la verdad es que la integración es casi una obligación. Además tenemos un ciclo político que hay que aprovechar para lograr dar beneficio a nuestros ciudadanos, es casi como un mandato”.
Si bien en la actualidad Rincón trabaja en Energía, cuenta con una vasta experiencia en el sector minero. De hecho, participó de las reuniones bilaterales que, en 1997, tuvieron como corolario la firma del Tratado de Integración y Complementación Minera ratificado en 2000. Y es esa experiencia previa la que Rincón toma como precedente para hacer lo mismo en materia energética. De hecho, ese acuerdo toma real magnitud a partir del contexto actual, según la visión de Rincón.
“El acuerdo minero probablemente hoy día va a ser explotado en su real magnitud. ¿Por qué? Porque hay energía, porque podemos tener soluciones en materia de agua que van a permitir desarrollar estos proyectos. Hoy día podemos volver a hacerlo pero en materia energética. Gas, diésel, electricidad. Y ese es el primer paso. Pero el segundo es materializar proyectos”.
“Ustedes tienen una oportunidad para sacar el gas por el Pacífico. Nosotros tenemos la infraestructura. Ustedes pueden aprovechar nuestra energía eléctrica. Y para eso necesitamos inversión de ambos países. Y yo creo que si logramos un acuerdo en materia de complementariedad, de conexión energética entre ambos países, empezaremos a construir o reconstruir esas confianzas”, indicó.
Finalmente, Rincón aseguró que el acuerdo deberá tener el peso de un tratado porque eso le aportará robustez y podrá hacer zoom en todas las áreas: impositivas, aduaneras, infraestructura. Más aún, la experiencia del pasado desde su perspectiva, no sólo permitirá sopesar aquello que fue un error, sino del mismo modo, acelerar los tiempos.
“En el pasado nos demoramos casi dos años sin experiencia en el tema. Podemos ser mucho más rápidos que eso, porque además tenemos experiencia comercial y eso te facilita mucho el trabajo”, concluyó.
La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de US$1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.
El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark, encabezado por su CEO Felipe Bayon, ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta realizada junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU).
El desembarco GeoPark con presencia en distintos mercados latinoamericanos se consolidó a fines de 2025, cuando firmó un acuerdo con Pluspetrol para adquirir el 100% de la participación operada en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste por un monto de US$115 millones. La transacción significó la entrada efectiva de la firma en la cuenca neuquina, un paso que buscaba dar desde hacía tiempo.
De hecho, a mediados de 2024 la compañía intentó hacer pie en la región mediante una alianza de US$320 millones con Phoenix Global Resources para ingresar en los bloques Mata Mora y Confluencia; sin embargo, ese contrato se cayó en mayo de 2025 ante la falta de aprobación por parte del gobierno de la provincia de Neuquén.
El nuevo proyecto bajo el RIGI
El desarrollo presentado por GeoPark contempla perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.
«Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala», señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.
Para el directivo «la inversión fue exactamente diseñada para esta herramienta y es una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la provincia», agregó.
En marzo, la compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre US$80 y US$100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.
El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, se desarrollará en los bloques La Angostura Norte, La Angostura Suroeste, La Angostura Sur II, Barreal Grande, y la Angostura Sur I.
YPF anunció este viernes el proyecto LLL Oil, una inversión de US$ 25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta. El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, informó que la iniciativa fue presentada al Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones(RIGI), constituyendo la inversión en hidrocarburos más grande presentada al esquema hasta el momento.
El proyecto LLL Oil contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en cinco áreas geográficamente contiguas en Vaca Muerta. La expectativa de YPF es alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
«En toda la vida del proyecto va a generar más US$ 100.000 millones en exportaciones«, destacó Marín en un posteo en X. «Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI», añadió.
LLL Oil: cómo es el proyecto que YPF presentó al RIGI
El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, se desarrollará en los bloques La Angostura Norte, La Angostura Suroeste, La Angostura Sur II, Barreal Grande, y la Angostura Sur I. Las áreas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros recursos estratégicos.
La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS, en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.
YPF prevé la perforación de 1152 pozos y la creación de aproximadamente 6000 puestos de trabajo directos durante el desarrollo de LLL Oil. También estima exportaciones por alrededor de US$ 6000 millones anuales hacia 2032. «Esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa», destacó Marín.
Por el lado del proyecto VMOS, su ingreso en operación es esperado para fines de este año, con una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.
El acto de firma contó con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; los vicepresidentes Walter Actis y Lisandro Deleonardis; y las autoridades de la empresa adjudicataria, Javier Chasco e Inés Chediack.
La constructora José J. Chediack SA quedó al frente de una nueva etapa de una de las obras viales clave para la conectividad del norte neuquino y para la logística asociada al desarrollo energético de Vaca Muerta. La empresa fue adjudicataria del segundo tramo de pavimentación de la ruta provincial 7, en el sector Cortaderas, como parte del acuerdo estratégico entre el gobierno de Neuquén e YPF.
La firma se realizó este viernes en Buenos Aires y contó con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; los vicepresidentes Walter Actis y Lisandro Deleonardis; y las autoridades de la empresa adjudicataria, Javier Chasco e Inés Chediack.
La obra vial
La obra corresponde a la “Pavimentación ruta provincial N° 7, tramo II: empalme ruta provincial N° 5-empalme ruta nacional N° 40”, y contempla la ejecución de 35 kilómetros de asfalto entre las progresivas 20+000 y 55+000. La adjudicación a José J. Chediack SA consolida el avance de un proyecto considerado estratégico tanto para la integración territorial de Neuquén como para el fortalecimiento de la infraestructura vinculada a la actividad hidrocarburífera.
El proyecto integral prevé una traza total de 116 kilómetros, desde Punta Carranza hasta el empalme con la ruta nacional 40 en el paraje Auquinco. Una vez finalizada, la obra permitirá reducir en aproximadamente 100 kilómetros el recorrido asfaltado entre la región Confluencia y el Alto Neuquén, mejorando sustancialmente la conectividad vial y los tiempos logísticos en una zona atravesada por el crecimiento de la industria energética.
Licitación del tercer tramo
El gobierno provincial confirmó que la próxima semana se lanzará la licitación del tercer tramo, también de 35 kilómetros, lo que permitirá dar continuidad al esquema de ejecución definido junto a YPF.
En la actualidad, ya se encuentran en marcha las tareas correspondientes al primer tramo de la obra, sobre 20 kilómetros desde Punta Carranza, donde finaliza el asfalto existente de la ruta provincial 7. Los trabajos se desarrollan en articulación con YPF e incluyen la ejecución de subbase y base, riego de liga, imprimación y colocación de carpeta asfáltica en distintos sectores.
Según precisaron desde la Dirección Provincial de Vialidad, también avanzan las tareas de construcción de terraplenes, movimiento de suelos y alcantarillas de hormigón, obras consideradas clave para garantizar la estabilidad y durabilidad de la traza.
Pavimentación de las rutas
La pavimentación de la ruta 7 forma parte del plan de infraestructura vial impulsado por la administración de Rolando Figueroa, que busca acompañar el crecimiento productivo de la provincia y mejorar la integración territorial en regiones atravesadas por el desarrollo de Vaca Muerta.
En ese esquema, la participación de José J. Chediack SA aparece como un actor central para acelerar la ejecución de una obra que el gobierno provincial considera estratégica para la competitividad logística del sector energético y para la conectividad de las comunidades del norte neuquino.
La infraestructurasiempre ha sido uno de los grandes cuellos de botella del desarrollo argentino. Y es también un escenario de debate político e ideológico cuando se convierte en una restricción para el crecimiento y el desarrollo económico y social, en particular en un país que se vuelva día a día más atractivo para proyectar y consolidar inversiones en sectores clave como minería, petróleo y gas, agro y la industria del conocimiento.
Es que, por un lado, se requiere la optimización de la conectividad interna, de productos, bienes y servicios en un país extenso, federal y con diversidad de su matriz de economías regionales y, por otro, se vuelve prioritaria y pertinente la mayor apertura con la consiguiente integración hacia el mundo, potenciada por los acuerdos bilaterales, multilaterales y, muy especialmente, acelerada en este tiempo por el contexto global que impulsa oportunidades históricas para Argentina.
Estamos frente a un ciclo que conlleva retos y desafíos que pueden ser asumidos si se toman las decisiones acertadas, dado que por primera vez en mucho tiempo comienzan a alinearse condiciones estructurales que permiten pensar en soluciones de mediano y largo plazo.
La estabilización de variables macroeconómicas, el equilibrio fiscal, la normalización cambiaria y la baja de la inflación no son simplemente indicadores técnicos: son la base indispensable para planificar. Sin ese punto de partida, cualquier estrategia de infraestructura queda reducida a respuestas fragmentadas, sin escala ni continuidad.
Hoy, en cambio, empieza a abrirse una ventana distinta. Un cambio de lógica: del corto plazo a la planificación.
La infraestructura no se diseña para el presente inmediato. Se proyecta a décadas. Un sistema ferroviario, una red logística o un corredor vial se piensa a 30, 40 o 50 años. Por eso, la macro ordenada no es un dato más: es la condición que habilita adelantar y fortalecer esa posibilidad.
En este contexto, Argentina tiene la oportunidad de repensar su sistema integral de transporte: rutas, puertos, trenes y accesos urbanos, bajo una lógica más eficiente, competitiva y sostenible. Frente a la magnitud y complejidad de la alta demanda, en contraste con las décadas de una planificación y ejecución desordenada, este proceso no podría ser exclusivamente público ni privado. Requiere un nuevo acuerdo entre ambos sectores.
Bruno Agosta, CEO de AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores.
Añelo: cuando la articulación funciona
El caso del Anillo de Añelo, en la provincia de Neuquén, es un ejemplo concreto de esta nueva lógica en acción. Una articulación basada en objetivos comunes, búsqueda de consensos, esfuerzos compartidos, análisis competitivo y eficiencia en la respuesta.
Se trata de una obra vial clave para el desarrollo de Vaca Muerta, diseñada para descongestionar el principal acceso a la localidad y ordenar el tránsito pesado vinculado a la actividad de hidrocarburos. Implica la construcción de más de 60 kilómetros de infraestructura, combinando trazas nuevas y mejoras sobre rutas existentes, con un objetivo claro: separar el tránsito logístico del tránsito urbano, mejorar la seguridad vial y optimizar los tiempos de operación.
Por primera vez, los operadores privados impulsan y ejecutan una infraestructura crítica, en articulación con la provincia, que organiza y viabiliza el proceso.
Desde AC&A empresa con más de 25 años conformada por ingenieros, economistas y planificadores, contamos con numerosos casos de éxito en Argentina y en 40 países de Latinoamérica y el resto del mundo. En ese rol lideramos el Masterplan de Infraestructura en la Región de Vaca Muerta y el armado de una Oficina de Gerencia de este Proyecto (PMO).
El denominado Anillo Añelo implementará importantes innovaciones en mecanismos de licitación y contratación de obras y permitirá reducir la congestión, mejorar la seguridad vial y agilizar el transporte de pasajeros y de carga en una ruta clave de la región.
Infraestructura competitiva
La infraestructura no es un fin en sí mismo. Es una herramienta para ganar competitividad.
Reducir costos logísticos, mejorar la eficiencia operativa y aumentar la seguridad impacta directamente en la productividad de sectores clave como el oil & gas, la minería y el agro.
En Vaca Muerta, donde la producción no convencional crece a tasas sostenidas, esta relación es evidente: sin infraestructura adecuada, el potencial exportador se ve limitado. Con infraestructura eficiente, en cambio, los costos bajan y la competitividad mejora de forma estructural. Y el conjunto de la sociedad de la provincia, la región y el país, se benefician. El desafío es no perder de vista esa lógica de mediano plazo.
Las obras deben ejecutarse con estándares internacionales, costos competitivos y procesos transparentes. La Argentina tiene una oportunidad para reconstruir su industria de la construcción e infraestructura hacia modelos mixtos, con mayor participación privada.
Un factor sensible en esta ecuación es el talento, cuya base es la buena educación y formación con capacidades técnicas cada vez más exigentes. A medida que se multiplican los proyectos en energía, minería y agro, comenzarán a aparecer cuellos de botella. La cantidad de ingenieros que se gradúan en Argentina es estable o decreciente, y eso plantea un riesgo concreto. Además el tejido empresario en el área de la ingeniería es significativamente más débil que en otros países de la región. Otra vez, la formación de profesionales técnicos y el impulso al sector de la ingeniería debe ser un esfuerzo compartido.
La Argentina tiene la posibilidad de encarar una agenda de infraestructura con visión estratégica. Casos como el Anillo de Añelo muestran que es posible avanzar cuando hay coordinación, planificación y objetivos claros. La macroeconomía ordenada ofrece el marco. El sector privado aporta capacidad de ejecución. El sector público, dirección y regulación.
El desafío ahora es sostener esa convergencia en el tiempo. Porque la infraestructura no solo conecta territorios. Conecta el presente con el futuro. Una oportunidad que, como sociedad, no podemos dejar pasar.
(*) CEO de AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores.
El parque solar El Quemado demandó una inversión de US$211 millones bajo el RIGI.
YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, lo que lo convierte en el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares.
El Quemado es el primer proyecto presentado por una empresa y el primero en ser aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con una inversión de US$211 millones. Esto explicó la presencia de varios de los miembros del Gobierno nacional encabezados por el jefe de Gabinete, Manuel Adorni.
También estuvieron presente el ministro de Economía, Luis Caputo, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, junto al gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
La energía que produce El Quemado se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). El parque es el séptimo proyecto renovable de YPF Luz con el que alcanzó el primer giga de generación renovable.
Adorni, Tettamanti, Cornejo, Mandarano y Marín en El Quemado.
El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.
El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación.
Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto durante la construcción ocupó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local.
Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: «El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética.
Marcos Bulgheroni, CEO de PAE junto a Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources.
Pan American Energy (PAE) y Continental Resources firmaron el acuerdo de asociación definitivo con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. La operación, anunciada en enero, se formalizó luego de obtener las autorizaciones correspondientes por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro para la cesión de participación en las áreas involucradas.
El acuerdo contempla la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de Pan American Energy en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, ubicadas en Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources.
Continental apuesta por Vaca Muerta
Continental, del multimillonario Harold Hamm conocido como el «rey del fracking», es una de las compañías independientes más relevantes en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día y más de 5.200 pozos operados. En noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de participación en Los Toldos II Oeste, en Neuquén.
Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, fue el encargado de firmar el convenio en representación de la compañía estadounidense. Lawler reafirmó en el CERAWeek 2026 su interés por Vaca Muerta y elogió los incentivos que ofrece el gobierno de Javier Milei para alentar una mayor inversión. «En 5 a 10 años, la producción de EE.UU. se va a estabilizar o declinar y ese gap va a ser cubierto por Vaca Muerta», aseguró.
“La calidad de la roca es sobresaliente. Si uno mira la columna estratigráfica de Vaca Muerta y la compara con algunos plays de shale en Estados Unidos, al combinar formaciones como Bakken, Eagle Ford y unidades prolíficas del Permian Basin, como la Wolfcamp, se obtiene un conjunto comparable”, agregó en aquella ocasión.
El ejecutivo también aprovechó su participación en el CERAWeek 2026 sobre la importancia de que el gobierno de Milei siga por la senda actual: «Lo que seguiría fomentando es el excelente trabajo que se está realizando. No hagan nada que desincentive la inversión. Porque si se desincentiva la inversión, eso perjudica a los ciudadanos argentinos y retrasa la contribución sustancial del petróleo y el gas al panorama energético mundial».
Continental Resources es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, Oklahoma, es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.
Los activos de PAE en Neuquén
PAE lleva 50 años trabajando en Neuquén, es la segunda petrolera privada de la Argentina y es uno de los mayores productores del no convencional en la Cuenca Neuquina. La compañía produce en la provincia 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).
Además, opera siete áreas en Neuquén -seis de ellas en desarrollo- y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por la provincia.
La empresa generadora estatal sumó a su objeto social la comercialización de servicios.
Nucleoeléctrica Argentina (NASA) acaba de institucionalizar la comercialización deservicios e insumos para centrales nucleares como una nueva unidad de negocio en paralelo a la generación de electricidad. El objetivo es posicionar a la empresa como líder regional e internacional en la exportación de ese tipo de servicios, una veta que se encontraba subexplotada. El paso administrativo es clave también en el proceso de apertura parcial de la generadora estatal al capital privado, según pudo saber EconoJournal.
La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN) y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) realizaron este miércoles una asamblea de accionistas para concretar una modificación en el estatuto de la empresa estatal operadora de las centrales nucleares. La empresa sumó como nuevo objeto social la prestación de servicios, institucionalizando una nueva unidad de negocio, que aún no tiene un nombre definido.
Esta modificación se produce en un contexto en el que la empresa ha enfrentado cuestionamientos recientes por denuncias de sobreprecios en sus licitaciones y gastos millonarios con sus tarjetas corporativas en productos y servicios no vinculados con la industria nuclear. Además, los gremios del sector vienen denunciando la perdida de poder adquisitivo de los salarios, el intento de privatización y la puesta en marcha de mecanismos de disciplinamiento, control y censura hacia los trabajadores.
La nueva unidad de negocios
La nueva unidad estará enfocada en generar rentabilidad a partir de la comercialización de servicios al extranjero. «NASA hasta ahora tenía una actitud conservadora, de no hacer inteligencia en el mercado en búsqueda de generadoras que podrían ser clientes de los servicios que desarrollamos dentro de casa«, explicó una fuente dentro de la empresa al tanto del cambio.
Nucleoeléctrica opera las centrales Atucha I y II y la central de Embalse. La nueva unidad seguirá prestando servicios a esas centrales. «La prioridad la seguirán teniendo las centrales nucleares de NASA. Lo que se busca es vender servicios en los momentos de menor actividad, cuando no hay paradas programadas», agregó la fuente. Como ejemplo, señaló que la empresa envió personal el año pasado a trabajar en una central en Corea del Sur.
Con la desregulación del mercado eléctrico, el gobierno habilitó a Nucleoeléctrica por primera vez a poder disponer de las ganancias que eventualmente obtenga por el negocio de generación eléctrica. A través del decreto 450/25 fue modificado el artículo 37 de la ley 24.065 del Régimen de la Energía Eléctrica, que impedía a las empresas estatales disponer de sus utilidades y repartir dividendos.
La modificación de la ley 24.065 fue el primer paso en el proceso de privatización parcial de la compañía. El gobierno dio un segundo paso con la publicación del decreto 695/25, que establece el marco para la privatización del 44% del paquete accionario de NASA y la cesión de un 5% a los gremios (el Estado nacional seguirá reteniendo el 51% y el control de la compañía). La creación de la nueva unidad de negocio supone otro paso en esa dirección.
La experiencia de Nucleoeléctrica exportando servicios para centrales nucleares
NASA tiene un sello distintivo entre las compañías generadoras que operan centrales nucleares en el mundo, que son sus capacidades de ingeniería, construcción, puesta en marcha y operación de reactores. Se tratan de capacidades que desarrolló y robusteció al asumir el project management de la finalización de Atucha II en 2014 y la extensión de vida de Embalse concluida en 2019. La empresa también finalizará en 2027 la extensión de vida de Atucha I.
«Cuando se decidió terminar Atucha II el diseñador del reactor ya no existía. NASA asumió el rol de terminarla y hoy conviven dentro de la empresa la figura del operador con la del constructor de centrales, es algo inusual en el sector», sintetizó otra fuente.
Producto de esa experiencia, se desarrollaron servicios e insumos in house que sirven tanto para centrales del tipo CANDU (uranio natural y agua pesada) como PWR (uranio enriquecido). Un ejemplo son los restrictores de flujo, un componente desarrollado por NASA para la extensión de Embalse, que luego ha fabricado y vendido a centrales CANDU en Canadá y cuyo valor económico asciende a US$200.000 por unidad.
La empresa ya ha brindado servicios a distintos países, entre los que se destacan China, Canadá, Brasil, Corea del Sur y España. Sin embargo, algunos de los servicios exportados no eran comerciales sino que eran en el marco de acuerdos para el intercambio de servicios. «Candu Energy hizo tareas en Embalse y Nucleoeléctrica las pago haciendo servicios a centrales en Canadá», explicaron a este medio.
El objetivo con la creación de la unidad de negocios es darle un perfil definitivamente comercial a la exportación de los servicios en un contexto internacional de gran actividad en construcción de centrales y extensiones de vida de reactores. La empresa está mirando más oportunidades en Brasil. También busca participar en las extensiones de vida de las unidades CANDU 1 y 2 en la central nuclear de Cernavoda en Rumania.
Pampa reabrió su bono internacional y completó una colocación por un total de US$950 millones con vencimiento al 2037.
Pampa Energía, el holding encabezado por el empresario Marcelo Mindlin, concretó la reapertura de su bono internacional con vencimiento en 2037, lo que le permitió un financiamiento adicional por US$500 millones destinados para cubrir el plan de inversiones de la compañía.
El bono había sido originalmente emitido en noviembre de 2025, en aquel entonces logrpo la colocación de US$450 millones. Pero en esta oportunidad, la transacción permitió alcanzar el menor spread de financiamiento en la historia de la compañía y elevar el monto total del bono a US$950 millones.
Luego de recibir ofertas por más de US$1.000 millones, la empresa reabrió su bono a 12 años, con cupón de 7,75%, y a una tasa de descuento de 7,60%. En el mercado se analizaba esta nueva colocación como la ratificación del interés que sostienen los activos del sector energético, los que vienen logrando un nivel histórico de colocaciones.
La compañía destacó tras la emisión que «el resultado refleja el fuerte posicionamiento crediticio de la compañía, permitiendo no solo comprimir la tasa respecto de la emisión de noviembre y alcanzar el menor spread en su historia (315 bps), sino también extender el perfil de vencimientos hasta 2037″, consolidando una estructura de deuda aún más cómoda.
Los proyectos de Pampa por US$10.000 millones
Pampa avanzó en los últimos dos meses con tres megaproyectos bajo el amparo del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión declarada de US$4.500 millones. La estrategia de la compañía se enfoca, en primer lugar, en el desarrollo masivo de Rincón de Aranda, su bloque estrella de shale oil en Vaca Muerta, orientado a potenciar la extracción y exportación de crudo.
En segundo término, el grupo consolida su infraestructura logística mediante el millonario proyecto de ampliación y construcción del sistema de separación de líquidos del gas natural (NGLs) a través de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Se trata de una obra valuada en unos US$3.000 millones para asegurar la evacuación y el tratamiento del gas natural proveniente de la cuenca neuquina.
Por último, la apuesta industrial se completa con el diseño y puesta en marcha de una nueva planta de producción de urea, por otros US$2.400 millones. El proyecto a desarrollarse en el polo petroquímico de Bahía Blanca es una iniciativa que busca sustituir importaciones, agregar valor al gas en origen y abastecer de manera al mercado de fertilizantes de la Argentina y la región.
Las distribuidoras de gas terminaron comprando en conjunto el volumen equivalente a un cargamento de GNL.
El gobierno promovió este miércoles una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (Megsa), la plataforma que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que marcaron un cambio sustancial en la forma de contractualizar el gas natural necesario para cubrir el pico de consumo que se registra durante el invierno. En esas compulsas terminó colocando los nueve cargamentos que había licitado el lunes y que se había comprometido a adquirir solo si antes conseguía compradores en el mercado local.
En el trasfondo de las subastas realizadas ayer convivían múltiples interrogantes. El principal era si las grandes industrias consumidoras de gas natural estarían dispuestas a pagar el costo del gas natural licuado (GNL), un combustible cuyo precio puede llegar a multiplicar por cinco el valor promedio del gas incluido actualmente en las tarifas residenciales, tal como publicó EconoJournal el domingo.
Desde esa óptica, la pregunta incluso dejaba abierta la posibilidad de que faltara gas físico durante los meses de frío, dado que el gobierno estaba dispuesto a no importar cargamentos adicionales de GNL si no existían actores privados dispuestos a tomar —en el mercado secundario de Megsa— esos volúmenes adquiridos por la estatal Enarsa.
Los resultados de las compulsas realizadas ayer disiparon ese interrogante y aseguraron que, al menos durante junio —período alcanzado por estas subastas—, no faltará fluido en el mercado local. Sí permanece abierta la incertidumbre en torno a cuál será el precio final que las industrias deberán pagar para acceder al gas importado en caso de que durante el mes próximo se registren bajas temperaturas y sea necesario recurrir masivamente al GNL.
A favor
Las tres subastas realizadas en Megsa dejaron una participación activa de empresas privadas de distintos segmentos del mercado.
Las grandes industrias, tales como refinerías –entre ellas YPF–, siderúrgicas, aceiteras y petroquímicas, cerealeras y cementeras, adquirieron en conjunto unos 12 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas para junio.
También hubo una participación muy activa de empresas generadoras de electricidad que, a partir de la reforma del mercado eléctrico impulsada por el gobierno, por primera vez pueden comprar gas por cuenta propia para abastecer sus centrales térmicas. En ese segmento sobresalió particularmente la presencia de Pampa Energía, que buscó asegurar suministro para centrales como Genelba y Ensenada Barragán, y en menor medida YPF Luz y Central Puerto.
Entre grandes industrias y generadoras adquirieron el equivalente a poco más de tres cargamentosde GNL.
Las distribuidoras de gas, sobre cuya participación también existían dudas porque el Estado todavía no había definido el pass-through tarifario del costo incremental del GNL, terminaron comprando en conjunto el volumen equivalente a un cargamento de GNL en la primera subasta realizada por Megsa.
Como adelantó EconoJournal, el gobierno acordó que el Tesoro financiará a las gasíferas durante seis meses el diferencial de precio asociado al mayor costo del GNL importado que consuman los hogares durante los meses de frío.
Desde esa óptica, la iniciativa del Ejecutivo de subastar el GNL importado por Enarsa en un contexto internacional signado por precios mucho más altos producto de la guerra en Medio Oriente terminó siendo exitosa, porque logró que una propuesta inédita —que privados compren por anticipado el gas por barco importado por la estatal— se convirtiera en una licitación competitiva con buena participación de los privados y fuentes cercanas al gobierno lo leyeron como un paso más hacia la normalización del mercado privado de gas natural.
Por su parte, Trafigura sorprendió al terminar adquiriendo el equivalente a los cinco cargamentos restantes.
En total, las subastas terminaron colocando nueve cargamentos de GNL para junio, con una fuerte participación privada.
La extraña matemática de Enarsa
La licitación dejó algunos elementos que sorprendieron dentro del mercado gasífero. El más llamativo fue la prima o tarifa que definió Enarsa, la empresa estatal que conduce Tristán Socas, un funcionario que responde políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, que deberán pagar las industrias, generadoras y comercializadoras por regasificar el GNL importado en la terminal de Escobar.
Enarsa fijó ese ítem en 5,16 dólares por millón de BTU. Ese valor incluye tanto los costos de regasificación y logística de la planta regasificadora de Escobar —que es propiedad en partes iguales de Enarsa e YPF— como también el fee o el premio cobrado por los proveedores internacionales de GNL sobre el precio del TTF —la referencia del GNL en el mercado de Rotterdam— para abastecer los nueve cargamentos licitados por Enarsa para junio, compulsa de la que el lunes participaron solamente tres empresas proveedoras: BP, Vitol y Trafigura.
Lo extraño del caso —y lo que incluso generó malestar hacia adentro del área energética del Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo— es que hace menos de tres semanas Enarsa había firmado un informe técnico enviado a la Secretaría de Energía donde sostenía que el costo de regasificación, logística y fee de provisión de GNL para mayo se ubicaba en torno a los 3,50 dólares por millón de BTU.
Ese informe técnico elaborado por el departamento de importación de gas natural de Enarsa —que en los últimos meses sufrió la salida de Jorge O’Donnell, histórico referente técnico del área— fue uno de los principales elementos que utilizó el gobierno para descartar la propuesta presentada por la española Naturgy para funcionar como agregador comercial de la importación y reventa de GNL durante el invierno.
Puesto en blanco sobre negro: una vez que Enarsa le informó por escrito a Economía que el costo de esa operatoria era de 3,50 dólares por millón de BTU, resultaba prácticamente imposible adjudicarle el proceso a Naturgy, cuya oferta era un dólar más cara (4,51 US$/MMBTU).
Lo sorprendente es que apenas 20 días después la misma Enarsa redefinió ese mismo costo en 5,16 dólares por millón de BTU. Es decir, un valor casi 15% superior al que había ofertado Naturgy para hacerse cargo integralmente de la gestión de importación y recomercialización de los cargamentos durante el invierno.
Para peor, según pudo reconstruir EconoJournal, funcionarios del Ministerio de Economía se enteraron de la prima definida por Enarsa apenas minutos antes de que la estatal le comunicara oficialmente a Megsa el precio que sería utilizado en la subasta, sin una coordinación previa consistente con la Secretaría de Energía.
No es la primera vez que Socas enfrenta problemas de interlocución interna con el Ministerio de Economía, donde si bien existe una valoración positiva sobre su capacidad profesional y descartan mala intención en su accionar, admiten que su dinámica excesivamente individual, cautelosa por demás y poco sistémica atenta contra la gestión del gobierno en materia de energía.
“Enarsa definió el costo de regasificación en 5,16 dólares porque es el número promedio que surge de las primas que recibió de los proveedores de los 9 cargamentos de GNL para junio. El problema es que no informó debidamente a la Secretaría de Energía y expuso una falta de coordinación porque hace 20 días hacía informado por escrito que el costo de regasificación era de 3,50 dólares. Su manejo no fue bueno”, indicó una fuente con acceso a los detalles de las subastas que llevó adelante ayer Megsa. EconoJournal intentó comunicarse con Socas, pero desde Enarsa declinaron realizar comentarios.
La jugada que sorprendió al mercado
El segundo dato relevante que dejó la jornada de ayer fue la sorprendente estrategia desplegada por Trafigura, uno de los mayores traders de commodities del planeta, que en la Argentina opera la marca Puma y que además cuenta con un management local considerado dentro del mercado como particularmente ágil y sofisticado en la toma de decisiones.
Trafigura, que desde hace un par de años actúa también como una comercializadora de gas natural (el año pasado empezó a importar gas de Bolivia en invierno para abastecer a generadoras del norte del país) y quiere crecer en ese segmento, presentó ofertas en la tercera subasta de Megsa para quedarse con los cinco cargamentos remanentes de GNL que quedaron disponibles luego de que distribuidoras, industrias y generadoras adquirieran los volúmenes correspondientes a las primeras rondas de la subasta.
Ni las distribuidoras ni los productores de gas habían anticipado una jugada tan agresiva por parte de Trafigura. Tampoco lo esperaban dentro del área energética del gobierno, donde daban por descontado que Cammesa terminaría comprando parte de esos cargamentos, dado que para el sistema eléctrico argentino resulta más conveniente generar electricidad con GNL antes que recurrir masivamente al gasoil importado.
La consecuencia inmediata de esa jugada es que ahora Trafigura funcionará como una especie de agregador comercial durante junio, que era precisamente el objetivo inicial que perseguía el gobierno cuando impulsó la licitación para contratar un privado que se hiciera cargo de importar y comercializar el GNL durante el invierno, proceso que finalmente no terminó adjudicándose a Naturgy.
Trafigura tendrá ahora la posibilidad de comercializar GNL con generadores que estén dispuestos a despachar su propio combustible para intentar capturar un margen mayor dentro de un esquema de precios que a partir de este año es más abierto que en el pasado.
Si bien el mercado eléctrico argentino todavía no funciona plenamente bajo un esquema marginalista —porque el gobierno definió un precio tope para la energía comercializada—, el nuevo diseño regulatorio que entró en vigencia en noviembre del año pasado sí empieza a habilitar que los privados puedan buscar márgenes adicionales a partir de decisiones comerciales propias.
Si, en cambio, ningún generador decide finalmente optar por comprar ese GNL, será Cammesa la que termine adquiriendo ese gas importado para despachar centrales operadas por empresas que no quieran asumir por su cuenta la compra del combustible.
Si junio registra temperaturas templadas, es probable que tanto las generadoras como la propia Cammesa no demanden grandes volúmenes de GNL o si lo hacen el precio del gas termine arbitrando contra opciones más económicas para el sistema como la importación de electricidad desde Brasil —se pueden importar hasta 2.000 MW—. En ese caso, las usinas podrán comprar también gas doméstico a precios de 3,50 dólares por millón de BTU surgidos de los contratos del Plan Gas o precios más caros —pero inferiores al GNL— comprados en el mercado spot.
En ese escenario, el riesgo para Trafigura será encontrar demandas de grandes usuarios industriales para colocar el GNL que le compró a Enarsa o eventualmente redireccionar esos volúmenes hacia otros mercados regionales.
Por el contrario, si junio termina siendo más frío de lo previsto y aumenta significativamente la demanda residencial, tanto las generadoras como Cammesa deberán recurrir a mayores volúmenes de GNL importado. Y en ese caso, el precio de ese combustible terminará arbitrando contra el costo del gasoil importado —más caro que el GNL importado— que utiliza el parque termoeléctrico cuando ya no queda gas natural disponible para generación.
Más allá de estas dinámicas novedosas que implica una mayor apertura del mercado entre privados, dentro del gobierno interpretan que el proceso es parte de una transformación de fondo orientada a reconstruir un esquema energético que durante los últimos 25 años estuvo, con distintos matices, fuertemente administrado por el Estado.
Ese proceso de transición, después de tantos años de intervención, inevitablemente genera tensiones, idas y vueltas, costos de empalmes regulatorios y nuevas dinámicas competitivas entre actores privados hasta ahora prácticamente desconocidas dentro del mercado energético argentino.
El gobernador Martín Llaryora, en el stand del Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba, en la Expo Internacional San Juan Minera.
El Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba desembarcó en la Expo Internacional San Juan Minera con una participación récord: nueve empresas expositoras, once sponsors y un stand institucional propio, en una señal del crecimiento del ecosistema industrial cordobés y de su apuesta por integrarse cada vez más a la cadena de valor minera nacional.
La presencia cordobesa estuvo acompañada además por la visita del gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, quien recorrió la isla de stands del Clúster durante la exposición y reforzó el posicionamiento de la provincia como un actor dispuesto a acompañar el desarrollo de la industria minera argentina. Durante su participación en San Juan, el mandatario destacó que Córdoba “apuesta al desarrollo de la industria minera” y remarcó la necesidad de construir una agenda federal que permita transformar los recursos naturales en empleo, desarrollo industrial e innovación tecnológica.
Socio estratégico de la minería
Desde el Clúster sostienen que la minería representa “una oportunidad histórica para la Argentina”, especialmente en un contexto global marcado por la creciente demanda de minerales críticos vinculados a la transición energética, como el cobre. El perfil de las empresas que integran el clúster combina una fuerte base industrial y metalmecánica con capacidades de ingeniería aplicada, automatización, montaje, logística, servicios especializados y desarrollo tecnológico.
Según la propia entidad, se trata de una red de empresas industriales que brindan soluciones para toda la cadena de valor de minería, con oferta en equipamiento y componentes, sistemas hidráulicos, piping, piezas mecanizadas, tanques, software de gestión, servicios de campo, calibración, ensayos, tratamiento de residuos y desarrollos a medida junto al cliente. La entidad cordobesa considera que la provincia tiene capacidades concretas para aportar a los grandes proyectos mineros que se desarrollan en regiones como Cuyo y el NOA.
Experiencia cordobesa
La experiencia acumulada por Córdoba en sectores como el automotriz, aeronáutico, ferroviario, energético y agroindustrial le permite ofrecer soluciones industriales, metalmecánicas, logísticas y de ingeniería con altos estándares de calidad y adaptación técnica. “Los grandes proyectos mineros van a requerir más proveedores calificados, mayor capacidad productiva y cadenas de valor más profundas”, remarcaron desde el Clúster, al advertir que la demanda futura del sector podría superar ampliamente la oferta actual de proveedores.
Además, desde la entidad remarcan una lógica de trabajo basada en la articulación y la cooperación industrial. “Las empresas pueden competir en mercados, pero también cooperar para abrir oportunidades, mejorar estándares, generar escala, compartir aprendizajes y construir una oferta más robusta”, señalaron, como parte de una visión orientada a fortalecer capacidades colectivas y potenciar el desarrollo de proveedores argentinos.
Cooperación entre provincias para apuntalar el desarrollo minero
Uno de los ejes centrales planteados por la institución fue la necesidad de avanzar hacia un esquema de cooperación entre provincias, evitando que las políticas de compre local se conviertan en barreras internas que limiten la capacidad argentina de responder a proyectos de escala global.
Desde Córdoba aseguran que la intención no es competir con las provincias mineras, sino complementar capacidades y construir una red industrial más robusta y federal. La magnitud de las inversiones proyectadas en Argentina refuerza esa visión. Proyectos como Josemaría, Filo del Sol, Los Azules, El Pachón, Altar y Mara representan inversiones multimillonarias que demandarán una red de proveedores mucho más amplia y sofisticada.
Con este escenario como telón de fondo, Córdoba busca consolidarse como un polo industrial complementario para el desarrollo minero argentino, apostando a la articulación entre empresas, universidades, centros tecnológicos y gobiernos provinciales para ampliar capacidades y generar soluciones integrales para una industria que promete cambiar la escala productiva del país.
A partir de este jueves, YPF aplica un aumento del 1% en el precio de sus combustibles, una medida que surge tras un análisis de las condiciones de mercado y el comportamiento de la oferta y la demanda, explicó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín. A pesar del ajuste en los surtidores, el precio del gasoil premium, que en la Argentina aún no logró pleno abastecimiento, se mantiene por detrás del import parity y complica en particular a las refinadoras no integradas.
El incremento se da en un contexto global de alta volatilidad energética, marcado por la persistencia del conflicto en Oriente Medio, lo que presiona al alza la cotización internacional del crudo Brent. Sin embargo, los precios de los combustibles en el país se mantienen a tono con la región, por ejemplo, por detrás de Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta con un 39% y 24%, respectivamente.
A pesar del ajuste, el precio del gasoil premium se mantiene por detrás de la paridad de importación, un escenario que afecta directamente el abastecimiento para sectores clave como el agro. Actualmente, el gasoil importado que consume el campo arrastra un atraso promedio de 27 centavos de dólar por litro, lo que implica que las empresas que importan para abastecer a ese segmento pierden unos 350 pesos por litro.
Esta brecha complica especialmente la ecuación de las refinadoras no integradas, como Raízen (Shell) y Trafigura (Puma), mientras que las integradas como YPF y Axion logran compensar la situación operando con un precio de crudo calculado en torno a los 90 dólares.
En ese mismo contexto, YPF se encuentra monitoreando día a día cómo responde la demanda, con el objetivo de evitar una caída en el consumo de gasoil. La cautela responde a que el excedente de este combustible no es de fácil exportación para la petrolera. Debido a que su gasoil posee una mayor proporción de partes por millón de azufre y suele sufrir descuentos en su precio de venta en los mercados internacionales, obliga a priorizar el sostenimiento del volumen de ventas en el mercado interno.
Una medida para sostener el consumo
Para mitigar el impacto directo en el bolsillo de los consumidores, la petrolera decidió extender por 45 días el mecanismo de amortiguación del impacto del crudo en el combustible local. Marín dijo que «el objetivo es continuar aplicando el sistema de ‘buffer de precios’ por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor” ante la inestabilidad externa.
La estrategia busca que las variaciones abruptas del mercado internacional no lleguen de forma inmediata a las estaciones de servicio. En ese sentido, la conducción de la empresa ratificó que “desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent)”, manteniendo estables el resto de los componentes que integran el precio final al público.
Este sistema contempla además una ingeniería financiera para garantizar la sostenibilidad de la petrolera de bandera. Marín detalló que se estableció una cuenta compensadora para que, una vez finalizado el periodo estipulado y concluido el conflicto bélico, la firma pueda “mantener constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido” generado por esta política de contención de precios.
Finalmente, la empresa continuará profundizando el uso de tecnología para la segmentación de sus valores de venta. Marín dijo que la petrolera aplicará su “sistema de micropricing que permite maximizar rentabilidades en función de la oferta y demanda, estableciendo precios diferenciales por franjas horarias, corredores y zonas geográficas”, en toda la Argentina.
YPF continúa el esquema de buffer
Tras la aplicación del ajuste, los nuevos valores promedio en las estaciones de servicio de YPF en la Ciudad de Buenos Aires pasan a ser de $2.037 para la nafta Súper y $2.242 para la variante premium Infinia. En cuanto a la línea de gasoil, el Diesel 500 se ubica ahora en $2.106, mientras que el producto de mayor calidad, Infinia Diesel, alcanza los $2.316 por litro.
Durante la reciente call con inversores tras la presentación de resultados, el presidente y CEO de YPF explicó que la volatilidad en el mercado externo obligó a un cambio de táctica a fines del primer trimestre. Marín señaló que, debido al fuerte aumento en los precios internacionales por el conflicto en Oriente Medio, «en marzo se pudo trasladar el incremento al surtidor, pero en la última semana de marzo, la demanda comenzó a mostrar signos de contracción por primera vez en un tiempo, particularmente en naftas”.
Ante este escenario de retracción del consumo, la compañía optó por una estrategia de contención temporal para no profundizar la caída de las ventas. El directivo precisó que “se decidió posponer temporalmente la repercusión de los aumentos de precios internacionales a los clientes durante 45 días”, funcionando este mecanismo como un amortiguador que permitirá reducir la brecha con los precios de importación mediante una compensación posterior en el valor de los combustibles.
En un mensaje explicito hacia el mercado financiero sobre la autonomía de la petrolera, Marín enfatizó que «esta decisión se tomó de forma proactiva, por iniciativa propia, tras analizar la oferta y la demanda a través de nuestro centro de inteligencia comercial en tiempo real, sin ninguna interferencia gubernamental, y posteriormente fue adoptada por todos los principales operadores del sector«.
Naturgy Argentina llevó a cabo el encuentro de presentación de resultados de la edición 2025 de su programa “Emprendedores Sociales”
En un evento que combinó compromiso social y visión de largo plazo, Naturgy Argentina llevó a cabo el encuentro de presentación de resultados de la edición 2025 de su programa “Emprendedores Sociales”. La jornada tuvo lugar en la Embajada de España en Argentina.
El encuentro contó con la presencia del Embajador de España, Joaquín María de Aristegui Laborde, autoridades de Naturgy Argentina e invitados especiales entre los que se destacan representantes de CEADS (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible), GDFE (Grupo de Fundaciones y Empresas), METROGAS, entre otros.
Programa de Emprendedores Sociales
Durante la apertura, Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, destacó: “Desde 2011, Emprendedores Sociales es un vehículo para vincularnos con las comunidades. Para nosotros, acompañar estos proyectos significa ayudar a transformar buenas ideas en soluciones reales y reafirmar que la energía del futuro debe ser humana, cercana y responsable”.
Además, subrayó el alcance federal del programa: “Detrás de cada proyecto hay personas comprometidas e historias de transformación. Este encuentro nos permite escuchar en primera persona a los protagonistas y conocer el impacto real generado en el territorio”.
Una de las características distintivas de esta iniciativa es que las propuestas son presentadas por los propios colaboradores de Naturgy y luego un jurado experto determina las organizaciones ganadoras. En la edición 2025, se recibieron 35 proyectos provenientes de las regiones de BAN, NOA y San Juan, cubriendo ejes fundamentales como el cuidado del medioambiente, la eficiencia energética, la inclusión sociolaboral, la educación y la salud.
Proyectos destacados en el encuentro
Durante el evento, se conocieron los testimonios y avances de alguna de las organizaciones beneficiadas por Emprendedores Sociales.
Fundación Germinare: Oportunidades educativas en sectores vulnerables.
Vivienda Digna: Proyecto “Suelo Firme” de construcción participativa en Derqui.
Fundación Bomberos: Campaña “Ecoguardianes” para la prevención de incendios forestales.
Fundación Reciduca: Capacitación ambiental y reciclaje en escuelas.
Fundación Todavía es Tiempo: Fortalecimiento del taller de cerámica en Paso del Rey.
Asociación Civil Despuntado: Inclusión laboral de adultos con discapacidad intelectual como preceptores de arte.
PANAACEA: Herramientas para familias y cuidadores de niños con autismo.
Con este encuentro, Naturgy reafirma su estrategia de Sostenibilidad a nivel local, celebrando 15 años de una iniciativa que pone en valor el compromiso social de las organizaciones sociales que impactan positivamente en sus comunidades.
Socotherm, una compañía de capitales argentinos especializada en tecnologías de revestimiento para tuberías de acero, anunció la reapertura de su planta industrial en Venezuela, destinada a la producción de productos para la industria petrolera. La instalación retoma su actividad luego de ocho años sin operaciones y vuelve a abastecer proyectos vinculados a los yacimientos de la Faja del Orinoco.
La planta fue puesta en marcha originalmente en 1997, cuando Socotherm, junto con su socio local Atlántida, constituyó Atlántida Socotherm con el objetivo de brindar soporte a los desarrollos de crudo pesado de la cuenca del Orinoco, una de las mayores reservas de petróleo del mundo.
Este reinicio de actividades es parte de un escenario de incipiente apertura económica tras el fin del ciclo de Nicolás Maduro, marcado por el levantamiento de las sanciones internacionales y la implementación de una nueva Ley de Hidrocarburos que incentiva la participación privada. En el mercado venezolano, la reconstrucción de la infraestructura energética se convirtió en la prioridad para el nuevo gobierno de transición.
Socotherm fue constituida en 1989 por una sociedad entre el holding italiano Soave, y Revestimientos Industriales del Litoral (RIL), integrada por un grupo de empresarios locales, entre los que se encontraba Gian Franco Andreani, quien en el 2005 vendió sus acciones y salió de la compañía al holding canadiense Shawcor. En 2023, el ejecutivo argentino volvió a quedarse con la filial local a través de Patagonia Shale Services (PSS), una firma de la que participa junto al empresario Guillermo Noriega.
Atlántida Socotherm, a lo largo de su trayectoria, participó en numerosos proyectos energéticos de relevancia en Venezuela, trabajando para compañías y consorcios como Mobil/PDVSA, Conoco/PDVSA, TotalFina/PDVSA, Lasmo, Phillips Petroleum, Inelectra-Parsons, Pérez Companc y Repsol-YPF, entre otros.
Las obras de Socotherm en Venezuela
Entre las obras de mayor envergadura se destaca el proyecto Proyecto Venezolano de Petróleo Extra Pesado (VEHOP) de Petrozuata, desarrollado por el consorcio PDVSA-Conoco. En ese caso, se aplicaron revestimientos sobre 200 kilómetros de tubería de 20 pulgadas con sistema epoxi-polietileno tricapa, y sobre 175 kilómetros de tubería de 36 pulgadas con sistema epoxi-polipropileno tricapa. También participó del revestimiento con concreto del gasoducto submarino que conecta el continente con Isla Margarita.
En 2018, el contexto político y económico venezolano derivó en la paralización de la actividad industrial y el cierre de la planta. Dos semanas atrás, las instalaciones reiniciaron formalmente su producción para fabricar nuevamente revestimientos de alta prestación destinados a distintos desarrollos petroleros de la región.
Andreani, presidente de Socotherm, expresó que “la reapertura de la planta en Venezuela representa una gran satisfacción para toda la compañía. El personal de Atlántida Socotherm durante estos años preservó las instalaciones y mantuvo los equipos en condiciones para hacer posible este nuevo comienzo.”
La sociedad argentina está especializada en el desarrollo y aplicación de tecnologías de revestimiento para tuberías de acero destinadas al transporte de petróleo, gas, agua y otros fluidos industriales. La empresa brinda soluciones orientadas a la protección anticorrosiva, el aislamiento térmico y la optimización operativa de ductos utilizados en proyectos onshore y offshore.
La compañía cuenta con un sistema integrado de gestión certificado bajo normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001, otorgadas por DNV, que respaldan los procesos en materia de calidad, cuidado ambiental y seguridad ocupacional. En Argentina, opera plantas industriales en Escobar (Buenos Aires), Nueva Galia (San Luis) y Neuquén, desde donde acompaña los principales desarrollos energéticos del país y la región.
«La disponibilidad actual de gas de Vaca Muerta en los principales mercados regionales, se encuentra sensiblemente limitada por la insuficiente infraestructura de transporte», dice OLACDE.
La integración gasífera regional requiere de un gas natural argentino que pueda ir de Vaca Muerta a los principales centros de consumo en Brasil a un precio competitivo, independientemente de las rutas por gasoducto que sean utilizadas.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) evaluó las distintas variables que inciden en la competitividad del gas argentino como parte del Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del MERCOSUR y Chile, una iniciativa financiada por la CAF (Banco de desarrollo de América Latina y el Caribe), la única entidad multilateral que sigue financiando proyectos de gas natural.
El objetivo del proyecto es desarrollar un enfoque actualizado de la integración que brinde una base sólida para la toma de decisiones y la adecuación regulatoria. OLACDE realizará entre el 27 y 28 de mayo un taller en Río de Janeiro para presentar la evaluación de los distintos proyectos de integración gasífera regional y que podrían ser elegibles para recibir financiamiento de la CAF.
Gas natural de Vaca Muerta a Brasil a precio competitivo
El proyecto pone en foco la importancia de llegar al Brasil con un gas argentino a precio competitivo para abastecer a una demanda principalmente industrial. Las principales oportunidades en el mercado brasileño están en Río Grande del Sur y en la región centro-oeste de San Pablo.
El modelo realizado por OLACDE proyecta una demanda regional potencial de 250 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para el 2030. En el caso del Brasil, la demanda actual es de 68 MMm3/d y la demanda proyectada al 2035 es de 101 MMm3/d. Por el lado de la oferta, la cuenca Neuquina será la protagonista, alcanzando un nivel de inyección en el sistema de transporte de entre 170 y 190 MMm3/día, a lo que se sumaría la producción de 130 MMm3/día para la exportación de GNL.
Sin embargo, la posibilidad de contractualizar volúmenes en firme y a largo plazo se ve dificultada por la naturaleza vólatil en la demanda brasileña de gas. Al menos 18 MMm3/d de la demanda incremental proyectada provendrían de la generación térmica, que en Brasil tiene un rol de respaldo en un sistema cuya base es primordialmente hidroeléctrica. En cambio, la demanda incremental más firme en el mercado brasileño puede provenir de los consumidores industriales.
OLACDE destaca que las oportunidades en Brasil están atadas a la competitividad del precio de colocación del gas en la frontera. «Las distancias y la sumatoria de rutas de transporte resulta en un precio de gas cuya competitividad en city gate de destino es muy ajustada. Esto en una condición del sistema de transporte que no permite exportaciones firmes», dice una presentación del organismo vista por EconoJournal.
Entre los factores que inciden en la competitividad del gas argentino se destacan las retenciones del 8% a las exportaciones. En el caso de la ruta a través de Bolivia, el peaje por tránsito que cobra la estatal YPFB es un factor también relevante. La petrolera estatal boliviana está aplicando una tarifa de US$1,90 pormillón de BTU (MMBTU).
Fuentes del mercado señalan que la demanda industrial brasileña pretende un precio en frontera de US$7 por MMBTU. La cuestión de fondo es si la demanda firme es lo suficientemente grande y los precios son acordes en función de las inversiones requeridas en la malla de transporte de la Argentina para poder exportar más volúmenes de Vaca Muerta al Brasil.
«La disponibilidad actual de gas de Vaca Muerta en los principales mercados regionales, se encuentra sensiblemente limitada por la insuficiente infraestructura de transporte», dice OLACDE.
También se necesitan obras de infraestructura importantes en los principales mercados regionales para viabilizar la disponibilidad de transporte firme. «(Brasil) para recibir gas argentino en Porto Alegre debe construir Uruguaiana-Porto Alegre y revertir y ampliar los flujos desde Porto Alegre a San Pablo», destaca el organismo.
Tango Energy proyecta una producción de 60.000 barriles diarios mediante sus nuevas concesiones en Río Negro.
A Pablo Iuliano la etapa que atraviesa TanGo Energy Argentina, la compañía que creó para desembarcar en Vaca Muerta con su propio proyecto, lo retrotrae al año 2013, cuando como líder de la recién creada gerencia de No Convencionales de YPF empezó a diseñar los primeros pozos para desarrollar Loma Campana, el bloque que poco tiempo después abriría definitivamente la era del shale oil en la Argentina.
Sus sensaciones hoy al frente TanGo Energy son similares y remiten a un momento gestacional de la empresa que dirige. Su objetivo es claro: intentar extender la frontera productiva de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca Neuquina en territorio rionegrino.
La compañía terminó de oficializar este martes la obtención de tres concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) en la provincia gobernada por Alberto Weretilneck, donde llevará adelante un proyecto piloto con el objetivo de producir shale oil en áreas donde todavía no existe producción no convencional de hidrocarburos. Se trata de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta, que en conjunto superan los 150.000 acres. En esos bloques, Tango Energy tendrá el 50% de los derechos de explotación, mientras que el 50% restante quedará en manos de Vista Energy.
La compañía obtuvo las concesiones de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque.
El plan inicial contempla la perforación de seis pozos durante la etapa piloto, con inversiones comprometidas por unos US$66 millones. El inicio de actividad está previsto para la primera mitad de 2027, pero el arranque de la perforación en Charco del Palenque podría adelantarse al segundo semestre de 2026. Ese campo es el que genera mayores expectativas dentro de la compañía. En paralelo, TanGo perforar dos pozos verticalizados en Entre Lomas y Jarilla Quemada a fin de obtener información geológica, geoquímica y petrofísica sobre el comportamiento de Vaca Muerta en esa zona de Río Negro. Luego, avanzará con la horizontalización de esos mismos pozos para testear la producción de shale oil.
El desembarco shale de Tango
Iuliano integra un grupo selecto de técnicos pioneros que desde YPF edificaron los primeros desarrollos en Vaca Muerta. Son una especie de arquitectos del play no convencional que en los últimos 15 años —Iuliano llegó a ser CEO de YPF en 2022 y antes ocupó lugares de conducción en Tecpetrol— aterrizaron cientos de pozos horizontales en Neuquén.
Iuliano integra el selecto grupo de ejecutivos pioneros en el desarrollo de Vaca Muerta.
El proyecto marca el debut formal de Tango Energy en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. La compañía —que tomó el control de parte de los activos de Aconcagua Energía luego del default financiero que atravesó la firma— busca consolidarse como un nuevo jugador independiente dentro del shale argentino.
El objetivo de mediano plazo es ambicioso: la empresa proyecta alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios dentro de los próximos cinco años.
“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, señaló Iuliano.
El ejecutivo agregó además que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente, que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.
El plan inicial contempla la perforación de seis pozos durante la etapa piloto, con inversiones comprometidas por unos US$66 millones.
El acuerdo con Vista
La aprobación provincial quedó formalizada a través del Decreto 509/26 de Río Negro e incluyó tanto la reconversión de las áreas a concesiones no convencionales como la cesión de activos desde Vista hacia Tango Energy Argentina.
El acto administrativo guarda relación con una serie de acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina que fueron informados oportunamente ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) entre 2023 y 2026.
A partir de ese esquema, Tango Energy Argentina quedará como único titular y operador de las concesiones convencionales y no convencionales, mientras que la producción shale proveniente de las tres áreas se distribuirá en partes iguales entre Tango Energy SAU y Vista Energy.
El proyeco final demandaría 1000 MW, el equivalente a la potencia de una turbina y media de la central hidroeléctrica de Itaipú.
Los gobiernos del Paraguay y Taiwán (República de China) rubricaron un acuerdo para avanzar en un proyecto de desarrollo de inteligencia artificial que sería gestionado a través de una entidad binacional bautizada «Yguazú Digital». La iniciativa, que en su fase más ambiciosa contempla una demanda de potencia eléctrica de 1000 MW, fue anunciada durante una visita del presidente SantiagoPeña a Taiwán que despertó una fuerte protesta diplomática de China.
El presidente paraguayo y su homólogo taiwanés, William Lai, firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para la creación de un “Centro Soberano de Computación de Inteligencia Artificial” en el país vecino. El proyecto operará bajo un modelo binacional similar al de Itaipú, a través de la entidad binacional autónoma Yguazú Digital.
Proyecto de inteligencia artificial entre Paraguay y Taiwán
El acuerdo contempla un plan estructurado en tres etapas, desde un proyecto piloto de centro de datos y hasta llegar a una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial con una potencia de computación que requerirá 1000 MW eléctricos. Toda la infraestructura digital del proyecto gozaría de inmunidades y privilegios diplomáticos.
En una primera fase se realizará un proyecto piloto que implicará la construcción de un centro de datos que demandará una potencia de 10 MW. Se utilizará un diseño modular para validar la viabilidad técnica, operativa y comercial, incluyendo la fiabilidad del suministro eléctrico.
Una vez finalizado el piloto para evaluar la factibilidad del escalado, las partes tienen la intención de proceder con el desarrollo y la ejecución de un acuerdo bilateral de inversión para establecer el marco legal que regirá el proyecto.
El acuerdo de inversión dará pie a las fases dos y tres: abrirán la puerta a inversores privados a través de vehículos de propósito especial (SPV), con la nueva entidad binacional desempeñando un papel facilitador y catalizador en el apoyo a los inversores.
La segunda fase contempla una expansión hasta aproximadamente 100 MW de potencia para establecer una infraestructura escalable que atienda la demanda regional, con potencial de expansión internacional.
La tercera fase plantea el desarrollo de un Centro de Datos ecológico a hiperescala de hasta 1000 MW de potencia demandada, posicionandose como una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial.
El memorando además indica la posibilidad de otorgar a la entidad binacional la condición de “Embajada de Datos Digitales”, por la cual, tanto la YD como el proyecto, podrán gozar de inmunidades y privilegios diplomáticos comparables a los concedidos a la Embajada de Taiwán en Paraguay. Esto incluye los edificios e instalaciones del centro de computación de IA soberano, los servidores, los sistemas de respaldo en la nube y los datos digitales almacenados en ellos, entre otros.
La protesta diplomática de China
La visita del presidente paraguayo a Taiwán desencadenó una severa respuesta diplomática por parte de la República Popular China. El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores, Guo Jiakun, calificó el viaje como una provocación y expresó una «condena de manera enérgica» hacia las acciones del Paraguay.
El vocero señaló que el establecimiento de relaciones diplomáticas con China es vital para los “intereses fundamentales y de largo plazo” de Paraguay y añadió que el gobierno de Peña está ignorando “la voluntad del pueblo”. También instó al gobierno paraguayo a “cambiar de rumbo cuanto antes” y situarse “del lado correcto de la historia”.
Peña visitó Taiwán entre el 7 y el 10 de mayo al frente de una delegación de más de cuarenta empresarios, en un viaje marcado por acuerdos en materia de tecnología avanzada, ciberseguridad e IA.
“Hoy Paraguay y Taiwán se unen con el liderazgo de Taiwán en la producción de semiconductores y nuestro potencial en generación de energía renovable y abundante”, expresó el mandatario en un comunicado, en el que dijo que se trata de un acuerdo entre “dos países hermanos”. Paraguay es el único país de Sudamérica y uno de los 12 del mundo que mantiene relaciones diplomáticas oficiales con Taiwán.
La compañía Registros Mineros Argentinos S.A. (ReMASA) busca posicionarse como un actor relevante en la transformación tecnológica de la industria energética
En un sector históricamente dominado por la ingeniería tradicional, la compañía Registros Mineros Argentinos S.A. (ReMASA) busca posicionarse como un actor relevante en la transformación tecnológica de la industria energética. Con casi dos décadas de experiencia, esta PyME argentina ha evolucionado desde el data management hacia un modelo integral que combina gestión de datos, inteligencia artificial, soluciones de TI y tecnologías aplicadas directamente a la producción.
Lejos de enfocarse en una única solución, ReMASA propone una visión integral: conectar la información, la tecnología y la operación para generar impacto real en los resultados del negocio. Esta capacidad se refleja en su porfolio de servicios, que abarca desde la gestión estratégica de datos hasta la optimización de la producción en campo.
Cadena de valor
En la actualidad, la compañía brinda soporte a operadores en toda la cadena de valor del upstream, con soluciones que incluyen la implementación de modelos de datos, automatización de procesos, analítica avanzada e integración de sistemas tecnológicos. A esto se suma su capacidad en inteligencia artificial, aplicada al análisis de grandes volúmenes de información en tiempo real y al desarrollo de modelos predictivos para la toma de decisiones operativas.
En este contexto, la innovación no se limita al mundo digital. Uno de los desarrollos más relevantes de la compañía surge a partir de su alianza estratégica con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP): la implementación del Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV®), una tecnología orientada a optimizar la producción en pozos de gas y petróleo.
Optimizar la producción
Se trata de un dispositivo mecánico que se instala en el fondo del pozo y actúa directamente sobre el comportamiento del flujo, reduciendo la caída de presión en la tubería y estabilizando las fluctuaciones generadas por la presencia de líquidos. El resultado es una mejora significativa en la eficiencia del sistema productivo y en la gestión de la energía del yacimiento.
En términos operativos, su impacto es concreto:
Incremento de la producción diaria
Reducción del consumo energético
Disminución de intervenciones operativas
Extensión de la vida útil del pozo
Esta tecnología ya fue implementada en Santa Cruz, en conjunto con la empresa CGC, obteniendo resultados destacados:
+40% en producción en los pozos
-15% en consumo energético
Reducción drástica de intervenciones, especialmente críticas en invierno patagónico
Menores costos operativos y mayor seguridad
«Buscamos generar valor para nuestros clientes a través de soluciones innovadoras que transformen la operación y potencien sus resultados», afirma María Isabel Pariani, gerente general de ReMASA.
La empresa destaca su enfoque multidisciplinario, ya que nuclea a profesionales de diversas áreas, incluyendo ciencia de datos, tecnología, geociencias e ingeniería, lo que le permite abordar los desafíos de la industria desde una perspectiva integral.
«Somos una compañía con personas de distintas nacionalidades y regiones del país, con talento en Mendoza, Mar del Plata, Neuquén, Comodoro y Buenos Aires», destaca Pariani.
La inversión en capital humano es otro pilar estratégico, como lo demuestra su programa interno de actualización tecnológica y su iniciativa de desarrollo de talento para nuevas generaciones.
Además, la compañía participa activamente en espacios de articulación con la industria, como el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), fortaleciendo su posicionamiento y capacidad de expansión regional.
En un contexto donde la eficiencia, la sostenibilidad y la digitalización marcan el rumbo del sector energético, ReMASA apuesta a estar a la vanguardia mediante la integración de tecnologías que impacten directamente en la operación. Desde la gestión inteligente de datos hasta la optimización de la producción en campo, la empresa demuestra que la innovación no es un concepto abstracto, sino una herramienta concreta para mejorar resultados.
Con la nueva etapa energética que se abre en Argentina, la compañía identifica oportunidades claras de crecimiento: «GAPP nos abre puertas técnicas y de compras. Estamos listos para aportar en Vaca Muerta y más allá», concluye Pariani.
Muchos analistas estiman un superávit energético de 30.000 millones en el próximo quinquenio
La Argentina sorprende cada mes con “récords” de producción de gas natural y petróleo. Al mismo tiempo las proyecciones moderadas prevén que se duplique la producción de gas y las optimistas apuntan a casi triplicarla. Muchos analistas estiman un superávit energético de 30.000 millones en el próximo quinquenio. ¿Por qué entonces el gas natural local no alcanza en invierno y debemos importar GNL entre mayo y septiembre?
La demanda residencial de gas tiene en Argentina un comportamiento de consumo “en punta”. Entre octubre y abril (primavera tardía / verano/otoño temprano) promedia 20 MMm3/día. En cambio, entre mayo y septiembre, triplica y a veces cuadruplica esa demanda, promediando los 60 MMm3 y llegando, algunas semanas, hasta 90 MMm3/día (Gráfico: SAESA con datos ENARGAS y SE).
La Argentina tiene un sistema de producción y transporte que entrega 120 MMm3/día promedio. En invierno se llega a 150 MMm3/día, pero aún así es insuficiente para cubrir los picos de consumo residencial más marcados.
Clientes prioritarios
Cuando no alcanza para todos, por ser el residencial un cliente “prioritario”, se “corta” a generación térmica, GNC, usuarios industriales, respetando un orden: primero interrumpibles, luego los firmes. Para compensar estos faltantes, se importó GNL desde 2008.
Estos faltantes de gas no fueron casuales. Se debieron al quiebre del Marco Regulatorio y contratos operado en Argentina desde 2002 y hasta 2024. Mientras las empresas que invertían en producir gas localmente se les reconocía una fracción del valor real del gas, a la importación se le pagaba precio pleno.
Cuando no alcanza para todos, por ser el residencial un cliente “prioritario”, se “corta” a generación térmica, GNC, usuarios industriales, respetando un orden: primero interrumpibles, luego los firmes.
Inversiones en Vaca Muerta
Gracias a las inversiones en Vaca Muerta y la ampliación del sistema de transporte de gas, la producción local creció y se redujeron las importaciones de GNL. Proyecciones serias prevén para los próximos años aún menor dependencia de importaciones de energía, fortaleciendo la balanza energética y la creación de valor agregado en el país.
Una muestra más de lo relevante de no tomar atajos simplistas. El futuro es excelente, siempre que conservemos un respeto irrestricto a contratos y marco regulatorio, para que el sector siga desarrollando la producción de gas, conquistando nuevos mercados y abasteciendo la demanda local en condiciones competitivas y eficientes.
Pacto Global Argentina te invita a participar del encuentro “Empresas Santafesinas por la Sostenibilidad”, que se realizará el próximo 14 de mayo, de 14 a 16:45 hs, en las oficinas de La Segunda (Juan Manuel de Rosas 957) en la ciudad de Rosario.
La actividad está dirigida a empresas interesadas en avanzar en la integración de la sostenibilidad en su estrategia de negocio, así como a aquellas que ya se encuentran trabajando la agenda ESG y buscan fortalecer sus prácticas mediante el intercambio con pares.
Encuentro de empresas santafesinas
En un contexto donde la sostenibilidad se consolida como un eje clave para la competitividad, el encuentro propone un espacio de diálogo para compartir experiencias, desafíos y oportunidades vinculadas a la gestión responsable, así como conocer herramientas concretas para avanzar en este camino.
La jornada incluirá una presentación sobre el rol de la sostenibilidad como motor de competitividad empresarial, a cargo de Flavio Fuertes, director ejecutivo de Pacto Global Argentina, y un panel con referentes de reconocidas empresas de la provincia que compartirán casos y aprendizajes desde la práctica: Gricel Di Bert por La Segunda, Bárbara Verino por Milicic y Natalia Diruscio por Banco Municipal de Rosario. Además, se presentarán las herramientas y programas de Pacto Global Argentina orientados a acompañar a las empresas en la definición de su estrategia de sostenibilidad y en el inicio y fortalecimiento de su gestión en esta materia.
La actividad cuenta con cupos limitados. Aquellos interesados en participar pueden inscribirse a través de este enlace.
El proyecto de TGS prevé la instalación de tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del gasoducto, ubicadas en La Pampa.
El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno (GPM) que presentó la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS). La iniciativa contempla una inversión de US$550 millones para ampliar la capacidad de transporte de gas no convencional de Vaca Muerta desde Neuquén hasta Buenos Aires en 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) incrementales. La obra permitirá aumentar alrededor de un 60% la capacidad de transporte del ducto.
La adhesión del proyecto de TGSse oficializó a través de la resolución 676 publicada este jueves en el Boletín Oficial. Esta semana también se aprobó la adhesión al esquema del proyecto de oro y plata Diablillos. En total, son 15 proyectos aprobadosde un total de 36 presentados.
Ampliación del Gasoducto Perito Moreno
El Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner) tiene una extensión de 563 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro. Hasta el momento, cuenta con dos plantas compresoras. Fue inaugurado en 2023 y conecta las localidades de Tratayén en Neuquén con Salliqueló en Buenos Aires. El proyecto de TGS permitirá elevar la capacidad de transporte actual del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló.
Según los planes de TGS, la ampliación del GPM estará terminada para el invierno de 2027. La obra, que ya está en ejecución, permitirá superar las restricciones en el transporte del fluido que tiene la cuenca Neuquina y reemplazar gas importado por la producción de Vaca Muerta. Se estima que permitirá un ahorro anual de divisas de alrededor de US$700 millones por la sustitución de importacionesdeGNL.
El proyecto de TGS fue la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional y fue declarada de interés público por el gobierno en noviembre de 2024. Luego, Energía Argentina (Enarsa) realizó una licitación para realizar la obra y la operación de la ampliación del gasoducto. En octubre del año pasado se adjudicó la licitación a TGS. Según la hoja de ruta de la transportadora, 12 MMm3/d tienen como destino el área del Gran Buenos Aires y los 2 MMm3/d restantes se orientan al polo de Bahía Blanca.
“La inversión marca un cambio de paradigma: después de más de 20 años, el sector privado vuelve a financiar, construir y vender capacidad de transporte de gas entre privados, sin intervención del Estado”, detalló en las redes sociales el Ministerio de Economía.
El proyecto de TGS
El proyecto de TGS prevé la instalación de tres nuevas plantascompresoras a lo largo de la traza del gasoducto, ubicadas en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi, todas ellas en la provincia de La Pampa. Además, comprende la instalación de un equipo compresor adicional en la planta existente en Tratayén (Neuquén), totalizando 90.000 HP de potencia.
TGS se encuentra desarrollando una obra de ampliación de capacidad adicional en su sistema transporte regulado, que consiste en la instalación de 20 km de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, sobre el cual se realizarán, además, adecuaciones para operarlo a mayor presión, según detalla la compañía. Esto permitirá que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer al Gran Buenos Aires y Norte del país.
La adhesión al RIGI
El proyecto adherido al RIGI consiste en la construcción, financiamiento y operación y mantenimiento (O&M) de la infraestructura de la ampliación del GPM. La fecha de adhesión al régimen es el 30 de abril de 2026 y el proyecto de TGS está enmarcado en el sector “Petróleo y Gas, subsector Transporte y Almacenamiento”.
La transportista de gas tendrá que acreditar haber invertido al menos un 40% como monto de inversión mínima al 31 de diciembre de 2026, según fija el artículo 2 y 3 de la resolución del Palacio de Hacienda.
En los hechos, TGS invertirá en el primer año US$ 393.617.489, según detalla la resolución del Ministerio de Economía, y en el segundo año sumará un desembolso de US$ 30.575.689. El plan de TGS estima 18 meses de obra entre el 1° de noviembre de 2025 y el 1° de abril de 2027, fecha estimada de inicio de operación de la ampliación del ducto.
Tal como estipula el RIGI, el proyecto de TGS tiene que cumplir con el compromiso de contratar proveedores locales, para la provisión de bienes y obras, en un porcentaje no menor al 20% de la totalidad del monto de inversión.
En los considerando de la resolución, el Ministerio de Economía aclara que “el BCRA concluyó que el impacto de la demanda de divisas informada por el Vehículos de Proyecto Único (VPU) no afecta la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales del Banco Central de la República Argentina, y que no considera que el proyecto pudiera afectar negativamente por sus efectos cambiarios los objetivos de desarrollo económico y estabilidad financiera”.
TGN (Transportadora de Gas del Norte) presentó su Reporte de Sustentabilidad 2025, el décimo octavo desde el inicio de este proceso, en un contexto de fuerte dinamismo del sector energético argentino impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y el fortalecimiento de las exportaciones de gas natural.
Durante 2025, TGN acompañó este escenario generando condiciones para el abastecimiento del mercado interno y la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. La compañía ejecutó obras intermedias de readecuación en cuatro plantas compresoras que permitieron invertir el flujo del Gasoducto Norte, mientras avanzan las obras de reversión definitiva a cargo del Estado Nacional. Con estas intervenciones, hasta noviembre pasado TGN transportó 3.870 millones de metros cúbicos (MMm³) de gas natural en sentido sur–norte.
Resultados de Sustentabilidad
En paralelo, la empresa sostuvo la disponibilidad y confiabilidad del sistema conforme a los estándares de la industria, priorizando la integridad de los gasoductos, el funcionamiento seguro de las plantas compresoras y el resguardo de las comunidades cercanas. El Programa de Gerenciamiento de Integridad abarcó inspecciones internas (sobre casi la totalidad del sistema), pruebas hidráulicas (63 km de cañerías), renovación de revestimientos de ductos y acciones de control de corrosión (sobre más de 300 equipos en funcionamiento).
La incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) en la operación y el desarrollo de proyectos permitió mejorar la eficiencia de los procesos, optimizar la calidad del servicio y consolidar la licencia social de la compañía. “Este reporte refleja cómo la gestión sustentable es parte integral de nuestra estrategia de negocio. En un año de alta exigencia operativa, trabajamos para asegurar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento del sector y sentar bases sólidas para una mayor integración energética regional”, señaló Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de TGN.
Ejes de desempeño 2025
Ambiente
En línea con su objetivo de alcanzar emisiones netas cero en las operaciones de transporte de gas natural para 2050, TGN profundizó la gestión de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) mediante el monitoreo sistemático de indicadores, la incorporación de tecnología y mejoras de proceso. Como resultado, en comparación con el año anterior, la empresa redujo un 25,4 % sus emisiones totales y un 26,5 % su huella de carbono operativa.
Asimismo, avanzó en iniciativas de captura y compensación de carbono, que incluyeron relevamientos forestales en plantas compresoras, el diseño de proyectos piloto de forestación y la evaluación de alternativas de uso de terrenos. En materia de recursos, el consumo total de agua se redujo un 21,8 %, con una disminución del 31,1 % en el uso de agua subterránea.
“La integración de criterios ESG en la gestión nos permite tomar mejores decisiones operativas, reducir impactos y fortalecer la sostenibilidad del negocio en el largo plazo”, afirmó Claudio Moreno, jefe de Responsabilidad Social Empresaria de TGN.
Social
La gestión de las personas se enfocó en atraer, desarrollar y retener talento, con incorporaciones en áreas operativas, y el fortalecimiento de programas de formación, pasantías e iniciativas educativas.
En seguridad y salud en el trabajo, se consolidó la cultura de prevención mediante comités, capacitaciones y programas dirigidos también a contratistas. El vínculo con las comunidades se sostuvo a través de programas educativos y de prevención que alcanzaron a más de 6.300 estudiantes y docentes en 13 provincias.
Gobernanza
En materia de ética y transparencia, se actualizaron políticas y procedimientos, se amplió la capacitación en el Programa de Integridad y se fortaleció la Línea Transparente TGN con nuevos canales y la gestión de un tercero independiente.
El Gobierno lanzará el miércoles una nueva licitación de GNL a través del MEGSA.
El Gobierno financiará a las distribuidoras de gas natural en invierno para que puedan costear las compras de Gas Natural Licuado (GNL) destinadas a cubrir el pico de la demanda residencial durante los meses de frío. En concreto, el Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, le informó a las empresas gasíferas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas entre las principales— que el Estado solventará el costo del GNL que los hogares consuman en el semestre mayo-octubre y las distribuidoras recién empezarán a pagar efectivamente por el fluido a partir de noviembre en seis cuotas mensuales hasta abril de 2027. Así lo indicaron a EconoJournal fuentes privadas.
La operatoria implica que el Tesoro financiará a lo largo de casi un año un monto que oscilará entre los 150 y los 200 millones de dólares para evitar tener que trasladar ahora —justo en la antesala del punto de mayor demanda de los usuarios domiciliarios— el costo del GNL a las tarifas de gas natural. Es una forma de morigerar el salto de las facturas residenciales del fluido, evitando que el costo del gas importado —que se encareció como resultado de la guerra en Medio Oriente— se traslade a las tarifas reguladas.
Para poner en blanco algunos números: el Precio Anual Único (PAU) del gas natural cargado en las facturas residenciales de gas es US$3,80 por millón de BTU, mientras que el costo del GNL importado —esta semana se definirá cuántos cargamentos importará Enarsa en junio para cubrir el aumento de la demanda residencial— puede trepar hasta los US$20 por el impacto del conflicto bélico en Irán.
Si la Secretaría de Energía ordenaba el traspaso de ese valor a las tarifas de gas, el aumento sería mayor, impactando también sobre la evolución de la inflación, que Economía quiere desacelerar en los próximos meses. Por eso, se optó por financiar con fondos públicos a las empresas —que no tienen caja ni el flujo de fondos necesario para afrontar el costo financiero que implica la importación de gas— y a los hogares para que puedan pagar en cuotas el costo del GNL recién cuando pase el invierno y las boletas de gas bajen por la caída del consumo. Es una manera también de aplanar las facturas para evitar saltos discretos a lo largo del año.
Cambio de modelo
La Secretaría de Energía transmitió en paralelo una señal de firmeza al sector industrial: las empresas que no adquieran GNL en las licitaciones de esta semana podrían enfrentar cortes físicos de suministro en junio. El sistema operativo requiere una previsión mínima de 45 días para la llegada de los buques metaneros, por lo que las decisiones tomadas en estos días definirán la disponibilidad real del recurso para los meses de mayor consumo.
El cambio de paradigma implica un retorno a las condiciones operativas de la Ley de Gas de la década del 90, donde el Estado deja de ser el único garante del gas para la industria. Mientras la demanda prioritaria -hogares y comercios- queda protegida por las proyecciones de las distribuidoras, el sector industrial debe procurarse su propio combustible en el mercado libre, asumiendo que los excedentes no cubiertos por el Plan Gas tendrán precios superiores de mercado spot.
Las distribuidoras están obligadas a presentar sus proyecciones de demanda y disponibilidad de gas de cuenca. Ante la insuficiencia de los volúmenes del Plan Gas para cubrir el pico invernal, el recurso al GNL se vuelve indispensable. No obstante, cualquier traslado a tarifa de estos sobrecostos deberá contar con la validación previa del Enargas para asegurar que los precios de compra no resulten abusivos.
La preocupación del Gobierno y de los actores del mercado es la logística y la capacidad de reacción del sistema ante las bajas temperaturas. La cantidad de barcos para junio se define bajo condiciones de estricta rigidez comercial; si la industria no participa activamente en las subastas, las distribuidoras tendrán la facultad -y la instrucción- de proceder al corte del suministro industrial para priorizar el consumo residencial en los momentos de mayor tensión del sistema.
Las subastas de GNL
Energía desistió hace 20 días de contratar un agregador comercial de GNL y decidió que Enarsa siga a cargo de la importación de gas en invierno tal como viene ocurriendo hace casi 20 años. La medida se tomó debido al escenario de precios elevados e inestables, tanto del crudo como del GNL, derivado de la guerra en Medio Oriente y se suma un cuadro económico doméstico complejo, marcado por la aceleración de la inflación.
Poco días después, la Secretaría impulsó una primera licitación a través del Megsa para la compra de GNL, un intento en el que industrias y distribuidoras no convalidaron los precios oficiales de subasta, que quintuplican los valores locales. Esos actores no estuvieron dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo, pero si tuvo eco en las generadoras eléctricas a las cuales les resultaba más económico que el costo de combustibles líquidos como el gasoil o fuel oil.
De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, luego de haber recibido este lunes las ofertas proveedores, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del MEGSA entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.
Es decir, la Secretaría de Energía sostiene que, a partir de este año, las grandes industrias que no confirmen esta semana los volúmenes de GNL que necesitarán para abastecerse durante los días de junio de bajas temperaturas se quedarán sin gas natural ‘físico’ cuando llegue el frío. Es un cambio radical que implica una pulseada con final abierto para que las industrias compren por adelantado el gas importado, cuyo costo es mucho más caro que el gas local.
La subasta del mismo 29 de abril dedicada a las distribuidoras de gas, no logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.
El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora estaba dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.
La central nuclear Atucha II reingresó a la red eléctrica nacional tras la finalización de la parada programa de mantenimiento. Mientras tanto, avanzan las obras de construcción del nuevo almacenamiento de combustibles gastados que permitirá la operación del reactor a largo plazo.
Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares, reactivó la central nuclear este martes. Se trata de la unidad generadora de electricidad más grande del país, con una potencia de 745 MW (brutos).
Finalizó la parada programa en Atucha II
Tareas de mantenimiento realizadas en la turbina de la central Atucha II.
El reactor salió de servicio el sábado 14 de marzo para una parada de nueve semanas. Las paradas programadas son instancias en el ciclo habitual de operación de una central nuclear para intervenir con profundidad sobre la instalación.
En estas instancias se concentran tareas que no pueden realizarse durante la operación a potencia, con el objetivo de reforzar las condiciones de seguridad y confiabilidad. La parada involucró el trabajo coordinado de alrededor de 1700 personas, que ejecutaron más de 5500 tareas sobre distintos sistemas y componentes de la planta.
Durante toda la parada, la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) mantiene su presencia en la planta a través de inspectores especializados, quienes supervisan la correcta ejecución de las tareas y verifican el cumplimiento de los requisitos establecidos en la Licencia de Operación.
Antes de esta parada, la ARN en enero había autorizado a Nucleoeléctrica a elevar la potencia en Atucha II al 100%. Hacía por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.
En lo que respecta al resto del parque nuclear argentino, la central de Embalse (656 MW) opera a plena potencia, mientras que Atucha I (362 MW) se encuentra en parada por el proyecto de extensión de vida. Atucha I está programada para volver entre agosto y septiembre de 2027.
Avanzan las obras en el almacenamiento de combustibles gastados
Concluyó la verticalización de la grúa pórtico en el proyecto ASECG II.
En paralelo, la empresa prosigue con el proyecto Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados para Atucha II (ASECG II), habiendo concluido la verticalización de la grúa pórtico, un componente central del futuro sistema.
El proyecto ASECG II es indispensable para garantizar la continuidad de operación de Atucha II luego del 2027. Durante su vida útil, las centrales almacenan los elementos combustibles gastados en piletas de decaimiento que tienen una capacidad limitada.
Por ello, el estándar internacional actual es el almacenamiento en seco. En Atucha II se estima que la capacidad de las piletas se alcanzará hacia diciembre de 2027, lo que refuerza la importancia de avanzar en tiempo y forma con este proyecto.
La grúa, construida por IMPSA, será utilizada para la manipulación de los elementos combustibles durante su traslado hacia los silos de almacenamiento.
Se trata de la segunda grúa de este tipo en el país y representa un avance significativo en el desarrollo del proyecto. Con una capacidad de carga de 80 toneladas y un peso total de 150 toneladas, es un equipo de gran porte diseñado para operar con altos niveles de precisión.
Cuenta con operación mediante radiocontrol y un sistema de seguridad que, ante cualquier falla, la lleva automáticamente a una condición segura. Además, incorpora una herramienta especial que permitirá ubicar los elementos combustibles dentro de los silos con precisión.
Europa se encamina a flexibilizar la aplicación de la regulación sobre las emisiones de metano que comenzará a regir en 2027. La decisión es en respuesta al aumento de los precios del GNL debido a la guerra en Medio Oriente y a las presiones de los Estados Unidos y productores árabes contra las regulaciones al metano, un tema que es seguido de cerca por las operadoras en Vaca Muerta.
Concretamente, la Comisión Europea evalúa permitir que las compañías que importan energía en la Unión Europea puedan evitar ser penalizadas por infringir la regulación sobre las emisiones de metano (EUMR por sus siglas en inglés), según el borrador de una propuesta que realizará el poder ejecutivo europeo.
La Comisión Europea propondrá que los países puedan optar por no sancionar a las compañías por incumplir esa normativa durante una crisis de suministro energético. «Las sanciones deberían posponerse hasta que la situación se estabilice y reanudarse si la infracción persiste y el riesgo para la seguridad del suministro ya no existe», señala el documento visto por Político y Reuters.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación EURM y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (directiva CSDDD). Según la nueva propuesta de la Comisión, la EUMR no será modificada, aunque ahora habilitarían a los Estados miembros a flexibilizar su aplicación.
Importaciones de GNL y metano
EE.UU. y Qatar llevan tiempo presionando a las autoridades europeas para que modifiquen el alcance de las políticas para controlar y reducir las emisiones de metano, uno de los gases de efecto invernadero más potentes.
La regulación EUMR establece las normas para medir, supervisar, informar y reducir con precisión las emisiones de metano en el sector energético. Introduce obligaciones relativas a la cuantificación de esas emisiones, la detección y subsanación de fugas, el venteo de metano a la atmósfera, la quema controlada de metano, y la información brindada por los países y empresas que exportan a la UE.
Estas normas tendrán un alcance extraterritorial, al ser aplicables sobre las emisiones de metano que se producen fuera de la UE. Los importadores y comercializadores de carbón, petróleo y crudo y gas natural deberán reportar esa información. Las sanciones sobre las compañías por incumplir con la regulación incluyen multas de hasta el 20% de los ingresos anuales en casos extremos.
En paralelo a la EUMR, la directiva CSDDD introdujo requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operan en el mercado europeo. Su incumplimiento también incluye penalidades económicas.
Uno de los requisitos de esta directiva es la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de GEI originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o que no están bajo su control.
Los gobiernos de EE.UU. y Qatar expresaron su preocupación sobre la CSDDD en una carta conjunta remitida en octubre a las autoridades europeas. «La CSDDD, tal como está redactada hoy, supone un riesgo significativo para la asequibilidad y fiabilidad de los suministros energéticos críticos para los hogares y las empresas en toda Europa y una amenaza existencial para el crecimiento futuro, la competitividad y la resiliencia de la economía industrial de la UE», dice la carta.
El metano es uno de los tres gases de efecto invernadero más potentes en circulación en la atmósfera junto al dióxido de carbono (CO2) y al óxido nitroso. Si bien hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, el metano es varias veces más potente que el CO2.
Emisiones de metano en Vaca Muerta
La reducción de las emisiones es una agenda que las operadoras en Vaca Muerta y la provincia de Neuquén vienen asumiendo para poder exportar energía al viejo continente y otros mercados.
Justamente, la gobernación de Neuquén el mes pasado presentó el Procedimiento de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para la medición de emisiones en el sector hidrocarburífero, junto con un plan a 2030 que apunta a reducir la huella de metano y otros gases en la actividad.
La nueva metodología se aplicará en una primera fase al upstream (producción) y fija una meta de disminución del 16% de la intensidad de gases para los próximos 20 años, contemplando un fuerte crecimiento de la producción.
El procedimiento oficializado por la provincia fue generado tras una prueba piloto hecha en 2025 en conjunto con la Comisión de Emisiones del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) y alcanzó a todas las operadoras de la cuenca.
Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, comentó a EconoJournal que “durante este año desarrollamos un diagnóstico para construir un procedimiento unificado y homogéneo para las empresas del sector. La realidad es que nos encontramos con un panorama muy heterogéneo, con algunas compañías que hacían mediciones, otras que no y criterios muy diversos entre las que sí las hacían”.
Uno de los ejes de la formación es la seguridad operativa
Milicic se incorporó como socio al Instituto Vaca Muerta (IVM), una propuesta educativa desarrollada por y para la industria del Oil & Gas, orientada a la formación técnica de alta especialización en uno de los mayores reservorios de hidrocarburos no convencionales del mundo.
Uno de los ejes de la formación es la seguridad operativa. En este sentido, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín afirmó: “El Instituto Vaca Muerta es una pieza estratégica para el futuro energético del país. Necesitamos formar a los nuevos profesionales que la industria va a demandar, porque solo así vamos a garantizar una actividad más segura y eficiente”.
Instituto Vaca Muerta
El IVM representa un proyecto colaborativo impulsado por la industria energética, consolidando un modelo de cooperación entre compañías para acompañar el crecimiento de la actividad. Fue inaugurado el pasado mes de marzo y brinda una propuesta formativa gratuita, intensiva y práctica, con simuladores, laboratorios y entornos a escala real que reproducen las condiciones del campo.
Inversión social
La participación de Milicic en esta iniciativa, que proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, está alineada con su estrategia de sostenibilidad, la generación de empleo y el desarrollo de la mano de obra local, contribuyendo al fortalecimiento de la cadena de valor.
Durante el acto de inauguración del Instituto Vaca Muerta, Marian Milicic, gerenta general de Milicic, subrayó el rol que la inversión social privada tiene en el desarrollo de las comunidades y destacó la experiencia de la compañía en formación para el trabajo:
“Entendemos que esta propuesta educativa como inversión social. En Milicic Minería, por ejemplo, impulsamos la Escuela de Geosintéticos, una iniciativa que nos permitió formar personal especializado, promoviendo estándares de calidad, seguridad y una sólida aplicación práctica en campo. Creemos que estas decisiones generan oportunidades concretas y sostenibles para las comunidades donde operamos”.
La inauguración del Instituto Vaca Muerta refirma la importancia de la formación técnica como motor de desarrollo, consolidando el vínculo entre educación, empleo y el desarrollo productivo sostenible en la región.
Nueva convocatoria
En la actualidad, se encuentran abiertas las inscripciones a capacitaciones de cuatro meses en Operador de Perforación, Fractura, Instrumentación, Mantenimiento Mecánico, Mantenimiento Eléctrico, Producción o de Plantas de Crudo y Agua, en un entorno pensado para responder a las necesidades reales de la industria. Además, se abren cinco cursos de Seguridad Operativa en Yacimiento, con duración de un mes.
Las capacitaciones son gratuitas y representan una oportunidad para dar el primer paso en la industria energética. Las inscripciones estarán abiertas hasta el 20 de mayo a través de la página web del Instituto Vaca Muerta. Más Información: www.ivm.ar.
Transener opera la mayor parte del sistema de alta tensión de energía del país.
El Gobierno nacional dio el paso definitivo en la privatización del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener. Tras el proceso de licitación, se confirmó que el consorcio integrado por las firmas Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A. resultó adjudicatario de la participación del 50% del paquete accionario que poseía Energía Argentina (Enarsa).
El grupo ganador se convierte en el nuevo co-controlante de la red troncal, donde el otro 50% de la compañía permanece en manos de Pampa Energía, holding liderado por Marcelo Mindlin.
La formalización de la medida se concretó mediante la Resolución 673/2026 del Ministerio de Economía, publicada este lunes en el Boletín Oficial. El documento, con la firma del ministro Luis Caputo, ratifica lo actuado en las distintas etapas del concurso público nacional e internacional y establece el marco legal para el traspaso de los activos que el Estado mantenía bajo su órbita en la sociedad Citelec S.A.
De acuerdo con el texto oficial, la oferta ganadora ascendió a un monto total de US$356.174.811,78. Esta cifra fue validada por la Comisión Evaluadora al considerarla «razonable» frente a las tasaciones previas y superior al precio base estipulado para la venta de la participación estatal. De esta manera, el consorcio logró imponerse en una compulsa que incluyó el análisis de antecedentes técnicos y solvencia económica.
En los considerandos de la resolución, se detalla el orden de mérito de los oferentes que llegaron a la instancia final. La firma Central Puerto S.A. quedó ubicada en el segundo lugar con una propuesta de US$301.000.000, mientras que Edenor S.A. ocupó el tercer puesto con una oferta de US$230.000.000.
Los activos de la mayor operadora de alta tensión
La operación comprende el control de Transener en la Argentina y también otorga al nuevo consorcio la titularidad indirecta sobre activos vinculados en la región. Entre ellos se encuentran la firma Transener Internacional Ltda., con operaciones en el mercado eléctrico de la República Federativa de Brasil, y la empresa Transba S.A., responsable del transporte por distribución troncal en la provincia de Buenos Aires.
Tras la firma del documento, los plazos para concretar el traspaso administrativo quedaron en marcha. El artículo 4 de la medida establece un término de «quince (15) días hábiles» para la suscripción del Contrato de Compraventa de Acciones. Este período administrativo comenzará a correr de forma inmediata, permitiendo que la nueva gestión tome posesión efectiva de sus funciones operativas en el corto plazo.
La resolución concluye destacando que el proceso contó con la supervisión de la Sindicatura General de la Nación y la Agencia de Transformación de Empresas Públicas. Con esta adjudicación, se cierra una etapa en la reconfiguración del sistema eléctrico nacional, donde el Estado nacional delega la operación de la mayor parte de líneas de alta tensión en manos de la inversión privada.
En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz. La venta de sus activos resultó una de las prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno no solo desde lo estructural, sino además, desde lo financiero ya que de acuerdo con los últimos balances, la compañía presenta utilidades anuales superiores a los US$200 millones.
A pesar de las expectativas de la administración de Javier Milei, el atractivo de Transener no fue suficiente como para que en el proceso se sumaran capitales de inversión extranjeros. El resto de la participación accionaria de Transener se reparte entre la Anses (19,57%) y el capital que cotiza en la Bolsa porteña (27,79%).
Parque Arauco lanzó un nuevo proyecto solar de 160 MW que comenzará a construirse en los próximos meses y estar operativo en 2027.
El Parque Arauco, un complejo de generación de energía renovable ubicado en la provincia de La Rioja, que cuenta con más de 100 aerogeneradores instalados, inauguró este viernes su primer proyecto solar de 64 MW y se convirtió, de este modo, en el parquehíbrido eólico-solar más grande del país. Al mismo tiempo, la empresa provincial Parque Arauco lanzó un nuevo proyecto solar de 160 MW que podría comenzar a construirse en los próximos meses y estar operativo a fines de 2027.
El Parque Solar Arauco 1 está ubicado a 90 kilómetros de la capital provincial y cubre una superficie más de 100 hectáreas. Sumando los 281 MW eólicos que ya tenía operativos, el complejo alcanzó un total de 345 MW de potencia instalada y es uno de los parques de generación renovable más grande del país.
En diálogo con EconoJournal, Emanuel Rejal, director de Parque Arauco, señaló que “tenemos disponibles 17.000 hectáreas y nuestra idea es tratar de hibridizar al máximo posible todas las instalaciones de despacho que tenemos en Arauco para poder producir la mayor cantidad de energía renovable”.
“Si bien el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) está saturado, en nuestro caso disponemos de capacidad de transporte de electricidad al convertir a Arauco en un proyecto híbrido, porque las curvas de generación eólica y solar se complementan prácticamente a la perfección: cuando tenemos recurso eólico es generalmente por la noche, mientras que los parques solares generan, por supuesto, de día”, añadió.
“Esto nos permite maximizar los recursos para tener una capacidad de despacho lo más cercana al factor uno”, explicó Rejal, en referencia al máximo uso de la potencia nominal al que quieren llegar en Arauco.
Lo que buscan en el futuro en el Parque Arauco es tener una planta de generación de energía renovable suficientemente grande para, aprovechando los recursos del viento y del sol, despachar durante todo el día entre 400 y450 MW de base, que es la capacidad máxima posible de evacuación en el sistema interconectado que tienen el complejo.
Para alcanzar esto, necesita construir parques hasta llegar a una potencia total de alrededor de 550 MW. Además, en Arauco no descartan presentar un proyecto en la licitación de almacenamiento de energía en baterías AlmaSADI, que lanzó el gobierno este año.
Para cumplir el objetivo de construir el parque solar, Rejal contó que “rápidamente todo el equipo de Arauco tuvo que dejar por un momento la energía eólica y ponerse a estudiar lo que implica la instalación de grandes centrales solares. Esto fue un desafío enorme para todos”. “También significó un desafío técnico importante porque en un mismo punto de interconexión estamos inyectando energía eólica y solar”, añadió.
El Parque Solar Arauco 1 cuenta con un total de 89.088 paneles fotovoltaicos instalados en una superficie de 100 hectáreas.
Cómo es el nuevo parque solar de Arauco
El nuevo Parque Solar Arauco 1 cuenta con un total de 89.088 paneles fotovoltaicos instalados en una superficie de 100 hectáreas en medio de los aerogeneradores eólicos. Los paneles solares tienen una potencia unitaria de entre 710 y 720 vatios (denominados de “ultra extra potencia”) y fueron producidos por la firma china Trina Solar, uno de los fabricantes de módulos solares más grandes del mundo. Los 64 MW estarán contractualizados a partir del Mercado a Término de Energías Renovables (Mater).
Los módulos están montados sobre 1.536 trackers (estructura motorizada que se orienta siguiendo al sol). Todos los paneles se importaron desde China y utilizan tecnología de Trina Solar y de la compañía Huawei.
El parque cuenta con 198 inversores de corriente continua a corriente alterna que están conectados a nueve subestaciones transformadoras. Todo el parque solar implicó la instalación de más de dos millones de piezas. La construcción del parque demandó el traslado de 300 contenedores desde China a la provincia de La Rioja.
Los hitos de Arauco desde 2009
Arauco comenzó a instalar los primeros aerogeneradores en 2009, pero en 2011inició su operación comercial. Fue el primer parque en conectarse al SADI. Luego se fue ampliando el parque eólico en distintas etapas.
A partir de la primera licitación del Programa RenovAr de 2016, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió esta ampliación al Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M. En junio del año pasado, Arauco inauguró la Etapa III también sumando más generación eólica al complejo.
En 2025, el 75% de la demanda de energía de la provincia de La Rioja se cubrió a partir de generación renovable, teniendo en cuenta a todos los proyectos, aunque el Parque Arauco representa la parte mayoritaria. El parque solar nuevo de Arauco elevará en 2026 a un cubrimiento de la demanda del 83% a partir de fuentes renovables.
Tras completar formalmente la semana pasada la adquisición de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, Vista Energy anunció inversiones por US$ 5.600 millones entre 2026 y 2028 —un 17% más que lo proyectado en noviembre del 2025— con el objetivo de alcanzar una producción de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2028. A la fecha, la compañía presidida por Miguel Galuccio ya lleva invertidos más de US$ 6.500 millones en la Argentina.
A partir de la consolidación de los activos adquiridos a Equinor, Vista actualizó su visión de largo plazo y proyecta alcanzar una producción de 250.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, un 25% superior a los 200.000 barriles diarios contempladas en las proyecciones anunciadas en noviembre de 2025.
La actualización también prevé una mejora significativa en la generación de caja. Vista estima alcanzar un free cash acumulado entre 2026 y 2028 de US$ 2.800 millones, un 87% más que los US$ 1.500 millones informados en la presentación a inversores de noviembre de 2025.
Plan consolidado
Con la incorporación de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta, Vista sumará 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Los números posicionan a la empresa como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina.
«La reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala: nos permite dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta. En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país. Esta nueva fase, además, profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, afirmó Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy.
Galuccio creó Vista en 2017. Nueve años más tarde es el principal operador independiente de petróleo del país.
La compañía anunció que invertirá este año US$ 1.800 millones, un 12.5% más que lo anunciado en noviembre del año pasado. Vista proyecta, además, un EBITDA ajustado de US$ 3.000 millones en 2026, un 58% superior a los US$ 1.900 millones estimados para 2026 y presentados a fines del año pasado.
La compañía también anunció que planea utilizar parte del flujo de caja para reducir la deuda financiera y robustecer su balance, acelerando su objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026, es decir dos años antes que su objetivo anterior.
La empresa estima además generar un free cash flow recurrente de USD 2.000 millones por año hacia 2030, un 33% superior a los USD 1.500 millones proyectados anteriormente.
La genealogía del rumbo macroeconómico de la Argentina durante el gobierno de Javier Milei mixtura sectores de fuerte dinamismo y crecimiento —como el Oil&Gas apalancado por el desarrollo de Vaca Muerta y, mirando hacia adelante, la minería de cobre en la precordillera del norte del país— con otros entramados industriales y segmentos pyme que atraviesan un escenario de marcada recesión y complejidad productiva.
La industria minera local cambió su forma de comunicar y logró destrabar un debate dicotómico a partir de la transparencia de su actividad.
Esa coexistencia de velocidades distintas dentro de la economía argentina explica buena parte del debate que hoy atraviesa a empresarios, economistas, dirigentes políticos y actores sindicales respecto de cuál será la nueva matriz productiva del país.
Mientras algunos sectores vinculados a los recursos naturales muestran perspectivas de expansión acelerada, otros segmentos manufactureros enfrentan dificultades derivadas de la caída de la actividad, la apertura comercial y la redefinición del esquema macroeconómico.
En ese contexto, cobra relevancia la discusión sobre de qué manera el crecimiento de industrias extractivas como el Oil&Gas, la minería y el sector energético en general puede transformarse en una plataforma para potenciar el desarrollo de proveedores locales, cadenas industriales competitivas y nuevos servicios asociados.
Pensarse en la intersección entre la agenda energética y minera con la agenda industrial y de servicios es justamente el punto de partida de Aguas Arriba, un nuevo ciclo de streaming lanzado por EconoJournal que buscará aportar conocimiento, información y reflexión sobre esos desafíos.
Una discusión necesaria
El programa se emitirá dos veces por mes a través del canal de YouTube de EconoJournal con la conducción de Florencia Barragán y apuntará a generar conversaciones entre actores públicos y privados con participación directa en esas cadenas de valor.
“¿Puede la inversión para escalar la extracción de recursos naturales convertirse en el motor de un desarrollo industrial más amplio? ¿O en este momento del país lo conveniente es priorizar el crecimiento lo más rápido posible de las exportaciones de commodities en lugar de detenerse en apalancar también capacidades industriales y de servicios? Desde EconoJournal entendemos que aunque las respuestas a esas preguntas no estén claras o sean materia de opinión, es necesario adentrarse en ese debate con la intención de buscar consensos o, de mínima, aportar algún tipo de conocimiento sobre estos temas.
El desafío de generar valor
La experiencia internacional muestra que los países que lograron consolidar ecosistemas competitivos alrededor de industrias extractivas fueron aquellos que consiguieron desarrollar proveedores locales, formación técnica, infraestructura y algún tipo de coordinación público-privada.
La propuesta de Aguas Arriba, que contará con la co-producción de Trossero&Co buscará poner el foco no sólo en los grandes proyectos de inversión vinculados a Vaca Muerta, minería de cobre, litio o infraestructura energética, sino también en las oportunidades que esos desarrollos pueden habilitar para empresas proveedoras de bienes industriales, servicios tecnológicos, metalurgia, metalmecánica, logística e innovación aplicada.
Aguas Arriba buscará funcionar como un espacio donde convivan empresas industriales, operadoras energéticas, proveedores de servicios, especialistas académicos, economistas, funcionarios y referentes académicos que permitan enriquecer el debate.
En el primer año, AbraSilver deberá realizar una inversión en Diablillos de US$ 98,5 millones y, en el segundo, de US$ 253,9 millones.
El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de oro y plata Diablillos por una inversión total de US$481,7 millones. En los primeros dos años deberá desembolsar un monto mínimo de US$352,4 millones. El proyecto está ubicado en el límite entre Salta y Catamarca y lo lleva adelante AbraSilver, la empresa controlada por la generadora eléctrica Central Puerto. El inicio de la operación del proyecto minero está estimado para julio de 2029.
La adhesión al régimen de beneficios fiscales, impositivos y cambiarios se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 562 del Palacio de Hacienda. El proyecto “consiste en las actividades destinadas a la factibilidad del yacimiento minero Diablillos, en la construcción de una planta de procesamiento de oro y plata con una capacidad nominal de 3.150.000 toneladas por año (tpa) y en el desarrollo del sitio e infraestructura necesaria para su ejecución y operación”, destaca la resolución.
Diablillos está en etapa de exploración avanzada y es uno de los desarrollos más relevantes de oro y plata de la Argentina. Está ubicado a 150 km de la capital salteña, en los departamentos de Los Andes (Salta) y Antofagasta de la Sierra (Catamarca) y cuenta con recursos estimados de 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro.
En rigor, la aprobación al RIGI es para la firma Pacific Rim, una subsidiaria de AbraSilver, la minera de origen canadiense que en 2025 pasó a ser controlada por Central Puerto (a través de su subsidiaria Proener), la mayor generadora eléctrica de la Argentina. Además de Diablillos, AbraSilver cuenta con el proyecto de cobre en etapa de exploración La Coipita, en San Juan.
Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y, con una capacidad instalada de 6.703 MW, cubre alrededor del 20% del mercado. La generadora había ingresado al sector minero en 2024 con la adquisición de una parte menor del proyecto Diablillos. También tiene una participación en el negocio del litio en el proyecto Tres Cruces (3C) en Catamarca.
RIGI
Hasta el momento se presentaron formalmente 36 solicitudes de adhesión al RIGI por US$97.000 millones. Lograron adherirse al esquema de inventivos por 30 años un total de 15 proyectos por US$28.500 millones (sumando al proyecto Diablillos). Todavía hay 21 iniciativas de inversión presentadas por US$68.000 millones que esperan la sanción del Palacio de Hacienda.
El ministro de Economía, Luis Caputo, presentó el viernes pasado el nuevo esquema de incentivos llamado “Súper RIGI” y, además, señaló que en los próximos 30 días van a acelerar más adhesiones al RIGI y que el gobierno espera que se presenten más proyectos por montos adicionales que van de 30 a 40 mil millones de dólares.
La adhesión al RIGI para Diablillos
La resolución del Palacio de Hacienda aclara que la fecha de adhesión al RIGI de Diablillos el día 26 de febrero de 2026. También establece que durante el primer y segundo año el Vehículo de Proyecto Único (VPU) adherido deberá acreditar haber completado una inversión en activos computables igual o superior al 40% del monto de inversión mínima.
Según la adhesión que presentó Diablillos, y que detalla la resolución del Ministerio de Economía, en el primer año deberá realizar una inversión de US$98,5 millones y en el segundo año US$253,9 millones. En total, el proyecto de oro y plata realizará un desembolso de US$352,4 millones, “superando el monto mínimo de inversión de 40%”. La fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima es el día 30 de noviembre de 2027.
La presentación al RIGI del proyecto contempla, además, que el 55% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura durante las etapas de construcción y operación corresponde a proveedores locales. El monto excede el 20% exigido por el régimen de incentivos, subraya la resolución de Hacienda.
El gobierno buscará que las mayores industrias del país se comprometan la semana entrante a comprar parte del Gas Natural Licuado (GNL)que se importará en junio para abastecer el pico invernal de consumo. En las últimas dos décadas, siempre fue el Estado el encargado de costear la importación del gas importado a través de la empresa Enarsa, subsidiando parcialmente el precio real del fluido para grandes industrias y distribuidoras y asumiendo además el riesgo financiero de esas operaciones. Esa dinámica —que implicaba una posición deficitaria tácita del Estado— cambiará a partir de este año. Al menos eso es lo que apunta la Secretaría de Energía.
Cerca de la cartera que dirige María Tettamanti explican que a partir de este invierno las grandes industrias —entre las que figuran empresas siderúrgicas, alimenticias, cementeras y petroquímicas, entre otras— que no confirmen por adelantado qué volúmenes de GNL necesitarán para abastecerse durante el pico de consumo se quedarán sin gas cuando se registren jornadas de bajas temperaturas.
Es un cambio copernicano que implica una pulseada con final abierto para que las industrias —y en menor medida las distribuidoras y generadoras— compren por adelantado el gas importado, cuyo costo puede trepar hasta casi los US$ 20 por millón de BTU, cinco veces más caro que el gas local. “Puede parecer una pulseada, pero en realidad es volver a aplicar los marcos regulatorios que estableció la Ley del Gas. Lo que pasa es que desde hace 25 años que vivimos alejados de la Ley e incluso los actores privados se olvidaron de cómo debe funcionar el mercado”, explicaron allegados al área energética del gobierno.
Cambio de raíz
El éxito de la jugada oficial dependerá de cuán convincente resulte la amenaza de que las industrias que no estén dispuestas a pagar el costo real del GNL se quedarán sin gas ‘físico’ durante los 40 o 50 días de bajas temperaturas del invierno. Si las industrias creen que el gobierno es efectivamente capaz de cortarles el gas durante esas jornadas, con el costo político que eso conlleva, es probable que varias empresas se comprometan esta semana a comprar el GNL a Enarsa o alguna compañía comercializadora.
Si, en cambio, creen que el gobierno no se va a animar a ir a fondo y finalmente Enarsa terminará comprando por su cuenta el gas necesario para cubrir toda la demanda proyectado en el trimestre junio-julio-agosto, lo más probable es que la mayoría de las industrias no estén dispuestas a comprar por adelantado el GNL.
Es como un juego de cartas donde las grandes industrias nucleadas en Acigra —entre las que figuran Tenaris, Arcor, Aluar, Acindar, Loma Negra y Cementos Avellaneda— e industrias de menor tamaño que reciben el gas de las distribuidoras —conocidos en la jerga como GUDI’s— deberán decidir si se van al mazo o cantan retruco para ver qué tiene el gobierno y hasta dónde está dispuesto a llegar.
Pregunta abierta
El interrogante empezará a despejarse este miércoles, cuando Enarsa realice una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para intentar colocar entre distribuidoras, generadoras, comercializadoras e industrias el GNL que importará durante junio para cubrir la demanda de gas durante los días de frío que se registren en el mes. La gran duda es qué harán las industrias. Enarsa realizó una primera ronda de subastas hace dos semanas para ofrecer el GNL importado para la segunda quincena de mayo y ninguna industria participó de la compulsa.
La secretaria de Energía, María Tettamanti.
Fuentes cercanas a Acigra explicaron que el escaso tiempo de antelación con que el gobierno anunció esa subasta y las condiciones comerciales del pliego —los precios de venta del GNL se conocieron minutos antes de la convocatoria— atentaron contra la participación de las industrias. Habrá que ver qué sucede el miércoles. Allegados a Energía indicaron pulieron la redacción del pliego de la compulsa —sobre todo las condiciones de take or pay (TOP) que deben asumir los compradores— para incentivar la anuencia de los privados. También se buscará que las industrias sin estructura comercial propia puedan comprar gas a través de firmas comercializadoras.
“Somos optimistas. Lo importante es que las industrias, tanto las grandes que compran en el mercado mayorista como los GUDI’s, entiendan que tienen que pagar el costo real del GNL. Se terminó la etapa en que el gobierno subsidiaba el gas de invierno. Además, las industrias se beneficiaron por la baja del costo promedio del gas que generó el desarrollo de Vaca Muerta. Tienen margen para pagar el costo real del gas durante los meses de invierno”, insistieron desde el Ministerio de Economía.
Cómo solía funcionar el mercado en los picos de demanda
Durante los días de frío, la demanda residencial —considerada ‘prioritaria’ por la regulación— suele acaparar todo el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas de la ventana de gas seco de Vaca Muerta o el que se importa por barco (GNL) a un costo mucho mayor. Cuando eso ocurre, las industrias deben reducir su consumo o salir a buscar gas importado y pagarlo a un precio mayor.
Ese gas importado no se puede comprar de un día para el otro. Por lo tanto, es el Estado quien proyecta cuál va a ser la demanda potencial del sistema y desde 2008 hasta el año pasado compraba los buques de GNL necesarios para cubrir todo los picos de demanda y luego los revendía ex post a los distintos usuarios del sistema (industrias, generadoras, comercializadoras, comercializadas). Es decir, bajo el esquema que se aplicó en los últimos 15 años, quienes tomaban GNL en el mercado spot, le pagaban a Enarsa un precio inferior al que realmente abonaba la empresa estatal.
Lo que terminaba pasando en todos los inviernos es que, aprovechando la condición ‘fungible’ del gas, tanto las grandes industrias como las comercializadoras y distribuidoras demandaban los días de frío el GNL inyectado por Enarsa desde la terminal regasificadora de Escobar —por más que no tuviesen contratos que nominaban ese gas a su favor—, provocando un desbalance comercial en el sistema, porque consumían volúmenes de gas que en realidad le pertenecía a otro usuario. Ese desbalance se saldaba, en el caso de las industrias, abonándole a Enarsa como si fuese un proveedor de Gas de Última Instancia (GUI), pero le pagaban un valor inferior al del GNL importado.
En los hechos, los usuarios privados del sistema se aprovechaban de que Enarsa ya había comprado los cargamentos de GNL y estaba obligado a regasificarlos e inyectarlo desde la terminal regasificadora de Escobar (porque no existe capacidad de almacenamiento de grandes volúmenes de GNL).
En concreto, si esta semana Enarsa termina confirmando la compra de los 9 cargamentos de GNL que licitó para junio (las ofertas se presentarán este lunes) tendrá que descargarlos y regasificarlos obligatoriamente durante el mes que viene a medida que vayan llegando para liberar capacidad de la terminal de Escobar a fin de que el barco siguiente pueda ser descargado y regasificado. Esa restricción física es una debilidad del Estado.
Qué quiere hacer el gobierno ahora
De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, una vez que este lunes reciba las ofertas proveedores como BP, TotalEnergies, Trafigura, Vitol y Glencore, entre otros, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.
¿Qué pasa si esa subasta vuelve a quedar desierta cómo ocurrió hace dos semanas? En el gobierno aseguran que en ese caso no van a terminar comprando los nueve buques de GNL. Si no calzan esa oferta contra una demanda industrial o de generadoras, van a adjudicar menos cargamentos de los que licitaron y las industrias que no se aseguraron gas en la subasta de MEGSA deberán recurrir a alternativas como el uso de combustibles líquidos o reprogramar su actividad productiva en función de la disponibilidad de gas.
El gobierno quiere que las grandes industrias compren por adelantado el GNL que importa Enarsa.
Allegados a Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA), las grandes industrias que compran unos 15 millones de m3 de gas por día (MMm3/día) en el mercado mayorista, dejaron trascender que están dispuestas a pagar el gas importado lo que realmente vale, pero afirman que solo por el volumen que efectivamente consuman. Por lo tanto, se resisten a adquirir por adelantado algo que necesariamente no van a utilizar.
El gobierno prevé también que las empresas comercializadoras puedan tener un rol importante facilitando alternativas para que las industrias —fundamentalmente los GUDI’s— puedan acceder a GNL en los días de mucho frio sin que tengan que contratarlo por su cuenta. ¿Qué va a pasar con las industrias que incurran en desbalances y tomen gas que no les correspondan? El gobierno afirma que el nuevo ente regulador va a cortarles el suministro. Sería la primera vez que pase en más de 20 años Las distribuidoras —Metrogas, Naturgy y Camuzzi— deberían ir una cuadrilla, por ejemplo, a cortarles el servicio. La Secretaria de Energía ya instruyó a todas las distribuidoras para que tengan preparadas los equipos en caso de que se llegue a esa situación.
Habrá que ver qué sucede esta semana con las subastas de MEGSA para saber si las industrias terminan comprando el gas como quiere el gobierno o deciden redoblar la apuesta y cantar retruco para ver qué cartas tiene el gobierno. Es una pulseada con final abierto en la antesala del período de mayor consumo de gas en la Argentina.
SAN JUAN (Enviada especial).- El acto central por el Día Nacional de la Mineríaen San Juan se celebró bajo condiciones extremas. Ráfagas de viento de hasta 70 kilómetros por hora, calor agobiante y nubes de polvo recibieron a la comitiva presidencial encabezada por la Secretaria General de la Presidencia, Karina Milei.
Realizado en el Velódromo Vicente Alejo Chancay y en el marco de la Expo Internacional San Juan Minera, el acto sirvió para que el gobierno nacional enviara una clara señal de respaldo al sector minero con la presencia del ministro del Interior, Diego Santilli; el ministro de Justicia, Juan Bautista Mahiques; el presidente de la Cámara de Diputados, Martín Menem; y el subsecretario de Gestión Institucional, Eduardo ‘Lule’ Menem.
“El Presidente Milei tomó la decisión de ubicar a la minería en el centro de la agenda política. Lo que estamos viviendo no tiene precedentes. Hubo transformaciones concretas”, afirmó el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero frente a empresarios, gobernadores y funcionarios del sector.
«Las reservas de cobre van a llevar a nuestro país a dimensiones aún desconocidas. La Argentina ha transitado un cambio de época en estos dos años”, continuó. Y apenas horas después de que el presidente Javier Milei anunciara a través de la red X el envío de una ley de «Súper RIGI», el funcionario destacó el impacto del Regimen de Incentivo para Grandes Inversiones sobre la actividad minera.
“Con el RIGI tenemos siete proyectos aprobados y 50.000 millones de dólares de inversiones comprometidos en total. Los proyectos mineros representan el 54% de las inversiones comprometidas en el RIGI”, señaló.
Exportaciones y minería
Lucero también hizo foco en la reciente modificación de la Ley de Glaciares, uno de los principales reclamos históricos de la industria minera. “La modificación a la Ley de Glaciares era la gran deuda pendiente. Ahora contamos con un marco claro y se logró gracias al trabajo de las provincias y el gobierno. Lo que era imposible se hace posible”, aseveró.
El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, reivindicó el rol histórico de la minería en la provincia y aseguró que el actual contexto internacional abre una oportunidad inédita para el desarrollo del cobre argentino. “La minería nos define. Más del 80% de nuestras exportaciones tiene que ver con la minería”, sostuvo Orrego, quien además destacó el trabajo conjunto entre las provincias mineras en la denominada mesa del litio y del cobre.
“El presidente Milei tomó la decisión de mejorar la macro y empezó a haber estabilidad fiscal y seguridad jurídica. Avanzamos con el RIGI, la eliminación del cepo y llegamos a la modificación de la Ley de Glaciares”, aseveró el mandatario provincial.
Finalmente, y en línea con el discurso del gobierno nacional, Orrego remarcó que la transición energética mundial posiciona a San Juan y a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos cupríferos. “Las energías limpias nos dan oportunidades de desarrollo. Y tenemos oportunidades con el cobre. El mundo va hacia ahí”, señaló. Y concluyó con un mensaje directo a los inversores presentes en la feria: “El momento de invertir es ahora”.
«Vamos a estar incentivando la industrialización de nuestros recursos naturales», dijo Luis Caputo sobre el Súper RIGI en conferencia de prensa.
El ministro de Economía, Luis Caputo, brindó este viernes detalles sobre el «Súper RIGI», un nuevo esquema de incentivos destinado a las grandes inversiones en sectores sin desarrollo previo en la economía argentina. La iniciativa busca en buena medida apuntalar la industrialización y agregación de valor de la producción energética y minera nacional, un tema que el presidente Javier Milei había deslizado en su discurso de apertura del Congreso de la Nación en marzo.
A diferencia del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que ya suma 36proyectos presentados por US$95.000 millones centralmente en sectores tradicionales como hidrocarburos y minería, el nuevo esquema incentivará el arribo de nuevas actividades al país mediante beneficios sustancialmente mayores.
Entre las sectores que podrían beneficiarse, Caputo mencionó el refinamiento y laminado de cobre, la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas y fertilizantes de potasio y fósforo.
“Vamos a estar incentivando la industrialización de nuestros recursos naturales. También la instalación de datacenters y negocios vinculados al agro, la pesca y la agroforestación”, afirmó en una conferencia de prensa conjunta con el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y la ministra de Seguridad, Alejandra Monteoliva.
Los incentivos del Súper Rigi
El ministro de Economía explicó que el Súper RIGI a pesar de ofrecer mayores beneficios que el régimen de incentivos existente no tendrá costo fiscal porque busca el desarrollo de nuevos sectores en el país. «Vamos a tener una mayor recaudación fiscal porque, si bien hay reducciones impositivas, vamos a estar cobrando más debido a que son industrias que hoy no existen”, sostuvo Caputo.
La principal diferencia con el RIGI será la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias para las empresas, que pasará del 25% al 15%. Además, describió un proceso de amortización acelerada en donde se podrá deducir el 60% de la inversión en el primer año, el 20% en el segundo y el 20% restante en el tercer año.
Esto permitirá a las empresas recuperar la inversión a efectos fiscales en un plazo considerablemente más corto, con lo que se busca mejorar el flujo de fondos en las etapas iniciales de los proyectos.
Otro punto sustancial será la exención de aranceles a la importación para todo lo vinculado a la producción de bienes incluidos en el régimen. “Hoy en el RIGI estas excepciones básicamente son para los bienes de capital, pero hay algunos bienes de capital que tienen diferente nomenclatura. Entonces, a veces hay alguna zona gris que tenemos que debatir”, explicó Caputo. De esta forma, la iniciativa busca apuntalar la industrialización de la energía y minería para sumarles valor agregado de exportación.
En la apertura de sesiones del Congreso de este año, Milei había dicho que la producción y disponibilidad de energía barata constituían una condición necesaria para la industrialización. «Este boom no es solo una noticia para el sector energético, es la base de una industrialización nunca antes vista«, dijo el presidente. «Veremos crecer la petroquímica, la siderurgia, el aluminio, pero no el del tongo, la producción de hidrógeno, el procesamiento de litio y minerales críticos«, resaltó.
Proyectos sancionados en el RIGI
De los 36 proyectos presentados al RIGI hasta el momento, el gobierno solo sancionó 15 por unos 28.000 millones de dólares, cerca de un tercio del valor sumado entre todos los proyectos presentados.
El último proyecto sancionado fue el de Transportadora Gas del Sur (TGS) para la ampliación del gasoducto Perito Moreno por US$700 millones. Caputo esta semana anunció que Chevron presentará un proyecto al RIGI por US$10.000 millones, aunque todavía no hubo precisiones por parte del petrolera estadounidense.
El proyecto de Chevron revelado por el ministro de Economía haría sobrepasar la barrera de los US$100.000 millones en montos acumulados por proyectos presentados, lo que equivale a cerca de una sexta parte del PBI argentino.
Argentina se ubicó tercera en el ranking de subas de combustibles de GlobalPetrolPrices.
El barril de petróleo Brent aumentó un 43,1% entre el 1 de marzo y el 27 de abril —de US$ 77,7 a US$111— debido a la Guerra en Medio Oriente, con un impacto radicalmente distinto en los surtidores de América Latina, de acuerdo a un ranking elaborado por EconoJournal a partir de datos de GlobalPetrolPrices. También se incluyen cifras de otros países del mundo a partir de un informe de Economía y Energía.
Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta en la región con un 39% y 24%, respectivamente. Argentina se ubicó en tercer lugar, con un traslado del 16% a los surtidores. En Brasil el alza fue de 7%, en Uruguay del 6%, en Colombia poco más del 2% y Bolivia no registró movimientos en el precio durante el período señalado, que es el que se tomó como referencia en todos los casos.
¿Por qué el mismo evento geopolítico se tradujo de forma tan dispar en el bolsillo de los conductores de la región? “El desenlace depende de dos factores específicos: el balance neto de petróleo y la gestión gubernamental de los precios de los combustibles”, explica un informe de los estrategas de J.P. Morgan Private Bank Nur Cristiani, Federico Cuevas y Mary Sangurima.
El primero tiene que ver con la posición de cada país frente al mercado internacional. Los exportadores netos, como Brasil y Colombia, tienen un mayor margen para financiar subsidios o rebajas impositivas porque el aumento del precio del crudo les genera ingresos adicionales. Para los países importadores, como Chile y Perú, el efecto es negativo.
El segundo factor se trata de la decisión política, de cuánto de ese costo el gobierno absorbe para evitar que se traslade al consumidor y a través de qué mecanismos.
¿Por qué Perú y Chile encabezan el ranking?
Perú y Chile, importadores netos de petróleo, registran el mayor traslado de precios a los surtidores.
En Perú, el aumento de 39,76% del precio de las naftas desde el inicio de la guerra responde a una combinación de los dos factores señalados por J.P. Morgan. Por un lado, la dependencia de la importación de combustibles. Por otro, el modelo de libre mercado —en el que, por ley, los precios se determinan en función de la oferta y la demanda, tomando como referencia los precios internacionales, así como el tipo de cambio y los costos logísticos— no brinda herramientas para contener esa suba. Perú tuvo un agravante adicional: a principios de marzo explotó un tramo del gasoducto de Megantoni, en Cusco, que presionó más la demanda hacia combustibles líquidos en un contexto de escasez de oferta.
En Chile se registró un alza de 23,8% en el periodo hasta llegar a US$1,655 el litro a fines de abril. El gobierno contuvo parcialmente el impacto de la suba que le genera ser un importador neto de petróleo con el Mecanismo de Estabilización del Precio de los Combustibles (MEPCO), que actúa como estabilizador de alzas bruscas de estos productos a través de la suba o quita de impuestos.
El mecanismo, sin embargo, no fue del todo efectivo. El gobierno de José Antonio Kast reconoció que el costo acumulado del MEPCO al 25 de marzo fue de US$220 millones. «El mundo está en una crisis. Chile está en una crisis fiscal, se deben tomar decisiones y optar. Le va a aumentar el precio del combustible, pero le vamos a mantener el precio del transporte público, le vamos a mantener el precio de la calefacción”, resumió el presidente Kast.
Con ese diagnóstico, el gobierno chileno modificó el MEPCO vía decreto el 23 de marzo ampliando de dos a cuatro semanas la ventana para calcular el precio de paridad de importación. Cuanto más larga esa ventana, más suavizado queda el número y menos refleja el precio real del petróleo en el mercado internacional. Desde entonces, hay un debate político entre restablecer el mecanismo a su forma original, o mantenerlo en su nueva versión.
Economía y Energía mapeó la suba de las naftas en distintos países del mundo. Las diferencias porcentuales que se observan en algunos casos puntuales respecto del relevamiento de EconoJournal se deben a que las fechas de corte de ambos relevamientos varían levemente.
Argentina, con amortiguador parcial
El caso argentino es uno de los más complejos del ranking porque es uno de los países con mayor traslado a surtidores, a pesar de contar con producción propia y con YPF, principal jugadora del mercado, como amortiguadora de la suba.
Tras un aumento inicial de más del 15% hasta fines de marzo según la consultora Romano Group, YPF aplicó esquema de compensación articulado entre privados que, en los hechos, operó como un congelamiento de precios durante 45 días. “La apuesta fue ganar tiempo, esperando que la tensión geopolítica en Medio Oriente se moderara y que el precio internacional del crudo retrocediera, permitiendo así absorber parte de la suba no trasladada al consumidor final”, explica a este medio Carlos Mendizábal, co-Director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.
El buffer duró 27 días. El 28 de abril, con el Brent escalando nuevamente por encima de los US$120, YPF actualizó levemente sus precios pese al compromiso asumido. La razón oficial fue la actualización de impuestos dispuesta por el gobierno mediante el Decreto 302/2026, publicado en el Boletín Oficial el 30 de abril, que estableció una suba del 0,5% en los tributos a los combustibles a partir del 1° de mayo.
Brasil y México contuvieron el impacto
Brasil y México, los dos gigantes de la región, cuentan con una ventaja estructural que fue acompañada por decisión política, y el resultado quedó reflejado en el 7% y 10% de suba de precios de la nafta, respectivamente.
Brasil es el mayor exportador neto de crudo de la región, con alrededor de 500.000 barriles diarios. A esa ventaja la acompañó con política de reducción de impuestos federales sobre los combustibles y un subsidio al diésel financiado con gravámenes temporales a las exportaciones de crudo y diesel. “El efecto sobre las cuentas fiscales ha sido prácticamente neutro y el impacto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) limitado”, asegura J.P. Morgan.
El aumento de la nafta en México, otro de los principales productores de crudo de América Latina, fue mayor al de Brasil, dada su poca capacidad de refinación: “La refinación no ha avanzado al mismo ritmo que la producción, por lo que incluso las mayores economías de la región siguen dependiendo de importaciones de gasolina, diésel y combustible para aviones», explica J.P. Morgan.
Es decir que, aunque el país exporte crudo, si no puede refinarlo localmente, igual necesita importar los derivados que usan los consumidores. Más allá de la condición estructural, hubo una intervención del Ministerio de Hacienda, a través de la reducción del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) y la aplicación de estímulos fiscales con énfasis en el gasoil, dado su impacto en el transporte de carga y pasajeros.
Uruguay: estabilidad administrada, con la nafta ya cara
Uruguay no figura entre los países con mayor traslado (6%), dado que el gobierno de Yamandú Orsi moderó el pass-through del aumento internacional mediante un ajuste bimensual con tope del 7%, por debajo del incremento que hubiera resultado de la paridad de importación, según detalló en su último informe la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, la cual relevó las medidas instrumentadas en distintos países ante la subida del precio del petróleo. “La estrategia se complementó con subsidios al transporte público y medidas para sostener los precios de energéticos residenciales como el supergas”, agrega la consultora.
Lo cierto es que Uruguay era, antes del conflicto, uno de los países con la nafta más cara de la región, US$ 2,03, lo que le dio más margen para absorber el shock sin grandes ajustes.
Colombia: la protección del subsidio y la renta petrolera
En Colombia, el traslado fue el más acotado de la región, de apenas 2,49%. El país se beneficia de su condición de exportador neto con un saldo positivo de alrededor de 450.000 barriles diarios, que le genera ingresos adicionales cuando el crudo sube.
Asimismo, el gobierno mantiene precios regulados que ajusta gradualmente y con rezago, lo que evita que los saltos internacionales lleguen de golpe al surtidor. El mecanismo que utiliza es el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que cubre la brecha entre el precio de paridad de importación y el precio interno regulado.
Sin embargo, esa protección tiene sus límites, según el análisis de los estrategas de J.P. Morgan. “Los mecanismos de transferencias fiscales neutralizan buena parte del efecto positivo que genera la mejora en los términos de intercambio, mientras que el ajuste de los precios regulados y las necesidades fiscales reducen el margen de maniobra del gobierno”, dice el informe.
Bolivia: el caso extremo
Al final de la lista aparece Bolivia, que mantuvo congelado el valor en el surtidor a pesar de que el país importa casi el 90% del diésel que consume y el 50% de la nafta.
La brecha entre el precio subsidiado y el internacional, que normalmente absorbe el fisco, fue tan grande que generó una escasez de combustible por la incapacidad de comprar. En marzo y abril hubo desabastecimiento en varias regiones y, el 5 de mayo, una huelga de transportistas con bloqueos en las rutas troncales hacia Argentina, Chile y Perú. El vicepresidente de Operaciones de YPFB, Sebastián Daroca, anunció que en junio se revisarán los precios, y que en la medida en que suba el precio del crudo, aumentarán los precios de todos los combustibles.
El impacto en el resto del mundo
La respuesta global fue uniforme en su objetivo de evitar el traslado pleno al consumidor, pero muy distinta en los instrumentos. Por fuera de Latinoamérica, Economía y Energía relevó también la batería de medidas a las que apelaron Estados Unidos, China, Alemania y Reino Unido, entre otros países.
Estados Unidos acordó liberar 172 millones de barriles de su Reserva Estratégica de Petróleo, suspendió por 60 días la Ley Jones —que obliga a que el transporte entre puertos del país se realice en buques de bandera estadounidense— para reducir costos logísticos, y flexibilizó regulaciones ambientales sobre las mezclas de naftas. Con todo, no escapó al shock: la nafta subió 46% y el gasoil 58% entre el 26 de febrero y el 27 de abril de este año.
En China, el aumento de la nafta en surtidores fue de 22%. El gigante asiático revisa sus precios minoristas cada diez días hábiles a través de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma. En el contexto actual, la agencia trasladó solo alrededor de la mitad del incremento que surgiría del mecanismo automático, absorbiendo el resto. Al mismo tiempo, instruyó a las principales petroleras nacionales a priorizar el abastecimiento interno, lo que redujo la oferta de refinados disponible para el resto de Asia.
Japón liberó reservas estatales y privadas, amplió por un año la generación a carbón ante las restricciones en el suministro de GNL, y aplicó subsidios a las petroleras para mantener el precio de las naftas en torno a US$1,07 por litro. El aumento fue de 10%.
En Alemania el aumento fue de 18%, a pesar de que redujo impuestos a naftas y gasoil por dos meses y limitó los aumentos en estaciones de servicio a una sola vez por día.
Reino Unido, con aumentos de 19% en surtidor, mantuvo el recorte del impuesto a los combustibles vigente desde 2022 y focalizó asistencia en hogares que usan derivados del petróleo para calefacción.
La presencia de Rucci en la OTC marcó la importancia de los trabajadores en el crecimiento de Vaca Muerta.
HOUSTON (enviada especial) El líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, aseguró que “el desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional», en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC) en Houston.
Rucci se mostró junto a autoridades del gobierno de Neuquén y empresas petroleras y aseguró que su presencia estuvo vinculada con mostrar la importancia de Vaca Muerta en el contexto global y el rol de los trabajadores en los logros alcanzados.
“Es algo importante estar acá. Hemos logrado empezar a trabajar entre todos, respetándonos y entendiendo el crecimiento que está teniendo la industria”, sostuvo Rucci durante una entrevista brindada a EconoJournal desde el interior del stand que Argentina desplegó en el mítico NRG Center.
El dirigente sindical destacó en la OTC especialmente el rol de los trabajadores en el desarrollo de los no convencionales y planteó que el momento actual exige una coordinación más estrecha entre todos los actores del sector: “La participación de los trabajadores es fundamental en todo esto”, afirmó, y agregó que “si empujamos el carro entre todos va a ser más fácil cumplir este sueño que es Vaca Muerta para los argentinos y los neuquinos”.
La presencia de Rucci en Houstonse dio además en un contexto en el que Neuquén buscó posicionarse como proveedor global de shale oil y avanzar en proyectos estratégicos como el desarrollo de gas natural licuado (GNL), que requerirán miles de nuevos trabajadores con mayores niveles de capacitación.
Migración hacia Vaca Muerta y el futuro de los trabajadores del convencional
En ese escenario, el sindicalista reconoció a este medio que existe preocupación por la creciente migración hacia la Cuenca Neuquina impulsada por los anuncios de inversión y expansión de las compañías petroleras. “Muchos llegan pensando que las oportunidades son ilimitadas y después encuentran otra realidad”, advirtió.
En este contexto, aseguró que la región cuenta con la mano de obra preparada para sostener el crecimiento que necesita Vaca Muerta y se mostró despreocupado por el futuro de los trabajadores de la actividad convencional, ya que afirmó que “podrán ser reubicados rápidamente”.
“El desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional”, argumentó.
Consultado sobre la situación de los trabajadores de las áreas de Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, donde YPF ya presentó un plan de abandono de 2.000 pozos Rucci afirmó que las empresas ya están reconvirtiendo al personal. Este proceso, que se convertirá en un leading case para Neuquén, demandará varios años para completar la remediación de los pasivos ambientales y el desmantelamiento de instalaciones y baterías.
“Los trabajadores petroleros no sobran.La industria tiene claro todo lo que puso la gente para llegar hasta acá”, sostuvo. En esa línea, planteó que el objetivo es garantizar previsibilidad laboral en una etapa de transformación acelerada del sector energético argentino. Además, señaló que eso incluirá acuerdos con los gobiernos de Neuquén y Río Negro para impulsar capacitaciones orientadas a preparar trabajadores frente a la nueva etapa de expansión de la industria. “Hay interés de las empresas, del gobierno y del sindicato para trabajar esto juntos”, concluyó.
Pérez de Solay afirmó que la industria quiere «en 10 años hacer el 40% de lo que Chile logró en 100”.
El CEO de Glencore Argentina, Martín Pérez de Solay, presentó la estrategia operativa de la compañía para el sector cuprífero en la Argentina, con un esquema que prioriza la reactivación de Alumbrera y el desarrollo secuencial de Pachón. Durante su presentación en la Exposición Internacional San Juan Minera, el directivo estableció como meta colocar ese cobre en el mercado hacia 2028 y como desafío sectorial planteó que «en 10 años queremos hacer el 40% de lo que Chile logró en 100”.
La hoja de ruta técnica de Glencore contempla la reapertura de la mina Alumbrera como un paso estratégico inicial. Según el ejecutivo, esta operación funcionará como una instancia productiva que permitirá reinsertar al país en el mercado global de metales básicos en el corto plazo. “Acabamos de anunciar el objetivo de reiniciar Alumbrera, queremos poner cobre argentino en el mercado en 2028”, precisó Pérez de Solay respecto a los plazos estimados.
El plan utiliza la infraestructura existente en Alumbrera para facilitar la transición hacia proyectos de mayor escala, como Agua Rica y, posteriormente, Pachón. El directivo enfatizó, en el encuentro sectorial organizado por Panorama Minero, la importancia de un crecimiento estructurado y el diálogo permanente con las autoridades para garantizar la viabilidad de las inversiones. “Tomamos la decisión hace un año de ir por todo y armar un programa de crecimiento ordenado”, señaló.
Respecto a Pachón, el ejecutivo brindó detalles sobre la magnitud del reservorio y su longevidad operativa, proyectando una actividad que superaría las siete décadas. “Es un proyecto que se va a desarrollar a su máxima capacidad”, afirmó sobre el yacimiento, que cuenta con reservas de seis millones de toneladas de cobre. La primera fase de procesamiento alcanzaría las 185.000 toneladas diarias de mineral.
La flexibilidad del desarrollo permite, de acuerdo con la visión de la empresa, adaptar la producción a las condiciones del mercado de manera constante. “Nadie planea una mina a 70 años”, observó el directivo, al tiempo que remarcó que las sucesivas etapas de expansión aseguran la rentabilidad del activo. Al respecto, añadió: “Siempre es viable poner producción. Esa es la belleza de este proyecto”.
Preocupación por el empleo y la infraestructura
En el ámbito social, Pérez de Solay identificó al empleo como una de las demandas principales de las comunidades locales ante la falta histórica de desembolsos de capital. “Hay en la Argentina una gran preocupación por el trabajo, apoyada en muchos años en los que no ha habido inversión. La minería se proyecta como un sector que puede generar empleo”, explicó el CEO en el encuentro sectorial.
La reactivación de Minera Alumbrera podría volver a aportar cobre en 2028.
La gestión del recurso hídrico fue otro de los ejes centrales, donde se planteó la necesidad de aplicar tecnología para optimizar el consumo en zonas con estrés hídrico. El ejecutivo propuso el diseño de estrategias de compensación entre regiones para mitigar el impacto ambiental. “Tenemos que empezar a pensar de manera inteligente”, subrayó respecto a la eficiencia técnica necesaria en los procesos industriales.
En relación con la infraestructura, la postura de la compañía es que las mineras no deben actuar como financistas directos de las obras civiles, debido a la disparidad en los retornos de inversión. “Los retornos de la infraestructura son más bajos que los de la minería. Usar capital con riesgo minero en infraestructura es mal uso del capital”, argumentó, sugiriendo que las empresas deben aportar la demanda contractual para que especialistas ejecuten las obras.
Pérez de Solay concluyó que la especialización técnica es clave para la competitividad del sector y que la responsabilidad de las operadoras debe centrarse en su núcleo de negocio. “Nosotros nos especializamos en lo que sabemos hacer”, sentenció, diferenciando el rol de las mineras frente a los desarrolladores de infraestructura básica y logística.
Finalmente, el directivo reconoció la magnitud de los objetivos planteados para la próxima década, aunque destacó un cambio de tendencia en las condiciones para la inversión minera en la Argentina. “Me asusta el tamaño de las cifras que tenemos por delante”, admitió, pero cerró su intervención con una perspectiva favorable sobre el escenario actual: “Todo lo que tenemos que hacer para que pase está pasando. Esta vez es distinto”.
TGN lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN
TGN, operadora regional de ductos y proveedora de soluciones para el desarrollo de proyectos energéticos, lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26), una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes profesionales —los rookies— en sus primeros desafíos dentro de la industria energética.
La campaña de JP26 se inspira en el alto desempeño y la preparación profesional e invita a jóvenes talentos de ingeniería a iniciar un recorrido de desarrollo basado en el conocimiento técnico, el entrenamiento continuo y la coordinación entre equipos. El automovilismo se toma como referencia por su afinidad con el perfil ingenieril, al representar valores compartidos con la industria energética como la precisión técnica, la preparación constante y la colaboración profesional. En ese marco, JP26 propone una experiencia de formación y aprendizaje en contexto reales, con participación temprana en proyectos y operaciones clave del sistema del transporte de gas natural del país.
Desarrollo de jóvenes
“JP26 está pensado para atraer y desarrollar a los rookies que van a liderar el futuro de la energía, con formación, acompañamiento y desafíos reales desde el inicio”, señaló Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN.
La convocatoria está orientada a jóvenes de hasta 29 años, graduados/as de las carreras de Ingeniería Eléctrica, Electromecánica, Electrónica, Industrial, Mecánica y Química con hasta tres años de recibidos; y estudiantes avanzados/as que adeuden como máximo tres finales y la tesis. Se valorará la disponibilidad para relocalizarse en distintas regiones del país. El manejo del idioma inglés no es excluyente.
Como operadora de un sistema de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros de extensión, TGN ofrece a estos jóvenes profesionales la posibilidad de construir su carrera en un entorno federal y de alta exigencia técnica, participando en operaciones y proyectos críticos para el abastecimiento energético de la Argentina.
“Para quienes estudian ingeniería y buscan desafíos de precisión con impacto real, este es el entorno donde el trabajo técnico se transforma en energía que mueve al país”, afirmó Carlos Ranzani, director de Operaciones de la compañía.
El programa JP26
Rotación por áreas clave del negocio, con alcance federal.
Acompañamiento permanente mediante tutorías y referentes técnicos.
Plan de capacitación técnica y de gestión.
Participación activa en proyectos core de la compañía.
Asignación efectiva a vacantes al finalizar el programa.
TGN cuenta con una sólida política de Diversidad & Inclusión, y en sus convocatorias de jóvenes profesionales alcanza un 37% de participación femenina, promoviendo un entorno profesional equitativo y de desarrollo.
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Durante 2024, el programa de Jóvenes Profesionales de TGN contó con 11 egresados, que completaron un recorrido de formación intensiva y participación en proyectos estratégicos de la compañía, consolidando a JP como una cantera clave de talento técnico para el desarrollo del negocio. Este año se espera que 10 talentos formen parte de este programa.
Condiciones y plazos de la convocatoria
La inscripción al programa JP26 estará abierta hasta el 29 de mayo de 2026.
La sede central de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) «atraviesa una situación crítica cuyo núcleo más sensible es la pérdida de recursos humanos«. La descripción es compartida por más de veinte referentes del sector nuclear argentino que fueron convocados por la Fundación Balseiro a reflexionar sobre el presente y futuro del organismo científico.
La fundación organizó el 24 y 25 de abril en Bariloche una actividad con un grupo reducido de personalidades de reconocida trayectoria en el área, quienes compartieron sus visiones sobre cuestiones estratégicas, controversiales y de proyección futura. EconoJournal accedió al documento final del evento, que incluye los artículos escritos por los expositores y sintetiza las coincidencias y diferencias.
Entre los expositores figuran Conrado Varotto (miembro fundador de INVAP), Alfredo Caro (ex director del Instituto Balseiro y del Centro Atómico Bariloche), Germán Guido Lavalle (ex presidente de CNEA), Julián Gadano (ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación) y Diego Hurtado (ex vicepresidente de CNEA).
«Todos coinciden en un punto central: la CNEA es una institución estratégica para el desarrollo de nuestro país que atraviesa una etapa crítica y que requiere unaredefinición profunda de su misión, su gobernanza, sus instrumentos de gestión y su relación con el ecosistema nuclear y científico-tecnológico nacional», dice el documento.
Dicha redefinición es estructural y va más allá de la coyuntura actual, marcada por reclamos salariales y presupuestarios. Cerca de 100 jefes y jefas de 11 de las 12 gerencias de la institución a mediados de abril elevaron una carta a las autoridades expresando su preocupación por la situación salarial, contractual y presupuestaria, en la que señalaron la «imposibilidad de sostener grupos de trabajo».
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, respondió que el gobierno trabaja en una reestructuración integral de la CNEA para que sea un organismo de investigación y desarrollo con capacidad de generar sus propios ingresos. «La inercia institucional que premió la expansión permanente nunca exigió resultados. Pedir más presupuesto sin cambiar la estructura es pedirle al Tesoro que financie indefinidamente un modelo que no cierra«, apuntó en un posteo en X.
CNEA: coincidencias y diferencias sobre el presente y futuro del organismo
Según la síntesis, los referentes coincidieron en que la CNEA enfrenta al menos cuatro desafíos: el fortalecimiento del organismo, la reforma de su gobernanza, la formación y retención de los recursos humanos, y la compensación adecuada de sus aportes al resto del ecosistema nuclear argentino. El diagnóstico común es que «la forma actual es inadecuada», aunque existen distintas miradas sobre cómo debería reorganizarse.
La expresión visible de la crisis esta en la dificultad del organismo para formar y retener el talento, su «activo más valioso». «El conocimiento nuclear profundo —el que permite diseñar, licenciar, operar, reparar, evaluar, innovar y formar— es conocimiento encarnado en comunidades técnicas. Se transmite entre generaciones mediante trabajo conjunto, dirección de tesis, participación en proyectos, operación de instalaciones y resolución de problemas reales. Una interrupción de esa cadena puede ser irreversible«, dice el documento.
Una buena parte de los problemas para retener el talento tienen origen en los problemas presupuestarios y salariales y en la relación institucionalmente desordenada con las empresas del ecosistema. «La síntesis posible es que la CNEA no debe competir innecesariamente con empresas, pero tampoco debe quedar subordinada a ellas ni transformarse en una cantera gratuita de talento y conocimiento«, advierten.
Sin embargo, en el documento se reconoce que existen diferencias sobre la manera en la que se deben abordar estos desafíos. Puntualmente, se mencionan diferencias vinculadas al peso relativo del Estado y del sector privado en el ecosistema y respecto de los grandes proyectos, como el CAREM o los reactores grandes como los diseños CANDU.
«Hay divergencias sobre la forma institucional concreta: autonomía de centros, estructura matricial, directorios, fondos fiduciarios, gestión de activos, laboratorios nacionales o reestructuración interna», señalan.
Aportes de los participantes
La síntesis anterior fue elaborada por el comité redactor en base a los textos escritos por los participantes, de los cuales emergen algunos conceptos que dan cuenta de los debates en curso dentro del sector.
El doctor en Física y ex director del Instituto Balseiro, Alfredo Caro, describió una serie de problemas en CNEA como la consolidación de áreas de poder ligadas a proyectos prolongados, la captura de recursos humanos e infraestructura por estructuras cerradas sobre sí mismas, la subutilización de equipamiento de alto valor, la endogamia en la formación y la hipertrofia de funciones jerárquicas como compensación salarial.
La propuesta de Caro es transformar a la CNEA en un Laboratorio Nacional moderno y que parte del financiamiento para sus proyectos de I+D provenga de la generación nucleoeléctrica a partir de su participación accionaria en Nucleoeléctrica Argentina. «Esto permite un cambio cultural: la CNEA dejaría de verse como un área dependiente sólo de fondos públicos para ser vista como una productora de recursos estratégicos de innovación«, explica Caro.
El ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, coincide en el valor que tiene el modelo de Laboratorios Nacionales del Departamento de Energía de los EE.UU. como ejemplo a replicar en el país. «El Estado hoy debe retirarse de las actividades productivas para que el sistema crezca, pero tiene un lugar irrenunciable en tres dimensiones: generación de incentivos correctos, regulación y licenciamiento, e I+D+I lo más en la punta que nuestras capacidades permitan», explicó.
El ingeniero nuclear ingeniero y actual miembro del directorio de INVAP, Juan Pablo Ordóñez, se expresó en una línea similar sobre la misión de la futura CNEA, la cual debería limitarse a la producción de bienes públicos. «Las actividades que no cumplan con la definición de ser bienes públicos, deberían ser transferidas a nuevas empresas que se creen para los fines específicos, o, en caso de ser viable, a las empresas existentes en el sector nuclear», analizó.
El físico-tecnólogo y ex presidente de Nucleoeléctrica, Alberto Lamagna, consideró que el organismo debería orientarse decididamente a la transferencia tecnológica y a la asociación con empresas de alta tecnología, tanto en el sector nuclear como en otras tecnologías sensibles y estratégicas.
«Esta redefinición del rol de la CNEA no implica que deje de participar en grandes proyectos futuros, como fueron el RA-10 o el CAREM. Significa que, para no desvirtuar su misión, la gestión de hitos, cronogramas y financiamiento debería recaer en otra instancia de gobiernoo en un consorcio público-privado creado específicamente para ese fin», apuntó.
El doctor en Física y ex vicepresidente de la CNEA, Diego Hurtado, consideró que el sector nuclear, en tanto sector económicamente estratégico, es compatible con los gobiernos que impulsan políticas industriales, energéticas y de I+D convergentes y de escala nacional.
En ese sentido, criticó las decisiones de cancelar proyectos como las centrales nucleares de tipo CANDU y Hualong One que China había ofrecido financiar. «Las centrales nucleares de potencia son la columna vertebral y el principio ordenador del sector nuclear argentino que garantiza la articulación de la trama institucional-empresarial y la convergencia de agendas institucionales y empresarias», evaluó.
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