El objetivo de la empresa consistió en maximizar la eficiencia apoyada en tres pilares de inversión durante 2025: tecnología aplicada, inteligencia artificial y capacitación del capital humano.
TB Cargo, empresa con 51 años de trayectoria en soluciones de transporte de carga, difundió un balance de gestión que destaca su capacidad de adaptación, su foco estratégico en la productividad y su fortalecimiento operativo en toda la región. “A pesar de la desaceleración de la actividad y el incremento de costos en dólares, la compañía sostuvo un desempeño sólido. La coyuntura llevó a una racionalización de estructuras y a una gestión orientada a maximizar la eficiencia, apoyada en tres pilares de inversión durante 2025: tecnología aplicada, inteligencia artificial y capacitación del capital humano”, destacaron desde la compañía.
Aceleración de la productividad
Entre los avances más relevantes se encuentran la implementación de IA para el mapeo de rutas, la optimización de procesos y el impulso de campañas comerciales más precisas; el desarrollo y consolidación de la App TB Cargo y su integración con SAP para robustecer la trazabilidad y la gestión logística; y la ejecución de programas de liderazgo y coaching destinados a profesionalizar equipos y detectar talento interno.
En este proceso, la compañía subrayó el rol estratégico de sus oficinas y colaboradores en los siete países donde opera, que participaron activamente en la adopción de nuevas herramientas y en la estandarización de procedimientos. Las sedes regionales aportaron conocimiento local, mejoras operativas y capacidad de respuesta para acompañar los proyectos en cada mercado, lo que fortaleció la cultura colaborativa y permitió una implementación homogénea de las innovaciones en toda la red.
“En un año que nos ha exigido adaptarnos rápidamente, hemos reafirmado nuestro compromiso con la innovación y la eficiencia”, señaló Pablo Piccirilli, vicepresidente de TB Cargo.
Pablo Piccirilli, vicepresidente de TB Cargo.
Actividad regional
La actividad regional también dejó resultados significativos. En Chile, la compañía avanzó en operaciones vinculadas al movimiento de baterías BESS; en Perú, ejecutó el transporte de Rigs petroleros y cargas internacionales; y en Brasil intervino en proyectos de cargas industriales, consolidando su presencia en sectores estratégicos como energía y minería.
Con la mirada puesta en 2026, TB Cargo proyecta un escenario de crecimiento sostenido. “Tenemos muy buenas expectativas para el año próximo, en el que seguiremos trabajando con el mismo compromiso y la dedicación que nos han caracterizado durante más de cinco décadas”, afirmó Lisandro Garmendia, presidente de la compañía.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación del metano.
La Unión Europea no modificará por el momento una regulación sobre las emisiones de metano que los Estados Unidos está pidiendo eliminar o revisar. La norma, que obliga a los importadores de energía en Europa a reportar las emisiones de metano, es monitoreada de cerca por las productoras en Vaca Muerta que aspiran a exportar el combustible.
El comisionado de Energía de la Comisión Europea, Dan Jørgensen, aseguró este lunes que no evalúan cambios en la regulación del metano. «No estamos considerando derogar, retirar o modificar la regulación», dijo el funcionario durante la reunión del Consejo Energético europeo en Bruselas.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación del metano (EUMR por sus siglas en inglés) y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (CSDDD).
EE.UU. y Qatar, los dos principales países suministradores de GNL a la Unión Europea, ya presionaron publicamente en octubre contra la directiva en sostenibilidad corporativa.
EE.UU. contra la regulación al metano
Ahora la administración de Donald Trump busca también que sus exportaciones de GNL y petróleo queden exentas de cumplir con la regulación del metano, la cual obliga a los importadores de energía en Europa a reportar las emisiones de metano asociadas con esos suministros. La meta central de la EUMR es forzar a los importadores a demostrar que la intensidad de producción de metano está por debajo de ciertos valores máximos de intensidad a partir de 2030.
El pedido concreto a las autoridades europeas es que concedan una prórroga hasta octubre de 2035 para el cumplimiento de los requisitos. «El Reglamento sobre el Metano de la UE constituye una barrera comercial no arancelaria crítica que impone una carga indebida a los exportadores estadounidenses y a nuestra relación comercial», dice un documeto del gobierno estadounidense visto por la agencia Reuters.
El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, había advertido con anterioridad que la regulación es de cumplimiento imposible para las compañías y que pone en peligro los suministros a Europa.
Regulación del metano en Europa
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 alcance extraterritorial, ya que también se aplican a las emisiones de metano que se producen fuera de la UE, en lo que respecta al petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados dentro del mercado europeo.
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.
Carta conjunta con Qatar
La otra regulación que EE.UU. pide derogar o modificar es la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa, que obligará a medir y/o notificar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Qatar advirtió este año a Europa que dejará de venderle GNL si no flexibiliza esta directiva.
Estados Unidos y Qatar expresaron su preocupación en una carta conjunta remitida en octubre por los titulares de las carteras de Energía de cada país. «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.
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 operen dentro de esta.
Entre los requisitos que establece figura la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o no están bajo su control. Esta exigencia es de difícil cumplimiento para las empresas que producen y comercializan hidrocarburos en los tiempos demandados por la UE.
Transportadora de Gas del Norte (TGN) realizó este lunes una licitación para asignar capacidad de exportación de gas natural hacia Chile. En concreto, llevó adelante un open season a pedido de la empresa Colbún, una de las principales generadoras de energía del país trasandino, que está interesada en cerrar contratos de compra de gas a largo plazo desde la Argentina.
La novedad que arrojó el concurso es que Pluspetrol, una de las petroleras más activas en Vaca Muerta a partir de la explotación de dos yacimientos insignia como La Calera y Bajo del Choique, presentó una oferta para contratar capacidad de transporte de la red de TGN (desde Tratayén hacia La Mora) por más de 50 años. En rigor, la compañía propuso contratar capacidad para evacuar 4,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) en firme hacia Chile a través del gasoducto de GasAndes hasta el año 2078, es decir, por 52 años a partir del 1º de enero de 2026.
No existen antecedentes que den cuenta de un contrato de tanta duración en la Argentina. El dato cuantifica la longevidad que promete tener el proyecto de desarrollo de gas desde Vaca Muerta y pone en evidencia que el desafío de los productores de gas en Neuquén radica en asegurarse mercados para colocar el fluido extraído en la cuenca Neuquina.
La Calera, el principal campo de gas asociado de Vaca Muerta, es operado por Pluspetrol.
La apuesta por el mercado de Chile
En esa clave, Pluspetrol presentó ayer una oferta que tomó por sorpresa a la industria hidrocarburífera. Nadie esperaba una oferta por un plazo de tiempo tan abultado. Está claro que la empresa, que a fines de 2024 adquirió los activos de ExxonMobil en Neuquén a cambio de US$ 1700 millones y hoy es el mayor productor de gas asociado del país (gas que extrae desde La Calera), apunta no sólo a quedarse con buena parte del mercado doméstico de gas, sino que también aspira a avanzar sobre el mercado de exportación hacia Chile.
Pluspetrol produjo en noviembre más de 20.000 barriles diarios (bbl/d) de crudo desde Bajo del Choique (tiene el objetivo de llegar a 120.000 barriles hacia fines de la década) y más de 25.000 bbl/d de petróleo y más de 12 MMm3/día de gas desde La Calera.
En el open season realizado ayer, EcoGas —la compañía que controla Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana— ofertó contratar transporte por 700.000 m3/día para cubrir la demanda prioritaria (residencial) de Mendoza. Por eso, antes de formalizar la adjudicación de los 4,8 MMm3/día que puso a disposición, TGN debe esperar el aval del Enargas, el ente regulador que debe convalidar la propuesta presentada por EcoGas.
El open season realizado por TGN a pedido de Colbún no implicará, en principio, que la empresa transportista —que tiene como accionistas co-controlantes a Tecpetrol y CGC— tenga que realizar inversiones para ampliar su red de gasoductos. El concurso de ayer sólo contempla asignar capacidad de transporte existente. Sin embargo, la cantidad de ofertas presentadas podría habilitar esa posibilidad hacia futuro.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, informó el domingo por la noche que YPF bajará esta semana los precios de sus naftas un 2% en promedio. “Todos los días un poquito y no en todos lados igual”, aseguró. Si bien el directivo no explicó por qué se tomó esa decisión, de un relevamiento realizado por EconoJournal entre fuentes del mercado sobresalen tres razones que justifican la decisión.
Caída del precio del petróleo
El precio del Brentpromedió US$81 dólares por barril el año pasado y a lo largo de 2025 la tendencia viene siendo a la baja. En noviembre promedió US$ 63,7, el promedio mensual más bajo del año, y en lo que va de diciembre ya retrocedió más de un 4% al pasar de US$62,8 a US$60,2.
A su vez, el dólar mayorista retrocedió levemente en el mes de $1451 a $1439. Si bien YPF no explicita qué criterios toma en cuenta al momento de decidir la baja y la suba de los combustibles, esas dos variables son clave para entender la evolución del precio de las naftas en los surtidores.
Recorte en el margen de refinación
Luego de las elecciones, YPF aceleró la suba de los precios de sus naftas para recomponer el margen de refinación, que es clave para el desarrollo de su plan de negocios. De hecho, en noviembre la nafta súper trepó 7,6% y nafta la premium 5,2% en la Ciudad de Buenos Aires, según el relevamiento que lleva adelante el sitio Surtidores.com.ar, pese a que la cotización del crudo bajó levemente durante ese mes y el dólar mayorista subió apenas un 0,9% al pasar de $1438 a $1451.
Esa suba pasó desapercibida en la mayoría de los medios de comunicación porque YPF dejó de comunicar a partir de julio la variación de sus precios como lo hacía antes argumentando que ahora lleva adelante una estrategia de micropricing, un modelo que permite ajustar los precios del combustible en tiempo real en función del comportamiento de la demanda, la competencia local y el flujo vehicular.
Donde sí tomaron nota del incremento de precios es en el Ministerio de Economía, pues fuentes de esa cartera señalaron a este medio hace algunos días que iban a estar atentos a que la recuperación del margen de refinación no sea excesiva, sobre todo ahora que la cotización del precio del crudo está retrocediendo. La decisión de YPF está en línea con la decisión del Palacio de Hacienda.
Reducción de la brecha de precios
Al anunciar la baja de 2% Marín aclaró que “no será en todos lados igual”. Eso está vinculado con una decisión de la compañía de que la brecha de precios entre regiones se explique por motivos estrictamente vinculados al negocio –como por ejemplo el costo del flete— y no por razones políticas o de visibilidad. En otras palabras, la decisión es ponerle fin a la práctica consistente en cobrar más barato en los surtidores de la Ciudad de Buenos Aires porque es donde están puestas todas las miradas, fundamentalmente de la prensa.
Pan American Energy (PAE) firmó un acuerdo con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para exportar gas natural desde el yacimiento de Vaca Muerta, con destino a la generación térmica del vecino país, informó este lunes la petrolera.
El contrato establece el suministro de gas para alimentar el ciclo combinado de Punta del Tigre, en Uruguay. Esta operación permite a UTE reemplazar combustibles más caros y contaminantes, generando un consecuente ahorro en costos para el país vecino.
La exportación se canaliza a través del Gasoducto Cruz del Sur, infraestructura clave que conecta la localidad de Punta Lara, en la Argentina, con Colonia y Montevideo, en Uruguay. PAE es uno de los accionistas de este ducto, junto a la compañía energética ANCAP de Uruguay, Harbour Energy y Shell.
Hasta la fecha, la petrolera argentina informó que ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, y se anticipan mayores volúmenes de exportación durante la temporada estival.
Interés de Uruguay por el gas argentino
UTE es la empresa pública responsable del sector eléctrico de Uruguay, cubriendo las actividades de generación, trasmisión, distribución y comercialización de energía.
A fines de marzo, la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, visitó la provincia de Neuquén para mantener una reunión con el gobernador, Rolando Figueroa, a quien le manifestó el Gobierno uruguayo tiene como objetivo avanzar en la complementariedad energética regional y profundizar su soberanía en esta materia.
Uruguay está incorporando al gas a su matriz energética.
La funcionaria explicó, por entonces, que el objetivo del gobierno es la incorporación del gas natural en la matriz energética, y con este flujo de transición avanzar en la descarbonización, luego de que el país consolidara una matriz eléctrica casi completamente renovable.
PAE volcada a la exportación de gas
Pan American Energy es uno de los mayores productores de gas natural de la Argentina. Si bien abastece prioritariamente al mercado interno, esta exportación de excedentes a mercados regionales representa una nueva fuente de divisas para la Argentina.
Además, la empresa busca consolidar su posición en el panorama energético internacional, y a partir de 2027, como parte del consorcio Southern Energy, prevé comenzar con las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL) desde un buque licuefactor en el Golfo San Matías, en el litoral marítimo de Río Negro.
Hasta allí, llegará en el segundo semestre de 2027 el buque Hilli Episeyo, que dará lugar a las primeras exportaciones de GNL del país, para lo cal ya tiene comprometida el 80% de su producción mediante un contrato de reciente firma con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para la venta de de 2 millones de toneladas anuales por 8 años.
Además, este año, la compañía nacional fue una de las que logaron las primeras exportaciones de gas desde Vaca Muerta al sur de Brasil, a través de la infraestructura de ductos de Bolivia, un destino que las empresas buscan consolidar con nuevas obras de ampliación de capacidad.
En ese sentido, uno de los proyectos contemplados por los equipos técnicos de los gobiernos de la Argentina y Brasil junto a las empresas productoras y los eventuales clientes del vecino país, es ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Cruz del Sur.
YPF cumplió con la anunciada desinversión en Profertil.
YPF oficializó este lunes la venta por unos US$635 millones de su participación del 50% en Profertil, la mayor productora de urea de Sudamérica, al consorcio integrado por Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).
La decisión, aprobada por el directorio de la compañía consolida la desinversión total de la petrolera en el negocio de fertilizantes y ratifica la reorientación estratégica de su cartera de activos.
La venta del paquete accionario de YPF es parte del Plan 4×4 que lleva adelante la gestión del presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, que guía la transición de la petrolera a convertirse en un jugador puramente orientado al shale de clase mundial.
Esta operación forma parte de la gestión activa del portafoliopor la cual la petrolera se está desprendiendo de otros activos, como los bloques de hidrocarburos convencionales en seis provincias, la presencia en Brasil y Chile, y en la distribuidora Metrogas.
YPF aprobó la venta del 50% de Profertil
La transacción, si bien se circunscribe a la mitad de YPF, culmina la adquisición del 100% de Profertil por parte de Adecoagro (90%) y ACA (10%), valorada en un total de aproximadamente US$1.200 millones. El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes estipuladas en el acuerdo.
YPF comunicó la venta este lunes al mercado, a través de un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que el 12 de diciembre el directorio de YPF aceptó la oferta presentada el 1 de diciembre de 2025 por Agro Inversora Argentina. Se trata de una sociedad del grupo Adecoagro, que compra del 50% del capital social y de los derechos de voto de YPF en Profertil, en 391.291.320 acciones Clase B.
La planta de Bahía Blanca tiene una terminal portuaria propia.
El monto informado asciende a los US$635 millones, el cual se encuentra sujeto al mecanismo de ajuste de precio previsto por las partes en el acuerdo de compraventa de acciones. Asimismo, el cierre de la Transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo de compraventa de acciones.
Mientras YPFse concentra en la energía, el 50% vendido se integra a un esquema agroindustrial. Adecoagro y ACA aseguran el control total de una planta industrial en Bahía Blanca con capacidad de producir 1,3 millones de toneladas de urea y 790 mil toneladas de amoníaco por año.
Un nuevo proyecto agroindustrial
La empresa agroindustrial tiene hace varios años un proyecto listo para duplicar su capacidad de producción, en un terreno lindero, que demandará una inversión estimada en al menos US$1.000 millones y que permitiría completar el abastecimiento interno y contar con saldos exportables para un producto de alta demanda.
Profertil es uno de los productores de urea y amoníaco más eficientes del mundo, y abastece alrededor del 60% del consumo de urea de Argentina. Su complejo industrial en Bahía Blanca —el polo petroquímico más importante del país— tiene acceso a gas natural y electricidad a precios competitivos.
Mariano Bosch, Cofundador y CEO de Adecoagro afirmó que “Profertil es una de las mejores compañías de Argentina, con un equipo profesional experimentado y comprometido. Su ubicación, y sus condiciones productivas y comerciales son estratégicas para la región».
«Queremos seguir potenciando esta operación, donde se transforma gas en un insumo clave para la producción de alimentos”, agregó el directivo, al destacar el logro en asociación con ACA, lo que «refuerza el compromiso de construir negocios agroindustriales sustentables, competitivos y generadores de valor para el desarrollo de Argentina y Sudamérica”.
«Esta alianza estratégica con Adecoagro representa un paso trascendental en la consolidación de nuestra presencia en la producción y distribución de insumos agropecuarios en la Argentina,» remarcó, por su parte, Ricardo Wlasicsuk, Gerente General de ACA, tras oficializarse la aprobación de la venta por parte de YPF.
El secretario Daniel González anunció el RIGI para el upstream
El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, anunció este viernes que el Gobierno nacional decidió incluir dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) las actividades del upstream de hidrocarburos, para fortalecer los proyectos de exportación de petróleo y gas no convencional.
El anuncio fue realizado en el tradicional almuerzo por el Día del Petróleo que congregó al viceministro de Economía, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, y a los principales directivos de las compañías operadoras del país en un evento realizado en el Hotel Sheraton de la ciudad de Buenos Aires.
El objetivo central de esta medida es acelerar el flujo de capitales y la producción incremental en el sector energético, otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios aproyectos de gran escala, con lo cual el Gobierno decidió atender el pedido que venían realizando tanto las empresas operadoras como la provincia de Neuquén a través del gobernador Rolando Figueroa.
El planteo del RIGI para el upstream
Si bien el RIGI está vigente para obras de infraestructura para hidrocarburos, se considera que esas inversiones millonarias contempladas representan la mitad de un proyecto. La otra mitad es la producción que por la dinámica del no convencional requiere elevadas tasas de reinversión anual, financiamiento intensivo, ciclos de inversión continua, escalabilidad para sostener curvas de desarrollo.
González reveló en su discurso que la decisión de incorporar el upstream al RIGI fue instruida por el ministro de Economía, Luis Caputo, tras una visita que realizó ayer a un área en producción de Cuenca Neuquina, donde mantuvo una reunión con el gobernador Figueroa en la cual la adecuación del RIGI fue el tema principal.
González junto al presidente del IAPG, Ernesto López Anadon
“Ayer tuve la suerte de hacer una visita al campo, con el ministro de Economía y a sugerencia del gobernador Figueroa, el ministro nos instruyó a analizar la forma de incorporar el upstream en el RIGI, así que esto es algo que vamos a empezar ahora mismo, de modo tal de que incentive la inversión y la producción adicional de este gran desafío”, declaró González ante los empresarios.
El gobierno viene de realizar en las últimas semanas otro anuncio de impacto para la actividad petrolera, al decidir junto a las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén, la intención de eliminar las retencionesa la exportación de petróleo convencional, lo que puede significar un alivio ante los costos mayores de esa actividad y la caída de precios.
El impacto del precio del crudo
El coordinador de Minería y Energía reconoció el complejo escenario económico que enfrentó la industria durante el último año, marcado por la volatilidad del precio internacional del crudo. «Cerramos un año en el cual la baja del precio del barril significó un impacto durísimo que desafió a la subsistencia en el convencional, y en el no convencional una baja de 12 dólares el barril que impactó, pero que igualmente mantiene el nivel de actividad”, contextualizó.
Pese a este escenario, el funcionario destacó el esfuerzo del sector en el desarrollo de la formación: “Hay un compromiso de largo plazo de una industria que tiene visión estratégica, que entiende que los ciclos no dejan de ser ciclos. A pesar de que los números no acompañaron, hubo récord de producción, balanza comercial, crecimiento a dos dígitos de operación”.
González insistió en que el apoyo estatal se brindará sin descuidar la política de austeridad fiscal del gobierno. “Vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia, porque es la clave que nos permite vivir en otro país. Es ese equilibrio fiscal este gobierno no lo va a negociar porque gracias a eso sus empresas valen más, hay financiamiento que antes no había, hay nuevas compañías”, aseveró.
El festejo del Día del Petróleo volvió a reunir a los ejecutivos de la industria.
El secretario resaltó la potencialidad del RIGI como herramienta para materializar inversiones que, de otra forma, podrían no haber avanzado o se habrían postergado. “Hay ciertos proyectos que es difícil decir si hubieran o no sucedido, pero la sensación es que no hubiera sucedido o hubiera sucedido más adelante, o hubiera sido más pequeño«, consideró.
Concretamente, se refirió a las plataformas exportadoras en pleno desarrollo como el proyecto Vaca Muerta Oil Sur y las distintas fases del Argentina LNG, y agregó que «existen cinco proyectos adicionales en curso, incluyendo la expansión de gasoducto de Perito Moreno, el gasoducto dedicado para el GNL, y tres proyectos de plantas de tratamiento para el mejor desarrollo del petróleo» que se están analizando.
El aporte del RIGI al no convencional
En este sentido, enfatizó que las condiciones del RIGI marcan la dirección económica que busca la Argentina. “Creemos que es una herramienta que ha sido sumamente poderosa y que, como dice el presidente (Javier Milei) y el ministro permanentemente, muestran a dónde queremos que converja la Argentina. Las condiciones de RIGI, ojalá terminen siendo las condiciones que apliquen para toda la economía, no solamente para este sector en la Argentina”, sostuvo González.
Tras el anuncio, distintos voceros del sector destacaron que la incorporación del segmento no convencional permitiría asegurar un flujo sostenido de inversiones en perforación, completación, infraestructura de evacuación y eficiencia operativa, para mantener la curva ascendente de producción y completar el proceso exportado.
En ese sentido, se explicó que el alcance del RIGI a actividades de upstream debería contemplar la liberación gradual del cepo cambiario, la estabilidad tributaria, el mantenimiento de tasas impositivas por 30 años, la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias, y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital.
El gobierno de Javier Milei rechazó el anuncio de una inversión conjunta entre petroleras del Reino Unido y de Israel en un proyecto de petróleo offshore cercano a las Islas Malvinas. Se trata del campo Sea Lion, el principal proyecto offshore de las Islas Malvinas y uno de los descubrimientos de petróleo sin desarrollar más grandes del mundo, con recursos estimados en 917 millones de barriles.
La Cancillería argentina publicó en la tarde del jueves un comunicado en rechazo al anuncio de la petrolera británica Rockhopper Exploration y de la petrolera israelí Navitas Petroleum de una decisión final de inversión (FID) para el desarrollo de la fase 1 del proyecto, calificando de «ilegítimos» los derechos concedidos por el Reino Unido a estas empresas para operar en aguas cercanas a Malvinas.
El comunicado remarca que «toda exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en las áreas sujetas a disputa de soberanía resulta contraria a lo dispuesto por la Resolución 2065 (XX) y concordantes de la Asamblea General de las Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización».
La acción unilateral del Reino Unido es “incompatible con lo dispuesto por la Resolución 31/49 de la Asamblea General, que insta a las partes a abstenerse de introducir modificaciones unilaterales en la situación mientras las Islas se encuentran sujetas al proceso de negociación”.
Campo Sea Lion
Según lo informado por las petroleras, el Gobierno de las Islas Malvinas aprobó el programa de desarrollo y producción para las fases 1 y 2 del Área de Desarrollo Norte dentro del yacimiento Sea Lion (el FDP), con una licencia de explotación por 35 años o más si es necesario para completar la producción.
Rockhopper y Navitas tienen previsto invertir US$1800 millones para comenzar a producir petróleo en la fase 1 del proyecto Sea Lion. El objetivo de esta primera etapa es producir 170 millones de barriles (59,5 millones netos serán para Rockhopper), con una producción máxima de aproximadamente 50.000 barriles por día. Navitas será la operadora del proyecto.
El primer petróleo de la fase 1 se espera para 2028. Respecto de la fase 2, las empresas anticipan que producirán 149 millones de barriles (52,15 millones netos para Rockhopper).
La terminal de Escobar es el punto de ingreso del GNL al país.
El Gobierno nacional quiere lanzar en enero un nuevo esquema que, a partir del próximo invierno 2026, elimine la intermediación estatal en la compra de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los picos de demanda estacional, transfiriendo mediante licitación pública esta responsabilidad a un comercializador que asuma el rol que hasta hoy desempeña Enarsa.
En el proceso de privatización de Enarsa, a partir de la indicación de la Ley de Bases, la Secretaría de Energía está desarmando potestades que fue acumulando la empresa en las últimas dos décadas, y que la actual gestión considera que no deben estar en manos del Estado, en tanto haya un privado que pueda ocupar ese rol.
En el caso de las compras de los metaneros de GNL la idea que se trabaja en la Secretaría de Energía es eliminar la intermediación estatal y traspasar esa responsabilidad a un comercializador, el que será asignado mediante licitación pública como encargado de leer la demanda estacional, determinar los volúmenes de GNL necesarios para cubrir el pico, y gestionar la compra de los cargamentos en el mercado internacional.
El riesgo privado ante la volatilidad
La gestión de los cargamentos en el mercado internacional implica que el comercializador deberá navegar la volatilidad de los precios del GNL, influenciados por las tendencias globales y la demanda estacional. Históricamente, la Argentina accede a este mercado con contratos spot a comienzos de cada temporada para cubrir los picos invernales, en al menos dos o tres tandas de licitación.
El desafío para el privado residirá, además, en la optimización logística, que incluye no solo la compra del gas, sino la contratación de los buques metaneros y la coordinación para la llegada a la planta regasificadora de Escobar, desde donde se inyecta al sistema de TGN.
Una consecuencia directa de esta medida es que el costo pleno del GNL importado, que suele ser significativamente más alto que el gas producido en la Argentina, será trasladado a la tarifa de los usuarios finales, eliminando así el subsidio estatal que hoy absorbe ENARSA, en valores que más que duplican por lo que se paga el gas argentino.
La gestión de compra de los metaneros quedará en manos de un trader
La misma fuente consultada explicó que si bien se delega lo operativa, el Estado no se desentiende por completo, sino que el plan que se busca poner en marcha contempla que la autoridad de aplicación «seguirá supervisando la operatoria«, aunque dejará en manos privadas la decisión sobre la cantidad de barcos a comprar y los precios de adjudicación.
La privatización de Enarsa
Este movimiento se da en un marco más amplio que incluye la autorización para el proceso de privatización total de Energía Argentina, tal como se estableció en el Decreto 695/24, por el cual se dispone la separación de las actividades y bienes de cada unidad de negocio de la empresa, con el fin de garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que dicha empresa tiene a su cargo.
La intención del Gobierno es que el sector privado asuma el riesgo y la gestión de la compra del GNL, un insumo clave para el invierno. Esto se enmarca en la política de eliminación de subsidios y búsqueda del equilibrio fiscal, pero aún no está claro el impacto potencial en las tarifas de los consumidores al trasladar el costo real de la energía importada.
La Secretaría de Energía ya comunicó a las distribuidoras y grandes comercializadores de gas que serán ellos quienes deberán asumir las compras en el mercado para el invierno, gestionando el abastecimiento con el comercializador adjudicado y eliminando, finalmente, el rol de intermediario de Enarsa.
El rol del Estado como comprador
En el reciente Energy Day que organizó EconoJournal, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, aseguró que el Gobierno decide dar este paso de desregulación con el convencimiento de que “no va a faltar GNL”, y resaltó que “lo que se haga es con la intención de que esté la misma disponibilidad que hoy, pero no tiene sentido que el comprador de última instancia tenga que ser siempre Enarsa”.
Lo segundo es que “tampoco tiene sentido que el Estado pague el costo. Entonces, se intentará llegar a este invierno para que los compradores GNL sean comercializadores, asegurar que el precio sea igual o menor, porque con más libertad menores precios”.
Daniel González dio detalles del esquema en el último Energy Day.
El tema crucial que se desprende de esa transformación es de qué manera ese costo se distribuye en la demanda. El Plan Gas tiene un costo promedio año de US$3,8, y si se le adiciona a la demanda residencial de gas, el impacto del GNL específicamente para consumo residencial, “ese precio promedio anual subirá 5% a lo sumo 10%, por lo que el Gobierno busca una forma de abordar eso, de manera que no haya una parte de la demanda que pague todo el costo del GNL”, explicó.
La desregulación de las compras de gas natural licuado es uno de las dos reformas que está llevando adelante en el mercado del gas. La otra es la reducción del rol central de Enarsa como compradora de gas bajo el esquema del Plan Gas.ar.
El espejo del mercado eléctrico
El objetivo es replicar la estrategia de salida gradual que se aplica en el sector eléctrico: mantener a Enarsa solo como comprador de última instancia, mientras se generan los incentivos necesarios para que los productores de gas que actualmente venden su producción a la compañía estatal busquen voluntariamente sustituirla por off-takers (compradores) del sector privado.
Esta medida es vista como un paso crucial para acelerar la desregulación, dado que el Plan Gas, si bien fue una política de Estado que funcionó bien, hoy representa un obstáculo para la liberación del sector. El Gobierno argumenta que las condiciones del mercado cambiaron y el sector privado ahora tiene capacidad de contratación, por lo que se debe promover la relación contractual directa entre privados.
Finalmente, de ambos casos -libre contratación de gas y de GNL- se desprende una transparentación de los costos para asegurar la provisión de todo el sistema, y hacer el pass-through a las tarifas para que luego el Estado Nacional defina qué porcentaje subsidia. En ese punto empalma el nuevo criterio que comenzara a aplicar la Secretaría de Energía de subsidiar parte de la energía en un proceso gradual durante 2026, pero sin complicar la señal de precios.
La propuesta de SECCO para la autogeneración eléctrica se basa en Unidades Modulares de Generación a gas natural o gases no convencionales, de alta eficiencia y confiabilidad.
La autogeneración se consolida como una alternativa estratégica para las industrias que buscan reducir costos, ganar eficiencia y asegurar la continuidad de sus operaciones. Mediante el uso de fuentes renovables o gas natural, SECCO se propuso como objetivo brindarle a sus clientes soluciones a medida que permiten ahorrar en el costo del kWh, evitar interrupciones en el proceso productivo y avanzar hacia una gestión más sustentable.
90 años de experiencia en energía
“Con más de nueve décadas en el mercado, SECCO es referente en soluciones de suministro y generación de energía. Desde su planta industrial en Rosario, de 45.000 m² cubiertos destinados a la producción, diseña y fabrica unidades de media y alta potencia para el sector público y privado. La compañía ya cuenta con más de 1.500 MW instalados en más de 160 centrales de generación, ya sea en sistemas aislados o conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, destacaron desde la empresa.
Su expertise abarca múltiples tecnologías y combustibles: gas natural, fuel oil, gasoil, diésel, energías renovables (fotovoltaica e híbrida) y desarrollos para optimizar el uso de recursos naturales.
Autogeneración: proyectos a medida
La autogeneración de energía es la producción de electricidad por parte de un usuario para su propio consumo, utilizando equipos instalados en el lugar de su emplazamiento. Esta práctica permite reducir la dependencia de la red pública de electricidad, disminuir costos energéticos y generar mayor eficiencia en el suministro, siendo especialmente impulsada por el sector industrial y comercial.
La propuesta de SECCO para la autogeneración eléctrica se basa en Unidades Modulares de Generación a gas natural o gases no convencionales, de alta eficiencia y confiabilidad. Cada proyecto se diseña de acuerdo con las necesidades de cada cliente e incluye provisión de equipos, montaje, instalación, mantenimiento operativo y la opción de operación directa por parte de SECCO o capacitación del personal interno del cliente.
Cada proyecto se diseña de acuerdo con las necesidades de cada cliente e incluye provisión de equipos, montaje, instalación, mantenimiento operativo y la opción de operación directa por parte de SECCO.
Cuatro beneficios clave de la autogeneración
Ahorro en la factura eléctrica: reducción significativa del costo por kWh frente a la tarifa de red, con impacto directo en la rentabilidad. Esta optimización del gasto energético impacta positivamente en los costos operativos generales.
Confiabilidad Operativa: los sistemas de autogeneración aportan estabilidad y seguridad al proceso productivo porque evita los riesgos asociados a interrupciones o variaciones de tensión en la red pública. Esto asegura la continuidad de procesos críticos y minimiza la pérdida por paradas no programadas.
Flexibilidad y escalabilidad: los proyectos son dimensionados según la demanda de cada cliente, con posibilidad de expansión modular. Esta característica permite acompañar el crecimiento industrial sin necesidad de redimensionar la infraestructura energética desde cero.
Independencia energética: menor dependencia de la red eléctrica convencional mejorando así la resiliencia operativa y brindando mayor control sobre la gestión de la energía. Esto es especialmente relevante en zonas con restricciones de suministro o limitantes en la potencia contratada.
Innovación y monitoreo permanente
Todas las centrales cuentan con monitoreo satelital 24/7 desde el COG (Centro Operativo de Generación) de SECCO. Los clientes acceden en tiempo real a la telemetría y reciben alertas por email ante cualquier evento. Además, la compañía dispone de inventario propio de repuestos y partes originales para garantizar respuesta inmediata.
Casos de éxito en distintas industrias
“En los últimos años SECCO ha implementado este sistema a lo largo y ancho del país, para los más diversos sectores, tales como: el agrícola, el agroindustrial, el alimenticio, el industrial y de servicios, entre otros”, aseguraron desde la empresa.
Para cada cliente, se desarrolló una solución a medida: alternativas de Centrales en paralelo a la red eléctrica de hasta 10 MW que operan con gas natural gracias a unidades de generación que Secco dispone para su implementación; o sistemas que operan ‘en isla’, asilados al sistema eléctrico nacional. Incluso se han diseñado opciones de implementación de Plantas de Biogás con conexión en paralelo.
Energía para un futuro más sustentable
“Con soluciones innovadoras, experiencia comprobada y proyectos en marcha en todo el país, SECCO reafirma su compromiso con la autogeneración de energía como un modelo que potencia la competitividad, la rentabilidad y la sustentabilidad de sus clientes”, concluyeron desde la compañía.
“Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo”, se titula el informe de Fundar.
La Cuenca del Golfo San Jorge se enfrenta a un desafío de reconversión productiva. Tras más de 100 años de explotación petrolera, su producción cayó un 33% en gas y un 20% en petróleo entre 2017 y 2025, con un fuerte impacto en el empleo directo, indirecto y en las regalías que perciben los gobiernos provinciales de Santa Cruz y Chubut.
Un informe del centro de estudios Fundar, titulado “Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo”, explora las posibilidades de reconversión que tiene la región en este contexto tan difícil y advierte sobre los riesgos de una transición fallida como la que ocurrió luego de la privatización de YPF en la década del 90.
“La experiencia internacional y argentina muestra que, aunque el momento del agotamiento no es previsible, los impactos que genera suelen repetirse y agravarse cuando no hay anticipación. Este documento busca recuperar esas lecciones, sistematizar la evidencia disponible y contribuir a una toma de conciencia informada sobre la urgencia de actuar antes de que los costos sociales y territoriales se vuelvan irreversibles”, remarcan Nicolás Sidicaro, Ana Julia Aneise, Juan Martín Argoitia, Carola della Paolera, Carlos Freytes y Daniel Schteingart.
Antecedente trágico
La experiencia argentina muestra que, sin planificación, el agotamiento o reconfiguración de modelos económicos basados en recursos naturales puede derivar en crisis de múltiples dimensiones. Un antecedente claro es la crisis económica, social y política que provocó la privatización de YPF en esta región.
La crisis de los 90 no fue provocada por el agotamiento del recurso sino por una reestructuración de la empresa, pero los efectos que provocó coinciden con aquellos generados por el declive de la producción y, según Fundar, permite anticipar los riesgos que supone no abordar el problema a tiempo.
Entre 1990 y 1995, la dotación de personal de YPF se redujo de aproximadamente 51.000 a 5700 trabajadores, lo que implicó la desvinculación de más del 85 % de la plantilla mediante despidos, jubilaciones anticipadas y retiros voluntarios. Es proceso impactó de lleno en las localidades de Cutral Có y Plaza Huincul (Neuquén); Tartagal, General Mosconi (Salta) y Comodoro Rivadavia (Chubut).
El trabajo de Fundar recuerda, por ejemplo, que en Comodoro Rivadavia YPF pasó de representar el 22,8% al 1,9% de la ocupación entre 1990 y 1993, la desocupación urbana trepó hasta alcanzar el 14,8% y la subocupación se duplicó llegando al 7,8 por ciento. La pérdida masiva de empleo erosionó pilares centrales del tejido social y del bienestar local.
El informe rememora que, frente a ese escenario completo, no hubo una respuesta sistemática, ni por parte del Estado ni de la empresa, para gestionar los impactos de la retracción del sector. Las capacitaciones ofrecidas tuvieron baja relevancia ocupacional y el cuentapropismo se convirtió en la principal vía de reinserción, con ingresos precarios y escasa protección social.
A su vez, mucho de esos emprendimientos –financiados fundamentalmente con el dinero de las indemnizaciones— fracasaron y lafalta de respuestas institucionales derivó en las “puebladas” de Cutral Có-Plaza Huincul y Tartagal-General Mosconi (1996–1997).
Declive del Golfo San Jorge
El declive actual del Golfo San Jorge es la contracara directa del auge de Vaca Muerta. Ante recursos finitos, tanto humanos como de capitales, las grandes operadoras, con YPF a la cabeza, han optado por desinvertir en sus activos menos rentables para concentrar sus esfuerzos en el no convencional, donde el retorno es significativamente mayor.
“Este redireccionamiento del capital ha provocado un éxodo de empresas de servicios, desmantelando el ecosistema productivo que sostenía a la cuenca, inaugurando de esta manera el proceso de bust en la región”, destaca el informe de Fundar. “La salida de Halliburton y Schlumberger es un síntoma alarmante. Estas compañías no sólo proveen empleo, sino también la tecnología y el conocimiento especializado necesarios para la operación. Su partida indica que, desde una perspectiva de mercado, no avizoran un futuro rentable en la región”, agrega el texto.
Como consecuencia del auge de Vaca Muerta y la desinversión en las cuencas maduras convencionales, entre 2015 y 2025, el empleo en el sector hidrocarburífero cayó un 17% en Chubut y un 35% en Santa Cruz.
La reducción del empleo y la masa salarial en el Golfo San Jorge va acompañada de un impacto directo en las finanzas provinciales. Según datos de la Subsecretaría de Coordinación Fiscal Provincial del Ministerio de Economía de la Nación, las regalías representaron el 13,8% del total de ingresos de Santa Cruz en el primer semestre de 2025 —tanto de origen provincial como nacional—, mientras que en Chubut este porcentaje alcanzó el 17,4 por ciento.
“Esto implicó una pérdida del 30% del valor real de las regalías para Santa Cruz y un 19% para Chubut. Esta disminución afecta directamente la capacidad de ambas provincias para proveer servicios públicos y desarrollar programas de transición ante la crisis hidrocarburífera”, remarca Fundar.
Además, es probable que los ingresos por regalías continúen cayendo porque las estrategias para atraer nuevas inversiones petroleras suelen incluir reducciones de ese impuesto como mecanismo para ganar competitividad.
Oportunidades
Pese a ello, lo que remarca Fundar es que la transformación productiva que está atravesando la Cuenca del Golfo San Jorge, con Comodoro Rivadavia como epicentro, puede ser transitada de distintas maneras: como la mera consecuencia del proceso de cambio en la orientación de las inversiones hidrocarburíferas o como una oportunidad de reconversión productiva orientada por políticas específicas, de forma tal de lograr un nuevo contrato territorial más justo, resiliente y sostenible.
“El desafío no es simplemente administrar el final de un ciclo, sino redefinir el modelo de desarrollo regional sobre nuevas fuentes de valor y cohesión social. Esto exige liderazgo político, continuidad institucional y mecanismos de aprendizaje y monitoreo que permitan ajustar las políticas en el tiempo”, remarcan.
El informe destaca que, desde el punto de vista de los recursos naturales, la cuenca cuenta con diferentes actividades con gran potencial, fundamentalmente una fuerte presencia del sector pesquero y regiones cercanas con potencial en minería, energías limpias (sobre todo eólica) y, a futuro, en hidrógeno de bajas emisiones.
“La extensa base de proveedores de la industria hidrocarburífera, luego de 100 años de explotación, abre oportunidades para reconvertir capacidades hacia el mantenimiento industrial y los servicios tecnológicos, así como para impulsar el desarrollo de la industria química”, subraya también Fundar.
El listado de oportunidades que detalla el centro de estudios incluye además el sector turístico, “con potencial para desarrollarse, especialmente en torno al avistaje de fauna en áreas cercanas a Comodoro Rivadavia, como la pingüinera de Camarones y el avistaje de ballenas en los meses previos al invierno”.
Fundar sostiene también que la región cuenta con un fuerte potencial en lo que refiere a la extracción petrolera de los pozos en desuso convencionales a partir de técnicas de recuperación mejorada. “Para ello se requiere la masificación de las tecnologías vinculadas a dicho proceso, así como trabajar en la reducción de los costos asociados a las explotaciones”, dice el texto, que valora los esfuerzos para lograr una reducción de la carga impositiva de la actividad, siendo el caso de la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales el punto más destacado
Tres movimientos
Fundar advierte por último que este potencial no se materializará de manera automática. Su aprovechamiento exige tres movimientos complementarios que combinen visión estratégica, coordinación institucional y acción concreta:
Anticipar los posibles escenarios de transformación. Es necesario contar con diagnósticos tempranos sobre las trayectorias productivas y los impactos sociales, fiscales y territoriales del declive. Estos deben servir para orientar de manera oportuna las decisiones de inversión, formación laboral y ordenamiento territorial, evitando que la fase de declive se consolide antes de que existan respuestas planificadas.
Coordinar entre niveles de gobierno y actores locales. Ello supone delimitar con precisión los roles, competencias y responsabilidades institucionales, y generar instancias de participación temprana y sostenida que integren a sindicatos, empresas, universidades y organizaciones sociales. Un proceso de este tipo permite que las medidas no sean percibidas como decisiones externas, sino como el resultado de una construcción colectiva asociada a las prioridades y capacidades de la región.
Activar la transición en el territorio. Esto requiere combinar acciones inmediatas para mitigar los efectos sociales del declive (a través de políticas activas de empleo, formación y apoyo a emprendimientos locales) con estrategias de mediano plazo orientadas a sentar las bases de un nuevo modelo productivo. La prioridad es identificar sectores con potencial y canalizar hacia ellos los recursos públicos y privados mediante instrumentos de fomento, financiamiento y desarrollo de capital humano.
Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, analiza cómo las nuevas capacidades de los módulos fotovoltaicos y los sistemas BESS pueden fortalecer la estabilidad de la red, aumentar la flexibilidad.
Frente a un sistema eléctrico que avanza hacia una descarbonización progresiva, pero que aún enfrenta cuellos de botella en transmisión, restricciones operativas y volatilidad macroeconómica, la adopción de tecnologías fotovoltaicas surge como un factor clave para mejorar la eficiencia y la confiabilidad. En este escenario, los avances en electrónica de potencia, control inteligente y soluciones integradas de almacenamiento están redefiniendo la manera en que los parques solares pueden aportar valor real al sistema argentino.
En diálogo con EconoJournal, Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar- empresa dedicada a módulos de generación fotovoltaica-, analiza cómo las nuevas capacidades de los módulos fotovoltaicos y los sistemas BESS (sistema de almacenamiento de energía en baterías) pueden fortalecer la estabilidad de la red, aumentar la flexibilidad y abrir oportunidades tanto para grandes proyectos como para aplicaciones industriales y mineras. También destaca por qué la región —y la Argentina en particular— se está convirtiendo en un terreno fértil para la integración PV (sistemas fotovoltaicos que generan electricidad a partir del sol) + almacenamiento.
El especialista señala que los proyectos que combinan generación solar con baterías ya no solo compiten por la energía más barata, sino que comienzan a funcionar como verdaderas plataformas de servicios: capacidad firme, regulación de tensión y frecuencia, gestión de congestiones y desplazamiento horario de energía. Esta evolución, que ya se observa con fuerza en Chile y Brasil, empieza a delinear el camino para futuros desarrollos locales.
De cara al año próximo, Donzino anticipa una consolidación clara de tecnologías n-type TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact, una evolución de las celdas solares que utiliza obleas de silicio tipo N y añade capas de óxido ultrafino y polisilicio para reducir las pérdidas de energía por recombinación de electrones), sistemas integrados PV+BESS más inteligentes y herramientas avanzadas de gestión de activos.
–En un sistema eléctrico argentino que avanza en su transición mientras enfrenta limitaciones de infraestructura y necesidades de mayor flexibilidad operativa, ¿qué condiciones permiten que las nuevas tecnologías fotovoltaicas generen un impacto real en confiabilidad, eficiencia y estabilidad? ¿En qué áreas del sistema ve mayor potencial de aporte inmediato?
–Si bien la Argentina es un país fuertemente gasífero, las renovables están creciendo fuerte en la matriz. Han llegado a cubrir el 36% de la demanda instantánea en determinados momentos. Para que la tecnología fotovoltaica, en conjunto con la electrónica de potencia avanzada, tenga mayor impacto en confiabilidad y estabilidad -que la pueden brindar- sería bueno en principio algunos puntos: que el marco regulatorio valore la flexibilidad, no solo la energía, que haya remuneración de servicios como control de tensión, respuesta rápida ante disturbios, capacidad firme y desplazamiento de energía vía almacenamiento.
La ultima licitación de AMBA para los 500MW de BESS fue un buen primer paso en esta dirección. Asimismo, se debe reforzar y usar mejor la infraestructura existente.
La electrónica de potencia avanzada en los parques solares puede comportarse como activo de red: soporte de tensión, control de factor de potencia, respuesta ante huecos de tensión y rampas controladas. Agregar estos atributos en los pliegos pueden darle más valor que solo la energía barata. También se necesita una gestión en tiempo real, es decir, sistemas de control, pronóstico de generación y despacho coordinado con baterías puede hacer que el parque solar sea más predecible y “despachable” reduciendo la necesidad de sobrecontratar térmico de respaldo.
Respecto a áreas de mayor impacto inmediato veo también otras tres cuestiones: nodos con buena infraestructura, pero con necesidad de flexibilidad. Los parques solares combinados con BESS pueden aliviar restricciones de transmisión y aportar servicios auxiliares. Por otro lado, los sistemas aislados como los mineros del NOA ya que la energía solar con BESS puede sustituir Diesel, y en el caso de redes débiles pueden dar estabilidad a la red local, y mejorar la calidad de la red. A esto se suman los grandes consumidores en la red de distribución que agregan generación solar distribuida, gestión de demanda y baterías detrás del medidor debido a que esto puede reducir picos, aliviar redes y dar robustez a nivel local.
Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar.
–¿Cómo está redefiniendo la integración entre tecnología fotovoltaica avanzada y soluciones de almacenamiento el desempeño y la competitividad de los proyectos solares en el Cono Sur? ¿Qué aprendizajes son aplicables al caso argentino?
–El Cono sur tiene mercados muy atractivos para sistemas con almacenamiento. En ese sentido, Chile es el que más volumen está moviendo a la fecha, pero la Argentina y Brasil son otros dos mercados muy atractivos. Perú tampoco se queda atrás y pronto estarán incorporando también almacenamiento en sus parques.
El mercado se redefine a partir de lo siguiente: Trader de energía, el kWh no es lo mismo en cualquier horario. La batería permite arbitrar las bandas horarias de forma eficiente, sacando sobre generación en momento de sobreoferta de energía y desplazando la misma a horas de menor generación. Mejorando la competitividad del mercado.
Los proyectos no solo venden energía, sino que empiezan a ser una plataforma de servicios ya que contemplan capacidad firme para la red, regulación de frecuencia y tensión, gestión de congestiones en nodos saturados y reducción de potencia pico.
Como aprendizaje de otros mercados se puede destacar el anticiparse a los problemas futuros para que sean menos costosos, considerar el almacenamiento como posibilidad desde la concepción del proyecto, darle robustez al proyecto no solo como generación de energía sino como trader de energía y plataforma de servicios auxiliares y definir bien las licitaciones regionales aprendiendo de anteriores tanto locales como regionales.
–A partir de las particularidades locales en infraestructura, regulación y financiamiento, ¿cuáles son las innovaciones en tecnología fotovoltaica y almacenamiento que muestran mayor viabilidad de adopción en la Argentina? ¿En qué tipos de proyectos se observa un encaje más claro entre las necesidades del mercado y las soluciones disponibles?
–En la Argentina en general vemos tres condicionantes fuertes: limitaciones de transmisión, costo financiero elevado y macro volátil históricamente.
En ese sentido los proyectos deben estar bien armados para garantizar retornos, y ser viables. Deben considerarse los sistemas PV o PV+BESS en regiones con buen potencial: minería, grandes usuarios industriales, zonas con redes débiles o alta dependencia de Diesel. También, soluciones C&I (Comerciales e Industriales) con gestión inteligente y baterías detrás de medidor: para reducir exposición a tarifas creciente y mejorar c continuidad de servicio y parques PV en nodos estratégicos con limitaciones de red.
Como JA Solar, nuestra estrategia en Argentina es justamente enfocarnos en estos segmentos donde la tecnología que traemos, módulos de alta eficiencia y soluciones BESS integrado, tiene un encaje natural con las restricciones locales.
–De cara al año que viene, ¿qué tendencias en tecnología fotovoltaica y soluciones complementarias resultarán determinantes para aumentar la flexibilidad, eficiencia y sostenibilidad del sistema eléctrico argentino? ¿Cómo se está preparando JA Solar para anticipar estas demandas y fortalecer su propuesta tecnológica en el país?
–Nosotros vemos la tendencia de la siguiente forma: consolidación de módulos n-type TOPCon y avance hacia arquitecturas más eficientes: mejora de eficiencia, coeficiente de temperatura; integración PV + BESS con sistemas de control avanzados: la expansión del almacenamiento a escalada de red en la Argentina va a requerir soluciones donde el BESS no sea un simple hardware de almacenamiento de energía sino parte central e inteligente del mismo; y gestión inteligente de activos: plataformas para monitoreo y predicción de generación, optimización en tiempo real del despacho.
Desde JA Solar nos estamos enfocando en aumentar la eficiencia de nuestros módulos, hacerlos cada vez más robustos, con un track récord probado en distintos ambientes (como se puede dar en la Argentina).
También estamos desplegando una oferta integrada de PV + BESS lo que nos permite traer al mercado argentino una solución integrada con garantía y soporte bancable bajo una sola marca.
Para acelerar esta integración, estamos trabajando con generadores, desarrolladores, EPC (Control Electrónico de Potencia, EPC por sus siglas en inglés) y grandes usuarios desde la concepción del proyecto.
La empresa anunció la incorporación de camiones Scania propulsados a GNC a su flota
Transporte Peduzzi, compañía con más de 30 años de trayectoria en logística para la industria petrolera y sede principal en Plaza Huincul (Neuquén), anunció la incorporación de camiones Scania propulsados a GNC a su flota, consolidando un camino firme hacia la modernización tecnológica y la transición a energías más limpias en el transporte industrial.
La empresa emplea a unas 600 personas y opera alrededor de 400 unidades, brindando servicios de transporte de cargas líquidas —como petróleo, agua de formación y gasolina— y cargas sólidas, como recortes de perforación, además de abastecimiento de agua a comunidades y productores. Su actividad es continua, los 365 días del año, para clientes como YPF, Total, Shell, Vista, PAE y otras operadoras de la Cuenca Neuquina.
La empresa emplea a unas 600 personas y opera alrededor de 400 unidades
Unidades a GNC
La decisión de incorporar unidades a GNC surge de una estrategia de largo plazo basada en innovación, competitividad y sustentabilidad. Actualmente, Peduzzi realiza pruebas comparativas de rendimiento entre camiones a gas y diésel, con foco en consumo, autonomía y huella de carbono. Los ensayos preliminares estiman que las nuevas unidades pueden alcanzar entre 600 y 800 kilómetros por carga de GNC, según tipo de ruta y peso transportado.
Uno de los principales desafíos operativos está relacionado con la infraestructura de carga de GNC en la región. La compañía trabaja en coordinación con entes de regulación como Enargas, proveedores y concesionarios para definir rutas óptimas que aseguren disponibilidad de abastecimiento, especialmente en zonas de alta actividad como Loma Campana.
Los ensayos preliminares estiman que las nuevas unidades pueden alcanzar entre 600 y 800 kilómetros por carga de GNC.
La implementación cuenta con acompañamiento técnico y capacitaciones de Scania, tanto en conducción eficiente como en operación y control electrónico de las nuevas unidades, lo que favorece una combustión más limpia y controlada, reduciendo emisiones y desgaste del motor.
“Esta incorporación representa una apuesta clara a la innovación. Queremos ser competitivos, pero también responsables. Evaluamos nuevas tecnologías para reducir emisiones y optimizar costos, diferenciándonos por eficiencia, datos y mejora continua en la gestión de flota”, opina el presidente de Transporte Peduzzi, Juan Cruz López.
Mirando hacia el futuro, la empresa considera seguir ampliando la flota con más unidades a GNC e incluso evaluar alternativas eléctricas cuando la infraestructura nacional lo permita. La visión de Peduzzi es acompañar el crecimiento de Vaca Muerta con un estándar de operación cada vez más seguro, inteligente y sustentable.
Paolo Rocca cerró Propymes con la senadora Patricia Bullrich.
El empresario Paolo Rocca, presidente del Grupo Techint, solicitó un «diálogo» con las autoridades gubernamentales de la Argentina para impulsar un modelo de desarrollo industrial que tenga como pilares fundamentales a Vaca Muerta y la minería.
El líder de Techint puso énfasis en la necesidad de acelerar las reformas laboral y tributaria, y advirtió sobre el «comercio desleal» y la «actitud predatoria» de China.
Rocca cerró este jueves la 24ta Edición del Seminario Propymes junto a la senadora Patricia Bullrich, y durante su exposición, el líder de uno de los conglomerados industriales más importantes del país articuló su visión de desarrollo basada en la defensa explícita de la industria nacional, alineando el futuro de la Argentina con la explotación de sus recursos estratégicos en un contexto geopolítico internacional complejo.
En su mensaje, el empresario se refirió al rol global de China y la necesidad de proteger a la industria local de la competencia desleal, marcando un paralelismo con las políticas de Estados Unidos y Europa. “El año pasado dije que había que nivelar la cancha. Ahora (el presidente de Estados Unidos Donald) Trump nos demuestra que, además de nivelar la cancha, hay que contrarrestar con fuerza a China”, aseveró.
Actitud predatoria y comercio desleal
Al profundizar sobre el impacto del gigante asiático en los mercados internacionales, agregó que “China está invadiendo los mercados a los que tiene acceso. En nuestra cadena se refleja con el exceso de la participación de un país que produce el 50% de la capacidad mundial de acero, frente a una caída del consumo. China está teniendo una actitud predatoria bajo un comercio desleal”.
El empresario explicó que la reacción de las grandes economías, como Estados Unidos con aranceles del 50% para el acero y Europa con el mecanismo CBAM y salvaguardas, demuestra la urgencia de defender la estructura productiva.
Rocca pidió abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades.
«Tenemos que abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades, y explicar de verdad que China tiene una actitud predatoria y responde a una necesidad estratégica de conquista hegemónica. Tenemos que competir igualmente con la competitividad de nuestras empresas, pero tenemos un tema en lo laboral, impositivo, los ingresos brutos, el impuesto al cheque…” enumeró.
Vaca Muerta y minería, los motores
Para Rocca, la clave del crecimiento reside en potenciar los sectores con gran capacidad exportadora e intensidad en la cadena de valor industrial de Techint. “Es fundamental promover y defender la cadena de valor en los segmentos como el agro, la energía y la minería. Como grupo, ayudamos, hay inversiones importantes. Invertimos US$1.400 millones el año pasado; este año, US$1.700 millones y el año próximo tenemos un programa por US$2400 millones”.
“Estos son sectores que tienen intensidad en nuestra cadena, se necesitan productos sofisticados en toda la cadena y productos de acero” afirmó al subrayar «el dinamismo del sector industrial que ofrece gran potencialidad y oportunidad al país para generar divisas. Mi posición es que, para un país, es fundamental promover y defender la cadena de valor en los segmentos donde existen grandes capacidades de desarrollo.”
Rocca tambien afirmó que «una parte importante de todo esto es el desarrollo de la energía. Esta inversión ayuda a la cadena, pero la competitividad depende de reformas esenciales. La reforma laboral está en el corazón de todo esto, así como una reforma impositiva que promueva la inversión, y una apertura inteligente que nos dé tiempo para adaptarnos a las condiciones, incorporando tecnología y mejorando la competitividad.
Pero a la vez, el presidente de Techint destacó los logros de la administración actual en materia macroeconómica. «La litigiosidad, el costo laboral, las relaciones y las oportunidades de salir de la informalidad son esenciales. Este gobierno logró salir de las crisis de 2023, lo cual es impresionante. La reducción de la inflación, tema complejo; reducción del peso del Estado, importante; el déficit cero como algo fundamental que fija todas las decisiones que se pueden tomar; un apoyo de Estados Unidos y un resultado electoral que es un segundo mandato».
El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markus, al presentar los planes de la compañía
En el cierre, Rocca retomó: «En lo privado podemos competir contra privados; eso es la libertad. Claramente, no podemos competir contra un Estado, y la industria china es el Estado chino. Es el país con subsidios y un montón de reglas que son privadas vs. estatales. Ese concepto es clave para que lo revean, para que podamos generar valor agregado en la cadena y para que estos grandes pilares no se desaprovechen, de modo que toda la industria crezca».
«Hay mucha angustia en el sector industrial por este tema. Las circunstancias que vivimos este año en el mundo y las intervenciones agresivas para definir cómo defender, promover o sostener la posición estratégica nos afectan y nos indican un camino importante. Argentina tiene potencial para desarrollar la cadena de valor en las áreas donde tenemos ventaja, donde se construye empleo industrial de calidad y conocimiento», sentenció.
El ministro de Economía, Luis Caputo, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le solicitó este jueves al ministro de Economía, Luis Caputo, la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) de proyectos vinculados al upstream de petróleo y gas natural.
“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que le entregó a al ministro.
El mandatario aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.
Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.
“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, subrayó el gobernador.
El gobierno está evaluando el RIGI para permitir incorporar bajo su órbita a proyectos de inversión en el segmento del upstream de gas húmedo, tal como se conoce en la industria a los desarrollos de Vaca Muerta en campos gasíferos donde se extrae también derivados líquidos como etano, propano, butano, propano y gasolinas.
Sin embargo, en su pedido Figueroa va un paso y solicita que no solo puedan aplicar al RIGI los proyectos de gas húmedo sino la producción petrolera.
Un pedido con historia
El objetivo original del RIGI es apuntalar grandes proyectos de inversión minera, como cobre y litio, y de infraestructura, como plantas de Gas Natural Licuado (GNL), de procesamiento y separación de líquidos, gasoductos y oleoductos. Desde hace tiempo las petroleras pugnaron por extender el beneficio a la inversión destinada a la perforación de pozos de petróleo en Vaca Muerta y ahora es el propio Figueroa el que formuló ese planteo.
En julio del año pasado, cuando el gobierno nacional trabajaba en la reglamentación del RIGI, algunas petroleras solicitaron que los beneficios previstos por el RIGI alcanzaran también al upstream de petróleo, tal como se conoce en la jerga petrolera al segmento de exploración y producción.
“Sería una buena alternativa para acelerar el desarrollo de campos de shale oil en Neuquén”, reconocieron en ese momento desde una compañía internacional, pero funcionarios del Ministerio de Economía y de la Jefatura de Gabinete descartaron de plano esa posibilidad.
“La reglamentación busca que sin contradecir la ley se incluyan los proyectos que realmente necesitan RIGI. El upstream de petróleo no lo necesita y la industria lo sabe”, replicaron entonces desde los despachos oficiales.
En el gobierno siempre argumentaron que no es correcto incluir dentro del RIGI la perforación de pozos petroleros en áreas de Vaca Muerta porque si una empresa deriskeó el yacimiento, perforó y tiene buenos niveles de actividad es porque ya logró despejar la ecuación económica de su negocio, por lo que no precisa de incentivos adicionales para seguir perforando pozos de shale oil.
Qué dice la reglamentación
El Decreto 749/2024 que reglamentó el RIGI, publicado el 23 de agosto de 2024, decidió incentivar la “producción, captación, tratamiento, procesamiento, fraccionamiento, licuefacción de gas natural y transporte de gas natural destinado a la exportación de gas natural licuado”.
En el ámbito técnico-regulatorio, cuando se habla de proyectos de gas natural destinados a exportación se suele asumir que se trata de gas seco, con composición estable y bajo contenido de líquidos, porque las plantas de licuefacción requieren gas con especificaciones estrictas, los proyectos de exportación de gas por gasoducto históricamente fueron de gas seco; y el gas húmedo demanda tratamiento adicional, extracción de condensados y genera productos separados que no se inscriben directamente en el negocio de exportación de gas sino en cadenas petroquímicas o de condensados.
La reglamentación no excluyó explícitamente el gas húmedo, pero habla de “gas natural destinado a la exportación de GNL” y un pozo en la ventana de gas húmedo produce gas y líquidos asociados. Por lo tanto, la interpretación conservadora fue que el incentivo incluía solo gas seco porque es lo único que calza de manera limpia con la letra del decreto.
EconoJournal publicó el mes pasado que la intención oficial es incluir bajo el RIGI proyectos de gas húmedo para la exportación de GNL. “Se está trabajando en una ampliación de la reglamentación del RIGI que permita aclarar que aquellas áreas que sean predominantemente gasíferas, pero que tengan líquidos asociados —como por ejemplo Aguada de la Arena y Rincón de la Ceniza, recientemente adquirida por YPF a TotalEnergies— están comprendidas dentro del gas dedicado a exportación. Eso no es lo mismo que decir que se incluyen pozos petroleros», reconoció a este medio una fuente oficial.
Patricia Bullrich junto a Paolo Rocca en el Seminario ProPymes.
La senadora nacional y presidente del bloque La Libertad Avanza, Patricia Bullrich ponderó la importancia de las industrias para la generación de empleo. «La Argentina es un país que tiene una estructura productiva totalmente diversa. No creemos que el país se salva con Vaca Muerta, el campo, la minería«, aseguró al cierre del Seminario ProPymes junto al presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca.
La líder en el Senado del partido del presidente Javier Milei aseguró además que el gobierno no busca una apertura comercial a cualquier costo. «Argentina ha tenido una experiencia de aperturas aceleradas y apresuradas y ha tenido problemas con esto. Estamos tratando de no ir a ese modelo», subrayó.
Bullrich y Rocca conversaron y respondieron las preguntas de una nutrida audiencia de empresarios de Pymes principalmente metalmecánicas que asistieron al evento celebrado en el Centro de Convenciones de Buenos Aires. ProPymes es un programa iniciado por el Grupo Techint en 2002 para reunir y fortalecer la cadena de valor industrial y que actualmente agrupa a 1108 empresas de todo el país.
La agenda gubernamental en el período de sesiones extraordinarias que comenzó en el Congreso ocupó un lugar central. Bullrich remarcó que el gobierno buscará aprobar el presupuesto y la reforma laboral en extraordinarias, mientras que la reforma impositiva quedará para el 2026.
Patricia Bullrich junto a Paolo Rocca en el Seminario ProPymes.
Rocca respaldó el proyecto de reforma laboral y celebró la relación construida con el gobierno de los Estados Unidos y los logros en materia de inflación y baja del riesgo país, aunque le pidió a la ex ministra de Seguridad que oficie como interlocutora con el gobiernode Milei para tratar los efectos de la apertura comercial, especialmente sobre las cadenas de valor industrial en los segmentos como el agro, la minería y la energía.
«La reforma laboral sin lugar a dudas está en el corazón de la recuperación de la competitividad. Luego una reforma impositiva que permita promover la inversión y una apertura inteligente de la economía que de tiempo a esta cadena para adaptarse a estas condiciones e incorporar tecnología», evaluó el líder de Techint.
«Dispuestos a abrir un diálogo»
Bullrich tomó nota del pedido de Rocca y de los industriales presentes. «Argentina ha tenido una experiencia de aperturas aceleradas y apresuradas y ha tenido problemas con esto. Estamos tratando de no ir a ese modelo. No queremos una economía cerrada. Sabemos que tenemos que corregir cosas para poder competir con países vecinos. Pero sin duda que lo se está planteando es una lógica medida. Si no lo consideran así estamos por supuesto dispuestos a abrir un diálogo«, evaluó la senadora de LLA.
Bullrich y Rocca.
Otro de los temas que Rocca trajo al debate sobre la apertura comercial es la disparidad en la competencia con China, largamente comentada a lo largo de la jornada. Bullrich evitó dar una definición tajante sobre la relación comercial con el gigante asiático.
Trump como emblema
El CEO y presidente del Grupo Techint calificó de «predatoria» la actitud de China en el comercio global. Frente al desafío chino, Rocca planteó que la estrategia desplegada por la administración de Donald Trump en los EE.UU. «fue un emblema de cómo encarar un tema de defensa de la estructura industrial de un país».
«Creo que tenemos que abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades, y explicar de verdad que China tiene una actitud predatoria y responde a una necesidad estratégica de conquista hegemónica», concluyó Rocca.
Ambas compañías trabajarán de manera conjunta en la identificación de oportunidades comerciales, licitaciones y contratos con operadoras líderes del sector energético argentino
San Antonio Internacional S.A., empresa dedicada a servicios petroleros en la Argentina con de 65 años de experiencia, y Precision Drilling Corporation una de las principales compañías de perforación de alta especificación a nivel mundial, anunciaron la firma de un acuerdo definitivo de alianza estratégica para el desarrollo conjunto de oportunidades en el segmento de perforación no convencional en la Argentina.
Esta alianza combina la capacidad operativa, logística y el profundo conocimiento local de San Antonio Internacional, con la tecnología de clase mundial, los rigs de alta performance y la experiencia internacional de Precision Drilling, creando una plataforma única para atender las crecientes demandas del desarrollo energético argentino, especialmente en Vaca Muerta, según precisaron desde las empresas.
Alianza
“Esta alianza marca un hito estratégico para San Antonio Internacional. Nos posiciona con tecnología de última generación, fortalece nuestra propuesta de valor y consolida nuestra proyección de crecimiento en el segmento no convencional” comentó Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio.
“ La Argentina representa una oportunidad estratégica de primer nivel a nivel global. Junto a San Antonio Internacional encontramos un socio con conocimiento local, solidez operativa y una cultura de excelencia compatible con nuestros estándares internacionales”, destacó Shuja Goraya, presidente internacional de Precision Drilling.
Ambas compañías trabajarán de manera conjunta en la identificación de oportunidades comerciales, licitaciones y contratos con operadoras líderes del sector energético argentino.
Como primer paso operativo de esta alianza, San Antonio Internacional pondrá la tecnología de Precision Drilling a disposición de sus clientes en sus equipos actuales.
Compromiso con el desarrollo energético argentino
“La alianza refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo de Argentina como uno de los principales polos energéticos de América Latina, contribuyendo al aumento de la producción, la competitividad del shale argentino y la creación de empleo calificado”, expresaron desde las empresas.
Argentina ante la oportunidad de disminuir la dependencia elevada al gasoil importado en el transporte pesado.
La estructura energética argentina atraviesa una restricción persistente asociada a la elevada dependencia del gasoil importado para abastecer el transporte pesado, la logística interprovincial y parte significativa de la actividad productiva. Esta dependencia genera vulnerabilidades macroeconómicas y estratégicas que se profundizan cada vez que el mercado internacional experimenta disrupciones, como ocurrió en 2022.
Reducir esta exposición exige avanzar hacia un esquema que aproveche con mayor intensidad los combustibles cuya producción es predominantemente doméstica.
Además de los beneficios económicos, la sustitución por gas natural licuado (GNL) permitiría reducir en torno al 19% las emisiones de CO₂ en ciclo completo y disminuir hasta un 80% los óxidos de nitrógeno (NOx), eliminar casi por completo las partículas (PM) y los óxidos de azufre (SOx), mejorando la calidad del aire en corredores logísticos clave. El potencial se amplía con el uso futuro de bio-GNL, que podría alcanzar reducciones superiores al 60%.
Los datos consolidados de 2024 indican que las importaciones de gasoil ascendieron a US$ 1.088 millones CIF, equivalentes a 1.515 millones de litros de combustible adquirido en el exterior. El precio promedio abonado fue de US$ 1,40 por litro. Esta erogación representa una salida neta de divisas que impacta directamente en la balanza comercial energética, motivo por el cual incluso sustituciones parciales mediante gas natural producido internamente generan beneficios apreciables para la estabilidad externa del país.
Según experiencias internacionales, la diferencia de inversión inicial en camiones a GNL puede recuperarse en un plazo de 2 a 4 años, dependiendo del kilometraje anual y la brecha de precios entre diésel y gas. En Argentina, donde el gas natural es abundante y competitivo, el período de repago podría ser incluso menor si se implementan incentivos fiscales y líneas de financiamiento específicas.
La aplicación de los coeficientes de conversión energética disponibles permite estimar que sustituir 30% del gasoil importado equivale a reemplazar aproximadamente 432 millones de m³ de gas natural comprimido (GNC).
A precios mayoristas internos, el costo asciende a US$ 188,3 millones, frente a los US$ 326,3 millones que implicaría importar el volumen equivalente de gasoil. La diferencia genera un ahorro anual cercano a US$ 138 millones, coherente con lo observado en estudios internacionales. En el caso argentino, el GNL o GNC suele ser significativamente más barato que el diésel importado, lo que refuerza la viabilidad económica de la conversión.
La sustitución por GNL permitiría reducir en torno al 19% las emisiones de CO₂ en ciclo completo.
Debe añadirse un aspecto estructural que rara vez aparece en la discusión pública: el régimen de subsidios al combustible en la Patagonia, concebido para evitar que los costos logísticos por camión —elevados por la distancia a los puertos de ingreso— se vuelvan prohibitivos. Una transición paulatina hacia gas natural permitiría reducir la dependencia de este esquema y, al mismo tiempo, mejorar la competitividad logística de Patagonia, Cuyo y el Noroeste, regiones donde el costo del flete constituye uno de los principales determinantes del precio final de bienes esenciales y del margen operativo de sus cadenas productivas.
La experiencia europea demuestra que el desarrollo de una red de estaciones de carga de GNL es condición necesaria para la adopción masiva. La coordinación público-privada y la armonización regulatoria, junto con incentivos fiscales y financiamiento blando para la reconversión de flotas, son medidas recomendadas para evitar el círculo vicioso de baja demanda y escasa infraestructura.
La relevancia de esta estrategia se incrementa al considerar el aporte gasífero del extremo sur del país. Tierra del Fuego contribuyó en 2024 con el 12,8% de la producción nacional de gas natural, generado principalmente por desarrollos offshore e inyectado al sistema mediante el Gasoducto San Martín. El proyecto Fénix ampliará esta oferta en el corto plazo, fortaleciendo la disponibilidad de gas para el sistema energético argentino.
En simultáneo, la Cuenca Austral se encuentra ante una posible transformación de escala mayor con el avance de Palermo Aike, formación que diversos análisis consideran una potencial “mini Vaca Muerta”. De confirmarse las estimaciones geológicas preliminares, el aumento en la disponibilidad de gas en la región sur podría consolidar una base de recursos suficiente para sustentar una sustitución sistemática del diésel importado tanto en el transporte de cargas como en sectores industriales de alta demanda energética.
Reducción de emisiones de CO₂ derivada del reemplazo por gas natural
El consumo de gasoil importado en 2024 generó aproximadamente 4,05 millones de toneladas de CO₂, tomando como referencia una emisión de 2,67 kg de CO₂ por litro. Una sustitución del 30 % de ese consumo permitiría desplazar 454,6 millones de litros de diésel, equivalentes a más de 1,21 millones de toneladas de CO₂.
Según estudios del sector automotriz, los camiones propulsados a gas natural han alcanzado reducciones en la emisión de CO₂ de hasta un 20%.
Los fabricantes líderes del sector de transporte pesado han documentado el rendimiento ambiental de los camiones propulsados a gas natural. En el caso de Volvo Trucks, el uso de GNL o GNC permite alcanzar reducciones de hasta un 20% en emisiones de CO₂ en ciclo tank-to-wheel. Aplicado al volumen desplazado correspondiente al 30% del consumo actual, esto representa un ahorro de 242.800 toneladas de CO₂.
Se trata de un beneficio cuantificable desde la fase inicial de cualquier programa de sustitución, con impacto ambiental inmediato y sin modificar de manera radical la infraestructura logística ni los flujos de transporte existentes.
Los elementos técnicos y productivos convergen hacia una misma dirección: fortalecer la autonomía energética del país mediante el aprovechamiento de sus recursos gasíferos, mejorar la resiliencia logística ante shocks internacionales, reducir el gasto en divisas, descomprimir los subsidios al combustible y potenciar la competitividad de las economías regionales.
La ampliación de infraestructura, la diversificación de usos del gas natural y la adecuación paulatina de la flota de transporte constituyen piezas complementarias de una estrategia nacional orientada a disminuir la vulnerabilidad externa y optimizar los costos logísticos sobre el territorio. Argentina puede capitalizar su dotación de gas natural y su red de gasoductos para liderar la transición regional y, eventualmente, exportar know-how y tecnología hacia países vecinos.
Manuel Cruz.
(*) Economista y Master en Políticas de Desarrollo de la Korean Development Institute School.
La economía argentina enfrenta el riesgo de una primarización absoluta si no adopta una estrategia de inserción en el mundo para competir con China. El diagnóstico fue expuesto por líderes industriales en el Seminario ProPymes organizado por el Grupo Techint. Bajo el lema «Una Argentina integrada», los representantes del grupo liderado por Paolo Rocca plantearon la necesidad de una política clara para apuntalar el desarrollo industrial.
En la apertura del evento, el vicepresidente institucional del Grupo Techint, Javier Martínez Álvarez, defendió la necesidad de desarrollar la industria en el país. «Argentina requiere de un desarrollo industrial alrededor de los recursos naturales, debe ser clave en este desarrollo integrado de la Argentina», dijo Martínez Álvarez.
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint.
Las exportaciones de petróleo, gas natural y minería pueden traccionar ese desarrollo, aunque la Argentina parte de un nivel bajo de exportaciones en comparación con otros países.
El directivo de Techint resaltó que la expectativa es alcanzar un nivel de exportaciones de US$ 2000 por habitante para el 2030, gracias al ingreso en operación de nueva infraestructura de exportación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur.
Sin embargo, el país seguirá por debajo de Canadá o Australia, que actualmente exportan 7000 y 14.000 dólares por habitante, respectivamente. En ese sentido, Martínez Álvarez subrayó que «con Vaca Muerta no alcanza» y que los «recursos naturales más industria son la clave para el desarrollo de una Argentina integrada».
Inserción en el mundo
La clave principal para el desarrollo industrial pasará por la estrategia de inserción de la Argentina en el mundo según el Grupo Techint. La principal coordenada de esta inserción pasará por la postura comercial que se adopte frente a la competencia de la industria subsidiada por China. «La asociación con China para el país representa una decisión de primarización absoluta de la economía«, dijo Martínez Álvarez.
En cambio, la estrategia desplagada por la administración de Donald Trump en los Estados Unidos abre oportunidades concretas. «Hay una mirada de esta administración americana muchísimo más intensa sobre América Latina y sobre Argentina en particular. Hay una oportunidad clara para la Argentina de insertarse firmemente en ese occidente democrático y hacer su desarrollo comercial», remarcó.
Auge exportador chino
El crecimiento de las importaciones chinas en la Argentina en el último año configuran un desafío para la industria argentina en general e inclusive para las empresas en el país que proveen insumos, bienes intermedios y de capital para la industria del Oil&Gas y la minería. El presidente del directorio de Ternium, Martín Berardi, explicó que detrás de esta avalancha de importaciones hay un factor reciente y estructural: el cambio en la inversión en China del sector de la construcción al sector manufacturero.
Martín Berardi, de Ternium.
«China sigue invirtiendo en activos fijos, pero cambió el menú. Bajó su inversión en vivienda, porque se dio cuenta que su población empezaba a decrecer en nacimientos. Mantuvo la inversión en infraestructura, pero aumentó fuertísimo la inversión en activos fijos para manufacturas. Este cambio de política que se da en el 2019 y 2020, cambia el comercio mundial de manera radical«, analizó el representante de Ternium.
El auge exportador manufacturero chino también involucra a insumos difundidos como el acero. El gigante asiático en los últimos cinco años multiplicó por 2,5 veces sus exportaciones de acero. «Cuando lo miramos de exportaciones a Latinoamérica pasó de 6 a 17 millones de toneladas. Hoy el 20% del acero que se consume en Latinoamérica proviene de China», graficó Berardi.
La respuesta argentina
Frente a este escenario internacional, el representante de Ternium subrayó la necesidad de buscar una estrategia de relación con Europa, de manejo del Mercosur y de integración con EE.UU. «Tenemos el desafío creciente de una importación sin una política clara de cómo jugamos este ajedrez mundial. Todos nuestros sectores tendrán amenazas de importación de China y Occidente. Debemos ser competitivos con Occidente; contra China es otro juego», analizó Berardi.
Para nivelar la cancha, también planteó que la industria pequeña y mediana necesita de beneficios similares a los que ofrece el Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI). «Tenemos que invertir más como sector. El RIGI existe solo para los más grandes. Si ellos necesitan las condiciones que ya mencionamos anteriormente, las pymes también. La cadena de valor también, con IVA más bajo, estabilidad fiscal, y sin restricciones en el flujo financiero y cambiario. Todos tenemos que invertir y adecuarnos a la nueva realidad», cerró Berardi.
Andrés Ferraris, economista y Managing Partner de EconLogic Consulting.
La publicación para consulta pública del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) puede marcar un punto de inflexión después de más de dos décadas de idas y vueltas en la política tarifaria y de subsidios a la energía en Argentina. Tras dos años de alta exigencia macroeconómica, el gobierno logró – contra todo pronóstico – reducir de forma significativa el problema fiscal heredado: alcanzó el equilibrio fiscal, contuvo la inflación y, en particular, disminuyó el peso del gasto en subsidios a la energía de 1,7% del PBI a menos del 1% en 2024 – su primer año de gestión –, con una proyección de 0,66% del PBI en 2025 que prevé llevar a 0,5% en 2026.
Para que sea sostenible – y para que esta vez sí sea diferente – no basta con un diseño técnico correcto: se requiere un marco macroeconómico ordenado, instituciones que funcionen y una política social moderna que reemplace progresivamente a los subsidios tarifarios.
Desde 2020, la llamada “segmentación” prometió ordenar el sistema, pero terminó generando todo lo contrario. Bajo el manto de una retórica de focalización, construyó un mosaico de programas (Zona Fría, Programa Hogar, Tarifa Social Federal, RASE) con superposiciones arbitrarias, visibles inequidades y una enorme opacidad para los usuarios. El gasto en subsidios a la energía volvió a subir, alcanzando un pico de 2,3% del PBI en 2022.
El proceso actual: avances reales, parcialmente circunstanciales
El progreso actual es real pero parcialmente circunstancial. Es clave para el gobierno tener presente que la reducción reciente del peso de los subsidios a la energía no proviene únicamente de buenas prácticas en materia de política energética, transparentando costos del sistema y un proceso de actualización y sinceramiento tarifario. La puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno (ex Nestor Kirchner) y el aumento de la producción de la cuenca neuquina y Vaca Muerta principalmente, permitió sustituir importaciones de combustibles líquidos y GNL por gas natural local más barato reduciendo necesidades importación, limitando también la salida de reservas del Banco Central (BCRA).
Son logros importantes, pero plantean una gran pregunta: ¿qué habría pasado en un contexto distinto, menos amigable, con precios internacionales más altos y un tipo de cambio menos favorable? Luego de las experiencias previas, está bastante claro que cualquier intento de reforma corre el riesgo de fracasar o de ser revertido por presión política. El diseño correcto y la institucionalización de un nuevo régimen de subsidios pueden convertir esta oportunidad en un verdadero cambio y otorgarle la licencia social que lo haga sostenible.
El SEF: un diseño más simple, más focalizado y fiscalmente responsable
El SEF representa un avance significativo respecto del régimen vigente. El nuevo diseño es sobre todo más simple, presentando solo dos categorías generales: hogares con o sin subsidios. Su eje central es la creación del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (RESEF), que unifica y reemplaza la multiplicidad de programas actuales (RASE, Programa HOGAR, Tarifa Social Federal). Los elementos centrales de su diseño son los siguientes:
Elegibilidad simple y verificable
Umbral de ingresos: hogares con ingresos del grupo conviviente equivalentes ≤ 3 Canastas Básicas Totales (CBT).
Inclusión de grupos especiales: personas con certificado único de discapacidad, pensionados veteranos, beneficiarios ReNaBaP.
Cruces de información: con SINTyS, ANSES y bases tributarias, con georreferenciación y verificación de indicadores patrimoniales para reducir fraudes y errores de inclusión.
Si bien este sistema parece ser más amplio que el de la Tarifa Social Federal de 2016-2019, en la práctica resulta mucho más focalizado, simple y transparente. La Tarifa Social Federal se basaba en un modelo de ventanilla automática, con un criterio de ingresos – grupo familiar con ingresos menores o iguales a 2 salarios mínimos –, pero la puerta principal era la pertenencia a un universo fragmentado de categorías (AUH, jubilados con haberes mínimos, monotributistas sociales, beneficiarios de programas alimentarios) o por cumplir condiciones sociales o de salud (CUD, excombatientes, electrodependientes en esquemas complementarios). El SEF puede cubrir hogares vulnerables que quedaban “entre las grietas” de la Tarifa Social Federal, mientras que el cruce de datos, la georreferenciación y las entrevistas prestan suficiente discrecionalidad para excluir casos que no resultan vulnerables.
Bloques subsidiados razonables, con límites explícitos
Electricidad: 300 kWh en meses de alta demanda y 150 kWh en los meses templados de menor demanda.
Gas por redes: volúmenes base vigentes por zona.
Garrafas de GLP de 10kg: 1 garrafa por mes que asciende a 2 en invierno.
Bonificaciones claras y previsibles
Electricidad: 50% sobre el consumo base todo el año
Gas por redes: 0% en verano y 50% en invierno.
Garrafas de GLP de 10kg: 50% sobre el bloque subsidiado.
El esquema autoriza, además, una bonificación extraordinaria transitoria de 25% durante 2026, con un sendero de reducción gradual durante el año para evitar saltos bruscos.
Sin margen de maniobra para enfrentar variaciones estacionales abruptas, el esquema apunta a suavizar la estacionalidad, especialmente anualizando costos como el PIST del Plan Gas.Ar, repartiendo su impacto a lo largo del año, preservando la señal de precios, pero reduciendo el riesgo de impactos bruscos sobre las facturas. En electricidad el aplanamiento será mayor; en gas la estacionalidad invernal hará que las facturas sean menos planas aún con la normalización del precio del gas, lo que es racional dada la mayor intensidad de consumo en invierno.
Riesgos de implementación: las lecciones de 2016–2019
La experiencia de (2016-2019) demuestra que las reformas de ese tipo enfrentan tres grandes tipos de riesgos interrelacionados.
En el plano político,el principio que debe regir la reforma es que “frente a la adversidad, todos ponen”. Si se exime del ajuste a grupos por el motivo que sea (contactos políticos con el gobierno, afinidad ideológica, grandes consumidores, grandes empresas, sectores y/o grupos sensibles a la vista de la población o los medios de comunicación, etc.) y el diseño de la reforma no se percibe como equitativo, se pierde legitimidad se genera frente a los usuarios y se genera descontento que grupos opositores pueden usufructuar con fines políticos para generar resistencias y presiones en contra de las reformas.
Por otro lado, como advertía Daiana Molero en 2022, por más que la reforma sea correcta y equitativa, para llevar a cabo grandes reformas es imprescindible asumir que ciertos actores y segmentos de la opinión pública “igual no te van a querer”. Resulta clave tener firmeza para gobernar sin depender del humor social de corto plazo, resistiendo la tentación de mirar permanentemente por la ventana para ver que ocurre en la plaza, y mantener el rumbo hasta que se perciban los beneficios de la reforma.
En términos institucionales y operativos sin sistemas interoperables fiables (RESEF–ANSES–SINTyS–reguladores) y procedimientos claros para reclamos y recategorización, los errores de inclusión/exclusión serán numerosos y políticamente costosos. Los intentos de implementar sistemas de cruzamientos de datos entre distintas fuentes públicas y privadas de manera eficiente y útil fracasaron una y otra vez frente a la poca estandarización de las fuentes de datos, la incompatibilidad de los sistemas, y la desconfianza de los distintos responsables frente al uso de la información y agendas personales.
A nivel técnico, soluciones híbridas o regímenes con solapamientos (múltiples padrones y criterios) perpetúan distorsiones y dificultan el control fiscal. Topes sin límites de volumen o reglas poco transparentes preservan tarifas residuales que no reflejan los costos reales de la energía y generan señales de precios incorrectas con consumos ineficientes. En principio, la propuesta del nuevo esquema de SEF se ocupa por sobre todas las cosas de comenzar a resolver este tipo de riesgo técnicos. Aun así, persistirán casos como los beneficios por Zona Fría, dispuestos por la Ley N° 27.637, cuya reestructuración (o preferiblemente, su eliminación) dependen de la sanción de una nueva LEY o la firma de un Decreto.
No ocuparse oportuna y apropiadamente de estos riesgos puede llevar a que buenas reformas queden a medias o se reviertan completamente, tal como ocurrió en 2016-2019. Mitigar estos riesgos no solo exige convicción técnica, sino su combinación con resiliencia comunicacional y política a partir de un liderazgo nítido y sostenido que cuide a los equipos que llevan a cabo su implementación. La propuesta, como decíamos, es un gran primer paso en la dirección correcta.
El verdadero desafío: separar la política energética de la política social
En concreto, la política de subsidios debería priorizar la sustitución gradual de los subsidios en forma de descuentos generalizados por transferencias monetarias incondicionales a hogares pobres identificados por ANSES/SINTyS. Este tipo de transferencias monetarias entregan dinero a los beneficiarios sin condiciones, permitiendo que ellos decidan en qué gastarlo, lo que suele ser más eficiente y empoderante que los descuentos.
Una transferencia monetaria incondicional permite que cada hogar priorice sus necesidades como crea conveniente destinando la ayuda a solventar otros gastos (alimentación, salud, educación, alquiler, entre otros), sin que ello represente un riesgo de ningún tipo para el sistema energético, tal como lo demuestra la evolución de los índices de incobrabilidad observados durante la experiencia de normalización 2016-2019, y la más reciente desde diciembre de 2023, con cambios insignificantes y nunca por encima del 3,9%. Que no exista trazabilidad sobre el uso específico de una transferencia directa en energía, no representa ningún problema.
En todo el mundo, la gente tiende a preferir subsidios energéticos universales. Lamentablemente, Argentina no es diferente. Esta preferencia se debe en parte a la existencia de ideas erróneas sobre su costo, su impacto social y el impacto medioambiental de esta política. Por ejemplo, la mayoría de la gente no es demasiado consciente de que aun cuando el costo de la energía se encuentre subsidiado, no es gratuito, se paga a través de impuestos. Sin embargo, también es cierto que cuando se explica que el mayor costo de los subsidios a la energía implica mayores impuestos, y que tiende a ser pro-ricos, el apoyo a dicho tipo de subsidios baja considerablemente.
Al mismo tiempo, la gente tiene una percepción equivocada sobre la eficacia de las transferencias directas. En este contexto, el relato oficial debe mostrar en forma honesta que las reformas buscan mayor eficiencia y justicia redistributiva, con un correlato claro y justificado en la reasignación de recursos hacia otros fines. La experiencia en distintos países muestra que las transferencias directas pueden ser en sí mismas una herramienta para aliviar la oposición que despiertan las reformas. Junto con su rol dentro de la política social de redistribución, las transferencias directas ayudan a mitigar el impacto del incremento de los costos para los hogares, facilitando que las tarifas reflejen correctamente los costos reales de la energía y preserven las señales de precios que incentivan el uso eficiente de la energía. De esta forma las transferencias directas cumplen también un rol en la reducción de emisiones de gases de invernadero, ayudando en la transición hacia una economía más verde para mitigar el cambio climático.
El SEF representa una oportunidad concreta para corregir finalmente las distorsiones acumuladas en el sistema energético argentino. Si el Gobierno logra combinar disciplina fiscal, coordinación institucional y una política social moderna basada en transferencias directas, esta reforma puede convertirse en un punto de inflexión que ordene el sector, fortalezca la protección a los hogares vulnerables y permita reasignar recursos públicos hacia prioridades de desarrollo. Solo así esta vez sí será diferente.
(*) Economista y Managing Partner de EconLogic Consulting, con más de 20 años de experiencia en regulación, energía y finanzas.
El Gobierno anunció la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares. (Imagen ilustrativa. FreePik)
Con la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nuclearesoficializada el pasado martes a partir de la publicación del Decreto 866/2025, el gobierno de Javier Milei da forma estratégica a su interés en el sector. En efecto, el organismo tendrá bajo su órbita la definición, implementación y seguimiento de las políticas del área.
La Secretaría que dirigirá el actual presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, quedará bajo la órbita del Ministerio de Economía y no de Jefatura de Gabinete. Y si bien tiene como objetivo trabajar de forma coordinada con la Comisión Nacional de Energía Atómica, (CNEA) también es cierto que en el artículo 11 del Anexo II del decreto, queda establecido que ejercerá un control tutelar sobre ella.
La letra del anexo detalla un total de 23 funciones específicas del nuevo organismo que delinean un perfil estratégico que incluye desde la aplicación de reformas institucionales hasta la optimización de procesos y el monitoreo de proyectos en materia nuclear, incluida la fiscalización de metas.
Secretaría de Asuntos Nucleares: su ambicioso perfil estratégico
El comunicado oficial del Ministerio de Economía deja en claro el ambicioso objetivo del gobierno detrás de la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares: “Nuestra Nación tiene el potencial para convertirse en la nueva Arabia Saudita del Uranio”, dice el texto.
Federico Ramos Napoli fue designado al frente de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares.
En parte, se trata de una deuda pendiente. En efecto, el 20 diciembre de 2024, el presidente Milei había anunciado el “Plan Nuclear Argentino” junto con la creación del Consejo Nuclear. Sin embargo, ni uno ni otro fueron formalizados a través de una ley o decreto. De allí, entonces, que la nueva secretaría busque saldar una cuenta que había quedado abierta.
Ahora bien: mientras que en el terreno teórico, la nueva secretaría buscará insertar a la Argentina como un actor más en el ámbito internacional en lo que a energía nuclear refiere, el contexto local no parece tan alineado con ese objetivo.
En efecto, según un informe del Centro Iberoamericano de Investigación en Ciencia, Tecnología e Innovación (CIICTI) en lo que va de la gestión del gobierno de Javier Milei, la CNEA perdió un 44% de su presupuesto. La caída también se vio reflejada en una disminución del 5,2% del personal calificado entre diciembre de 2023 y agosto de este año.
Una por una, las funciones de la nueva secretaría
El detalle de las funciones de la Secretaría de Asuntos Nucleares permite identificar algunos 3 ejes principales:
Elaboración de políticas específicas para el sector,
Evaluación, monitoreo y supervisión de proyectos específicos,
Representación del Estado en las empresas con participación accionaria.
«Argentina tiene el potencial para convertirse en la nueva Arabia Saudita del uranio», asegura el comunicado oficial. Aquí, la planta de Dioxitek en Córdoba.
Descriptas como objetivos en el anexo II, del artículo 15, las funciones que tendrá la secretaría son las siguientes:
1. Entender en la definición de la política nuclear en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica.
2. Entender en el monitoreo del funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo acciones que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema, incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado.
3. Evaluar la factibilidad y sustentabilidad económico-financiera de los proyectos estratégicos en materia nuclear.
4. Evaluar y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos en materia nuclear, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.
5. Intervenir en la coordinación del accionar de los diferentes actores políticos y empresarios involucrados con la actividad estratégica nuclear, tanto a nivel nacional, local o de la sociedad civil.
6. Identificar y determinar, en el ámbito de su competencia, los asuntos prioritarios, estratégicos y de relevancia para el desarrollo nacional en materia nuclear.
7. Asesorar, en el ámbito de su competencia, en lo relativo a la participación de la República Argentina en los foros, organizaciones o cualquier ámbito a nivel internacional en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
8. Asistir al Ministro, en el ámbito de su competencia, en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
9. Coordinar, en el ámbito de su competencia, las acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y objetivos establecidos por la Ley N.° 24.804 y sus normas modificatorias y reglamentarias, con la excepción de las que establecen las funciones regulatorias.
10. Intervenir en todo lo relacionado con la generación nucleoeléctrica, como así también en el funcionamiento de la infraestructura nucleoeléctrica.
11. Ejercer el control tutelar de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
12. Participar en la elaboración de políticas en materia de investigación, diseño, y construcción de reactores nucleares, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica.
13. Participar en el diseño e implementación de la política de desarrollo, fomento y cooperación para la explotación de “tierras raras” y minerales nucleares, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional.
14. Participar, en el ámbito de su competencia, en la interacción entre los distintos actores del sector minero y las provincias para aumentar sostenidamente la producción de “tierras raras” y de minerales nucleares, como así también la inversión de capital privado para su explotación, en coordinación con la Secretaría de Minería.
15. Promover políticas públicas y acciones de colaboración y articulación con los actores públicos y privados y de la sociedad civil involucrados en la materia, que permitan viabilizar los proyectos relativos a la minería de materiales nucleares, su procesamiento y aplicación de tecnologías nucleares.
16. Participar, en el ámbito de su competencia, en el diseño y establecimiento de tecnologías asociadas a la refinación de “tierras raras”, como así también a su desarrollo nacional.
17. Dictar, en el marco de las políticas establecidas por el Ministerio y en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, medidas relativas a los proyectos estratégicos en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
18. Dirigir el planeamiento, seguimiento y evaluación de los asuntos vinculados a los proyectos en materia nuclear y otras cuestiones estratégicas relacionadas, en coordinación con las empresas y sociedades con participación estatal mayoritaria del sector nuclear y la Comisión Nacional de Energía Atómica.
19. Asesorar al Ministro, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, en los proyectos estratégicos en materia nuclear, como así también en la identificación de información estratégica relevante en dicha materia y en aquellos asuntos de su competencia.
20. Intervenir, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica, en las distintas etapas correspondientes al desarrollo del ciclo del combustible nuclear.
21. Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
22. Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
23. Asistir al Ministro en la aplicación del Título VII – Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones- de la Ley N° 27.742, en el ámbito de su competencia, y en coordinación con la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería.
El encuentro fue realizado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía y la Corporación Andina de Fomento.
Los países del Mercosur y Chile dieron un paso hacia la modernización de su esquema de suministro energético al concluir, en Santiago de Chile, el taller de cierre de la Fase IV del Proyecto Regional de Integración Gasífera. Con esta etapa se consolida una herramienta técnica para optimizar los costos del transporte gasífero y robustecer la planificación conjunta, impulsando de manera efectiva la integración energética.
El encuentro, realizado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y la Corporación Andina de Fomento (CAF), se llevó a cabo en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Chile. La cita congregó a autoridades, delegaciones nacionales y equipos técnicos de los países para validar el nuevo modelo regional de transporte de gas.
Esta herramienta, desarrollada por OLACDE a partir de datos provistos por los países, tiene como meta optimizar la utilización de la infraestructura gasífera ya instalada, encontrar trayectos de distribución más eficientes y anticipar la reducción de costos en diferentes escenarios operativos y de demanda.
La apertura del taller estuvo a cargo de Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE; Luis Felipe Ramos, subsecretario de Energía de Chile; y Mercedes Pedreira, ejecutiva de la Dirección de Integración, Comercio e Inversiones de CAF. Los tres funcionarios coincidieron en la relevancia estratégica de esta etapa para intensificar la cooperación regional y cimentar un sistema gasífero más eficiente y complementario.
Los desafíos identificados
Durante la jornada de trabajo, las delegaciones se dedicaron a validar las hipótesis y los datos suministrados por cada nación, revisar la topología del sistema regional de transporte y analizar las restricciones operativas y de planificación levantadas a nivel nacional.
Un aspecto clave fue la realización de simulaciones en tiempo real para evaluar cómo se comportaría el modelo ante variaciones en los costos de transporte, producción y la demanda. Este ejercicio permitió observar los efectos del modelo en la asignación de flujos y la eficiencia económica general del sistema.
Pedreira de la CAF, Ramos del gobierno de Chile y Maiulini de la Olacde.
Entre los hallazgos pricipales, el proyecto identificó la necesidad de ampliar la capacidad de evacuación desde Neuquén, reforzar la infraestructura intermedia para abastecer las demandas potenciales de Paraguay y del norte de Uruguay, y adaptar el modelo a los cambios previstos en el sistema de transporte que Brasil implementará en los próximos años.
El nuevo modelo es de código abierto y se encuentra en un proceso de ajuste continuo, lo que le permite ser una herramienta dinámica. Sus capacidades incluyen la identificación de rutas de transporte más competitivas, la minimización de costos operacionales y la estimación de indicadores clave, como el precio final del gas en cada nodo, tanto a corto como a mediano plazo.
Compromiso institucional y regional
Maiulini, de OLACDE, destacó la “alianza con claridad programática” de los países del Mercosur y Chile que permitió «generar espacios técnicos conjuntos para desarrollar las herramientas necesarias para discutir estrategias de integración gasífera con el trabajo de sus agencias y el involucramiento de organismos multilaterales como Mercosur y CAF».
El Subsecretario Ramos enfatizó que «para el Gobierno de Chile, la integración energética y gasífera es esencial, porque contribuye a la seguridad, la resiliencia y el cumplimiento de las metas ambientales”. Asimismo, señaló que «el Ministerio de Energía avanza en la adecuación de la normativa y la participación activa en este proceso para asegurar que la integración se convierta en un pilar efectivo de la transición energética y del objetivo de descarbonización del país.”
Por su parte, Pedreira, alineó el estudio con la misión del organismo de «alinearse con el compromiso con la integración regional y una transición energética justa”. La ejecutiva consideró la alianza con OLACDE como una “herramienta fundamental para abordar los desafíos que hoy enfrentan nuestros países.”
Uno de los paneles fue sobre Proyectos Estratégicos de Oil & Gas.
La Modelización de Información de Construcción (BIM) y la gestión avanzada de datos se consolidan como los motores de la eficiencia en los proyectos estratégicos de Oil & Gas en la Argentina. Así se destacó en el evento BIM For All realizado este miércoles en la ciudad de Córdoba, donde se planteó que la transformación digital de los megaproyectos es un habilitador de competitividad.
Bajo el lema “Conexión global para sectores que construyen futuro”, el evento buscó acelerar la adopción del BIM y la transformación digital multisectorial, conectando experiencias internacionales con talento local para impulsar la competitividad, la eficiencia y la sustentabilidad de los sectores productivos.
La metodología BIM es una forma de trabajo colaborativa que transforma la manera en que se planifican, diseñan, construyen y gestionan grandes proyectos de construcción e infraestructura, mejorando la eficiencia y la calidad de los resultados. Es un abordaje que tiene décadas de práctica en la industria de la construcción, pero que ahora está cruzada por nuevos recursos que multiplican la formas de interacción de todos los involucrados en el proyecto.
La BIM es un cambio cultural en marcha
En el encuentro, los panelistas a lo largo de la jornada coincidieron en que se están transformando las industrias a través de la metodología y los gemelos digitales, y coincidieron en que el desafío para capturar la próxima ola de inversiones ya no reside en la tecnología en sí, sino en la articulación de capacidades, el cambio cultural y la adopción ecosistémica a lo largo de toda la cadena de valor.
Durante el desarrollo del panel sobre Proyectos Estratégicos de Oil & Gas se puso en relieve cómo estas herramientas están generando valor a lo largo de toda la cadena productiva, desde la ingeniería temprana hasta la fase de optimización operativa (OPEX).
Participaron de esta mesa Gustavo Rojas, Digital Engineering Sr Manager de Techint; Gian Ortega, Digital Engineering Manage de YPF; y Gustavo Guitera, Digital Enterprise & Business Development de Siemens, moderados por Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
Los expertos coincidieron en que la BIM dejó de ser un simple software de diseño para transformarse en un requisito estructural para obras de gran envergadura. Proyectos de la magnitud de la refinería en Tabasco (México), que demandan un millón de horas de ingeniería y cinco años de ejecución, demuestran que estas iniciativas son inviables sin BIM, con lo cual la tecnología se presenta como el único camino para gestionar la complejidad.
Virtudes de las herramientas digitales
En los denominados proyectos fast-track, donde la ingeniería, la construcción y el montaje se superponen de manera crítica, la BIM permite predecir riesgos e interferencias, acelerar la coordinación entre equipos, detectar problemas de forma temprana, reduciendo significativamente los errores en obra, entre otras virtudes del entramado de herramientas digitales disponibles.
Más allá de la fase de capital, la gran promesa del BIM y las metodologías asociadas reside en la gestión del dato. Según las coincidencias del panel la tendencia global indica que la eficiencia de todo el ciclo de vida del proyecto se multiplica cuando los datos son estructurados y trazables desde las etapas iniciales.
El mayor valor se materializa en la fase del Opex, donde la información generada durante el diseño y construcción se convierte en un activo para la toma de decisiones operativas. Esto se traduce en mayor predictibilidad de los activos, capacidad de simulación, gestión inteligente de riesgos y mantenimiento, entre otras virtudes que se le reconocen.
Pese a la brecha con ecosistemas tecnológicos más maduros, los panelistas destacaron las capacidades técnicas y el talento emprendedor existente en la Argentina, pero la barrera principal es de índole cultural y estratégica. En ese sentido se resaltó la necesidad de una integración ecosistémica y de establecer metodologías y criterios comunes para que la cadena de valor se mueva con agilidad.
Adopción tecnológica en toda la cadena
El desafío cultural, como tal, requiere desaprender modelos antiguos y alinear a los liderazgos para consolidar una visión compartida, se destacó desde la experiencias de las tres empresas que transitan un intenso proceso de gestión del cambio.
Una conclusión crucial del panel es que la adopción tecnológica no puede ser solo potestad del «owner» o cliente final, sino que las grandes empresas EPC tienen que apalancar la transición de sus subcontratistas, incluso ayudando en capacitación y costos de licencias, para evitar que la brecha tecnológica limite los proyectos.
El cierre giró sobre un costo de oportunidad inmediato al entender que si la cadena de valor argentina incorpora estas tecnologías, puede capturar proyectos de mayor escala y complejidad, para lo cual se requiere un impulso coordinado de sector público, privado y financiero para acelerar la adopción.
Las iniciativas alcanzaron 45 establecimientos educativos en 28 localidades de la provincia, con programas que incluyeron conectividad, formación docente y fortalecimiento institucional.
YPF cerró el año con nuevas propuestas educativas para impulsar la educación y desarrollo en Río Negro. A través de iniciativas que mejoran la conectividad, acompañan a docentes y estudiantes, y reducen brechas educativas, la compañía trabaja junto a organizaciones como “Enseñá por Argentina” y “Fundación Cimientos” para generar impacto real en las comunidades.
Durante este año, las iniciativas alcanzaron 45 establecimientos educativos en 28 localidades de la provincia, con programas que incluyeron conectividad, formación docente y fortalecimiento institucional para promover trayectorias escolares completas.
Principales acciones
• Conectividad para Sierra Grande: más de 1.000 estudiantes cuentan ahora con acceso a internet gracias a la instalación de antenas satelitales y la capacitación docente en herramientas digitales, en alianza con Enseñá por Argentina.
• Fortalecimiento institucional: llegamos a 41 escuelas secundarias mediante el programa que acompaña trayectorias escolares, junto a Fundación Cimientos.
• Donaciones tecnológicas: se entregaron 31 computadoras a 24 centros educativos, material informático para capacitaciones a distancia al Nodo de la Universidad del Comahue en San Antonio Oeste y materiales y equipos al CET N°12 en el marco del Programa Piloto de Formación Energética.
Estas acciones fueron complementadas con iniciativas en salud y deporte durante el segundo semestre, además de proyectos impulsados por Fundación YPF en la provincia.
Cierre del programa “Escuelas que Acompañan”
Este programa busca fortalecer las capacidades institucionales para acompañar trayectorias escolares con foco en la dimensión socioemocional, promoviendo la continuidad educativa. Durante 2025, se implementó en Río Negro con los siguientes resultados:
• 98% de las escuelas inscriptas participaron en todas las instancias de aprendizaje.
• 93% completaron sus trabajos finales.
• Alcance total: 40 escuelas secundarias y 120 docentes.
“Así YPF reafirma así su compromiso con el desarrollo sostenible de Río Negro, apostando a la educación como motor del desarrollo local”, destacaron desde la empresa.
BLC Power Generation opera en la Argentina, Colombia, Uruguay, Costa Rica, Guatemala y Estados Unidos y se encuentra en proceso de ingresar a nuevos mercados estratégicos como México y Brasil
Cada desarrollo energético exige mucho más que tecnología. Se necesita conocimiento del terreno, adaptación a normativas locales y una visión operativa que se traduzca en resultados concretos. En ese contexto, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, se propuso como objetivo consolidarse como socio estratégico para llevar adelante proyectos de alto impacto, integrando soluciones que responden a las realidades técnicas y regulatorias de cada mercado.
Expansión
Impulsada por alianzas estratégicas, la compañía continúa expandiéndose globalmente. En los últimos dos años, junto a socios como Ventus, 360 Energy, TotalEnergies y PowerChina, la empresa fortaleció su presencia internacional desarrollando proyectos de control de baterías en plantas híbridas, incorporación de sistemas de almacenamiento y gestión en parques eólicos, integrando tecnología escalable bajo una misma visión operativa.
Este crecimiento le permitió consolidar su operación en países como la Argentina, Colombia, Uruguay, Costa Rica, Guatemala y Estados Unidos. En la actualidad, se encuentra en proceso de ingresar a nuevos mercados estratégicos como México y Brasil. Su modelo de expansión está basado en tecnología escalable, acompañamiento técnico y relaciones de confianza construidas en el tiempo.
Soluciones
“El diferencial de BLC Power Generation está en su forma de trabajar: actúa como socio técnico y operativo, construyendoalianzas con líderes globales del sector, integrando capacidades, compartiendo conocimiento normativo y adaptando cada solución al contexto local e internacional”, destacaron desde la empresa.
Con Optimum PG, la compañía se propuso brindar una solución integral que se adapte a distintas tecnologías de generación, garantizando interoperabilidad, escalabilidad y control eficiente en entornos complejos. Estas alianzas estratégicas han sido clave para desplegar la solución en múltiples mercados, integrándola en proyectos con distintas configuraciones técnicas y operativas.
“En BLC Power Generation creemos que las alianzas son claves para escalar la transición energética de forma inteligente. Cuando unimos capacidades, tecnologías y visión, los resultados se multiplican. Nuestro enfoque es claro: acompañar a cada cliente con soluciones confiables, con soporte local y con la flexibilidad que requiere cada entorno operativo”, afirmó Sebastián García, Gerente Comercial de BLC Power Generation.
Pensamiento global y ejecución local
“Cada proyecto plantea desafíos únicos. Por eso, BLC Power Generation actúa como socio estratégico, aportando valor desde el diseño hasta la operación. Funciona como núcleo fundamental entre la escala global y la ejecución local, combinando conocimiento técnico, expertise normativo y presencial territorial para lograr resultados concretos y medibles desde el primer día. Su presencia consolidada en América Latina y en mercados internacionales emergentes reafirma una visión clara: estar donde la transición energética lo requiera, con tecnología confiable, experiencia en campo y compromiso real con cada cliente”, concluyeron desde la empresa.
Las ventas locales del sector petroquímico sufrieron una caída del 9% en relación con el mes anterior
El informe mensual desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®)mostró que en octubre de 2025 la producción sectorial registró una disminución del 1% frente a septiembre. En la comparación interanual, la baja alcanzó el 8%, impulsada principalmente por los finales agroquímicos; mientras que el acumulado del año, hasta el cierre de octubre, se mantiene con una caída del 5%.
En el ámbito de las ventas locales, el relevamiento evidenció una caída del 9% en relación con el mes anterior, atribuida a menores volúmenes de venta en básicos orgánicos y finales agroquímicos. Analizando el desempeño interanual, la disminución alcanzó el 26%, registrando caídas en todos los subsectores. El acumulado anual presenta una contracción del 16%.
Exportaciones
En lo que respecta a las exportaciones, en el informe de la CIQyP® se observó un aumento del 12% en comparación con septiembre, aunque sufrieron una caída del 4% interanual. El acumulado del año, sin embargo, se mantuvo estable sin variación.
En cuanto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el comportamiento se mostró dispar, pero volvió a mostrar dinamismo en producción y ventas locales con incrementos mensuales e interanuales. La producción de este segmento registró una suba del 9% en el mes y un 17% interanual, con un acumulado que trepó al 7%.
Ventas locales
Las ventas locales de la industria petroquímica también fueron positivas, con una variación mensual del 3% y un incremento del 11% en la comparación anual, aunque el acumulado mostró una leve caída del 1%. Por su parte, las exportaciones cayeron un 4% en el mes, pero se dispararon un 22% interanual y acumulan un 33% de crecimiento en lo que va del año.
Durante octubre de 2025, las importaciones del sector químico y petroquímico cayeron alrededor del 24% y las exportaciones disminuyeron un 7%, medidas en dólares. Como consecuencia, la balanza comercial fue deficitaria en alrededor de 700 millones de dólares.
Capacidad instalada
A su vez, el uso de la capacidad instalada en octubre decreció respecto al período anterior, con un promedio del 50% para productos básicos e intermedios y del 84% para productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante octubre 2025, fueron de 284 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.815 millones hasta octubre de este año.
“Los indicadores de octubre no se alejan de la tendencia de la economía en general del país, notamos contracciones del sector en cuanto a producción y ventas internas, pero con un alentador comportamiento en ventas al exterior. El sector de la pequeña y mediana industria química (PyMIQ) muestra un mejor desempeño. El contexto sigue siendo muy desafiante”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
La propuesta de Rovella Capital supera los US$450 millones.
“Rovella no se va a caer”, afirmó a Econojournal una alta fuente al tanto del proceso de venta de Manantiales Behr, el único yacimiento convencional que conserva YPF en Chubut. Rovella Capital, un desprendimiento de Rovella Carranza, la constructora creada por Mario Rovella, presentó la oferta más alta para adquirir el activo.
El Directorio de la compañía que preside Horacio Marínse reunirá este jueves 11 de diciembre para votar si se aprueba la iniciativa. Fuentes de YPF indicaron a EconoJournal que hasta que el máximo órgano de la empresa se expida evitarán realizar comentarios al respecto.
La propuesta supera los US$450 millones, según indicaron fuentes del mercado. La cifra exacta sólo es conocida por unos pocos integrantes de la primera línea de la petrolera bajo control estatal. Fue la decisión que tomó la compañía para evitar filtraciones como las que se registraron en rondas anteriores del Proyecto Andes, la iniciativa a cargo del banco Santander que implementó YPF para desprenderse de campos que no integran su porfolio estratégico y concentrarse en el desarrollo de Vaca Muerta.
Números
La propuesta de Rovella Capital relegó a las de Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, y Capsa, candidatos naturales para quedarse con Manantiales. Y también a la del Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas, y CGC.
A esta altura, el único interrogante es si Rovella Capital logrará documentar con herramientas crediticias confiables la forma de pago de la operación. Agustín Rovella, hijo de Mario, se reunió en las últimas semanas que actores del sector petrolero —entre ellos con algunos traders de combustibles con la intención de pre-financiar la venta de crudo pesado desde Chubut— para intentar reunir los fondos que comprometió en su oferta.
No es un tema menor: la empresa tiene un acceso limitado al sistema financiero local porque Rovella Carranza, la compañía madre del grupo, está involucrada en la causa Cuadernos, que está en pleno trámite de requerimiento de elevación a juicio.
Aún así, fuentes al tanto del proceso confían en que Rovella Capital podrá reunir los fondos para cancelar en efectivo —al menos la mayor parte— la cifra ofertada. Lo haría en cuotas en un período corto de tiempo de no más de tres a seis meses.
“El pliego original del Santander establecía que la empresa compradora debía cancelar un 20% de la cifra ofertada al momento de la adjudicación y el 80% restante una vez que tome efectivamente la operación del campo en cuestión. Pero no habría problema en encontrar un esquema de pagos más flexible si el monto y las garantías contractuales ofrecidas terminan siendo mucho más convenientes para YPF que las del resto”, explicó una fuente al tanto del proceso.
A diferencia de otras áreas petroleras transferidas bajo el paraguas del Proyecto Andes, en esencia campos maduros de baja o directamente nula rentabilidad, Manantiales Behr, que produce unos 4000 m3/día de crudo, es un activo que obtiene ganancias. El campo registra anualmente un EBITDA (ingresos antes de impuestos) cercano a los US$100 millones. Es decir, quien lo compre empezará a gestionar de entrada un flujo de caja positivo. La dificultad radica en operar un campo que requerirá inversiones para recuperar los niveles de actividad con precios de crudo que probablemente naveguen en la banda de los US$60 durante el año que viene.
Pata local
En el plano operativo, el interrogante —si el Directorio de YPF aprueba mañana el traspaso— es cuánto tiempo le llevará a Rovella edificar una organización con foco en el negocio hidrocarburífero. La empresa repatrió a ex directivo de YPF con pasado en Manantiales Behr que hasta mediados de septiembre trabajaba en Colombia.
Rovella conoce Chubut. Posee una especie de alianza local con la constructora Choele Choel SRL, con quien tercerizó algunos proyectos de infraestructura en la provincia como una serie de ampliaciones en el aeropuerto de Comodoro Rivadavia.
Choele Choel es conducida por Facundo Ponce, un empresario que dio sus primeros pasos profesionales dentro del negocio de la construcción en Rovella Carranza –donde trabajó durante siete años– y es hermano de Federico Ponce, secretario de Hidrocarburos de Chubut de la gobernación que encabeza Ignacio ‘Nacho’ Torres. El gobernador ya habría dado luz verde para que Rovella se quede con el segundo mayor yacimiento de petróleo de Chubut, sólo por detrás de Cerro Dragón.
El gobierno debe elegir un directorio de cinco miembros para el nuevo ente unificado.
El comité evaluador que está seleccionando a los candidatos para el directorio del flamante Ente Regulador del Gas y la Electricidad tiene previsto terminar con las entrevistas esta semana y elevar las ternas para cada uno de los cinco cargos antes de fin de año. Se postularon 33 expertos y en esta primera selección van a quedar 15. Luego será el gobierno quien elegirá a los integrarán la conducción del organismo. Quiénes son los que tienen mayores chances y a quiénes le sacaron bolilla negra.
El comité de selección
La Ley de Bases 27.742, sancionada en junio del año pasado, dispuso la creación de un nuevo ente regulador que reemplazará y asumirá las funciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas).
El decreto 452/25 de julio de este año constituyó formalmente al organismo y fijó un plazo de 180 días corridos para que comience a funcionar. Eso significa que el directorio debería estar en funciones antes del 31 de diciembre, pero eso no va a ocurrir porque ya no dan los tiempos.
La convocatoria para integrar el directorio del ente se efectivizó el 13 de octubre con la publicación de la resolución 388/25 en el Boletín Oficial. El comité evaluador recién se oficializó el pasado 19 de noviembre a través de la resolución 479/25 que designó a Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio de este año; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL.
Esos tres especialistas deben seleccionar a tres personas para cada puesto y elevar la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti, quien tendrá sus favoritos, pero deberá validar le elección con Jefatura de Gabinete. Por lo tanto, se espera que el proceso se demore un poco respecto de los plazos iniciales.
Algunas fuentes dentro del gobierno incluso afirman que el nuevo ente recién podría llegar a estar operativo en marzo. En total, se debe elegir a cinco personas: un presidente, un vicepresidente y tres vocales. La intención es que tres sean especialistas en el sector gasífero y los otros dos en electricidad. Eso es porque bajo la órbita del nuevo ente seguirán todas las distribuidoras y transportistas de gas natural, mientras que por el lado de la electricidad las únicas distribuidoras controladas por el gobierno nacional son Edesur y Edenor.
El objetivo es que tanto el presidente como su vice tengan un perfil con capacidad de diseñar y gestionar políticas energéticas de modo integral. Además, la intención oficial es que haya al menos un ingeniero, un economista y un abogado para que el ente cuente con un conocedor del área técnica, un experto en negocios y un especialista en materia legal.
Los candidatos
Entre los candidatos a integrar la conducción del nuevo organismo figuran los actuales interventores del Enargas y del ENRE, Carlos Casares y Néstor Marcelo Lamboglia. También se anotaron otros ex directivos del organismo: Darío Arrué, ex interventor del ENRE entre diciembre de 2023 y diciembre de 2024; Osvaldo Pitrau, ex interventor de Enargas entre septiembre de 2022 y diciembre de 2023; Ricardo Martínez Leone, ex interventor del ENRE entre enero de 2014 y diciembre de 2017; Héctor Domingo Maya, ex gerente de Protección al Usuario de Enargas, que luego acompañó a Federico Bernal como director de GLP de la Secretaría de Energía durante la presidencia de Alberto Fernández; Héctor Touzet, economista que fue gerente de Regulación de Gestión Ambiental de Enargas entre julio de 2015 y febrero de 2020, gerente de Desempeño y Economía del Enargas entre marzo de 2020 y marzo de 2021 y actual asesor de María Tettamanti; y la abogada Marcela Paula Valdez, quien trabajó 26 años y 7 meses en distintos cargos dentro del Enargas, tanto en el staff de la Secretaría del Directorio, como en la Gerencia de Asuntos Legales y en la Jefatura legal de la Gerencia de Medio Ambiente y Afectaciones al Dominio.
El listado también incluye otros ex funcionarios del área energética como Alejandro Sruoga, secretario de Energía y Minería entre abril y diciembre de 2001 y secretario de Energía Eléctrica entre diciembre de 2015 y septiembre de 2017; y Sebastián Scheimberg, subsecretario de Coordinación Administrativa del Ministerio de Energía y Minería entre diciembre de 2015 y julio de 2017. Además, entre los candidatos figura Sergio Falzone, un ingeniero al que el ex secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo intentó designar primero como Subsecretaría de Energía Eléctrica y luego como vicepresidente de Cammesa, pero ambas veces fue vetado desde el Ministerio de Economía y la Jefatura de Gabinete.
De ese listado, el gobierno ya le sacó bolilla negra a Héctor Domingo Maya por una serie de denuncias que recibió durante su pasó por el Enargas y la dirección de GLP, y a Darío Arrué porque la actual gestión de la Secretaría de Energía no quedó conforme por algunas decisiones polémicas que tomó durante su paso por el ENRE bajo la gestión en Energía de Rodríguez Chirillo. Además, Héctor Touzet declinó su postulación.
Entre los 33 postulantes iniciales hay cuatro mujeres: Griselda Lambertini, directora académica del CEARE y asesora de Casares en Enargas; Patricia Laura Carcagno, ex directora de Operaciones de Metrogas; Mónica Noemí Gay, ex secretaria legal del directorio de Enargas y ex presidenta y directora general de Gasnea, y Marcela Paula Valdez, la ex abogada de Enargas. El gobierno de Javier Milei se ha manifestado públicamente en contra de garantizar un cupo de género, pero si decidiera incluir una mujer Lambertini y Carcagno son las que parecieran contar con mayores chances.
La Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios.
La Secretaría de Minería trabaja en una nueva reglamentación de la Ley 24.196 de Inversiones Mineras con la premisa de otorgarle una actualización para una profunda “desburocratización y simplificación administrativa”, tal como confirmaron fuentes de la cartera que depende del Ministerio de Economía. La norma ya cuenta con el Decreto Reglamentario 2686 publicado en el Boletín Oficial el 3 de enero de 1994.
El trabajo que ahora lleva adelante la Dirección Nacional de Inversiones Mineras, de la Secretaría de Minería que conduce Luis Lucero, tiene como eje central fortalecer el esquema para los proyectos más allá del vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Se busca, en primera instancia, asegurar la convivencia estratégica entre ambas normas, pero luego fortalecer la accesibilidad y agilidad de la propia ley.
Este trabajo de actualización normativa se lleva adelante en momentos en que el Gobierno también impulsa la modificación de la Ley de Glaciares durante las próximas Sesiones Extraordinarias del Congreso. Para ello remitió al Congreso el Proyecto de Ley de Adecuación del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial (Ley 26.639), una de las principales demandas del sector minero para destrabar sus inversiones.
Adecuar la Ley de Inversiones Mineras
La Ley 24.196 tiene como uno de los principales incentivos la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, durante el cual las empresas mineras no ven incrementada su carga tributaria. La ley prevé beneficios como la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones, entre otros, y para la importación de bienes de capital, equipos e insumos con exenciones de derechos y otros gravámenes.
Desde la cartera se explicó que los cambios buscan «terminar con la discrecionalidad y el alto nivel de incumplimiento» que caracterizó la aplicación de la normativa para el sector desde su sanción legislativa. En ese sentido, se aseguró que la Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios, tal como lo habilita la Ley de Bases, con la condición de que los beneficios elegidos «no sean de la misma naturaleza y no se superpongan».
Desde el Ministerio de Economía, se están definiendo los parámetros que regirán esta convivencia, especialmente crucial para aquellos proyectos que tienen años de antigüedad bajo la Ley 24.196 y deciden adherirse al RIGI para acogerse a los beneficios aduaneros, tributarios y cambiarios con una inversión nueva destinada a exportación.
El trabajo en mejorar la Ley 24.196 se encara para asegurar su perdurabilidad frente a un RIGI que tiene la mirada de “incentivar una inversión concreta para que el proyecto se pueda construir y poner en marcha, aportando beneficios con estatus mejorado por 30 años. Hasta la sanción del nuevo régimen temporal en 2024, la estabilidad en la Ley de Inversiones solo aplicaba a proyectos con prefactibilidad.
Trascender la convivencia con el RIGI
Más allá del atractivo del RIGI que tiene vigencia inicial hasta fines del primer semestre de 2026 con posibilidad de que el Ejecutivo la prorrogue por un año más -algo que se asegura ya está en estudio-, se trabaja para que la ley mantenga plena vigencia de sus propios beneficios. Esto lleva a la planificación de cómo aplicar el artículo de la la Ley de Bases que establece que la adhesión al RIGI no implica renunciar a regímenes promocionales preexistentes.
El secretario de Minería, Luis Lucero.
«La Ley de Inversiones Mineras está lejos de perder interés -se asegura en el gobierno-, de hecho los proyectos en trámite empiezan a hacer consultas puntuales sobre sus beneficios». En ese sentido se señala que «el régimen va a perdurar, pero hay que fortalecerlo para que vuelva a tener la seriedad que alguna vez tuvo«. Además, muchos proyectos de menor envergadura no ingresarán al RIGI y por lo tanto, dependerán íntegramente de la Ley 24.196 para obtener incentivos de promoción a la industria.
La transformación más profunda llegará a través de «una modificación reglamentaria de la ley que busca eliminar la burocracia que exacerba la discrecionalidad de los funcionarios» y la consecuente «unificación de criterios», una crítica histórica del sector donde cada expediente podía tener una «visión según el funcionario que lo llevaba adelante», admitieron los mismos voceros.
Un «salto de calidad» en la normativa
Todos estos cambios, que se califican como un «gran salto de calidad«, se plasmarán en el decreto reglamentario y abarcarán modificaciones en el régimen de importación, el de devolución del IVA, el régimen de amortizaciones, la armonización en materia de medio ambiente con la secretaría correspondiente, y modificaciones en la presentación de declaraciones juradas anuales obligatorias.
También se implementarán herramientas de derecho informático para registrar todos los antecedentes de cada proyecto, lo que va a otorgar información fidedigna y asegurará que no se pueda registrar ningún dato que no tenga un respaldo documental. En la práctica, también se espera que la transformación en la aplicación de la ley cambie la forma de hacer las auditorías, para «pasar a conocer el proyecto desde un aspecto presencia y no solo desde los papeles».
Finalmente, se aclaró que las adaptaciones en las que trabaja la Secretaría de Minería, que implican una desregulación y simplificación, “no significan una falta de control, sino un control ejercido de otra manera«, tal el aporte que se espera de los lineamientos de la actualización de la norma, la cual es largamente elogiada por la industria pero que careció de plena ejecución desde su sanción.
Las primeras modificaciones realizadas
Algunas modificaciones ya están siendo implementadas por la Secretaría, con lo cual se asegura que esta nueva visión de control está resultados inmediatos, y a partir de 2024, el nivel de cumplimiento de las obligaciones por parte de los proyectos activos escaló a un 80%, revirtiendo un alto nivel de incumplimiento que caracterizaba a la norma.
Una de las modificaciones más importantes logradas es la agilización del trámite de verificación de las inversiones realizadas y proyectadas por una empresa, que antes era engorroso y de difícil cumplimiento. Los formularios que estaban vigentes contenían más de 1000 campos de datos para completar, en los cuales 80% de la información requerida no tenía respaldo legal.
Por otro lado, se acotaron significativamente los tiempos que le lleva a la Secretaría de Minería otorgar un certificado de estabilidad fiscal a la empresa que lo solicite. Hasta hoy, este trámite llevaba un tiempo promedio de un año.
Por último, con el fin de reducir la intervención estatal y maximizar la eficiencia en la gestión pública, se corrigió la superposición de tareas entre la Secretaría de Minería y el Servicio Geológico Minero Argentino (Segemar) en lo que respecta al procesamiento de datos geológicos, poniendo bajo su órbita el Banco Nacional de Información Geológica.
Votación en Mendoza de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto PSJ Cobre Mendocino.
El Senado de la provincia de Mendozaaprobó este martes la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto cuprífero PSJ Cobre Mendocino y le dio luz verde a la vuelta a la minería de primera categoría, que incluye al cobre, el oro y la plata, entre otros metales.
El proyecto había tenido el visto bueno de la Autoridad Ambiental Minera y la aprobación en la legislatura provincial era el último paso institucional previsto por la Ley 7.722 para poder avanzar de manera concreta hacia la fase de factibilidad.
El proyecto de cobre lo impulsa la empresa suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi, que prometen una inversión de US$559 millones en su primera etapa. El senado también aprobó la exploración de Malargüe Distrito Minero Occidental II (MDMO II), un conjunto de desarrollos para explorar cobre, oro y plata en Mendoza.
La aprobación ambiental de PSJ Cobre Mendocino obtuvo 29 votos a favor, 6 negativos y una abstención. El proyecto lo había enviado el gobernador, Alfredo Cornejo, y ya contaba con la aprobación en la cámara de diputados de la provincia.
Cobre
El proyecto está ubicado en la localidad de Uspallata (departamento de Las Heras) y cerca del límite con la provincia de San Juan. Tiene una vida útil de 16 años, con posibilidad de extensión. Desde la empresa subrayaron que “el proyecto fue diseñado para no afectar el recurso hídrico y cumplir estrictamente con la normativa ambiental vigente, utilizando flotación mecánica, dentro de un circuito cerrado que recircula más del 80% del agua”.
El objetivo que tiene PSJ es producir en promedio 40.000 toneladas anuales de cobre fino con una técnica de flotación de sulfuros, proceso hidrometalúrgico que permite separar los minerales metálicos valiosos sin necesidad de usar cianuro ni ácido sulfúrico, dos sustancias prohibidas por la ley provincial 7.722.
El CEO de PSJ Cobre Mendocino, Fabián Gregorio, señaló que “esta decisión institucional nos permite dar un paso más en un proceso que ha sido largo, transparente y profundamente participativo. Ahora comienza una etapa de trabajo técnico de factibilidad, donde seguiremos construyendo el proyecto junto a la comunidad, las instituciones y los actores productivos. Nuestro compromiso es avanzar con responsabilidad, diálogo permanente y la convicción de que el desarrollo debe ser compartido por todos”.
En agosto el proyecto había tenido apoyo en una audiencia pública. Según la exposición de Gregorio, el proyecto de cobre demandará 3.900 puestos de trabajo en la etapa de construcción, que demandará entre 18 y 24 meses. Además, el proyecto generará otros 2.400 puestos en la etapa de producción de cobre, según detalló el ejecutivo en la audiencia pública.
Próximos pasos
Durante la factibilidad, etapa que durará alrededor de un año, la minera desarrollará estudios de ingeniería de detalle, hará el análisis de costos y financiamiento y la planificación integral de construcción–operación–cierre, además de la evaluación económica y de mercado. También incluye la actualización de los programas de sostenibilidad y monitoreo ambiental. Luego, el proyecto entraría en la etapa de construcción.
La compañía destacó que “el proceso de evaluación ambiental fue extenso, técnicamente sólido y con altos niveles de participación ciudadana. Durante los últimos años, el proyecto fue analizado por organismos técnicos provinciales, universidades, consultoras independientes y equipos multidisciplinarios que realizaron más de 13 años de estudios de línea de base ambiental y social en el área de Uspallata”.
Se trata de uno de los mayores yacimientos de petróleo de Santa Cruz.
Clear Petroleum, la empresa que dirige Juan Ignacio González Pedroso, comenzó la operación del bloque de concesión Las Heras – Cañadón Escondida el pasado lunes 1 de diciembre. Se trata de uno de los mayores yacimientos de petróleo de Santa Cruz.
En la primera semana de diciembre, se llevaron a cabo las jornadas de bienvenida a las más de 80 personas que ya forman parte de la Unidad de Negocio Clear Upstream. Se reunió todo el equipo en el Centro Cultural de Las Heras para compartir los objetivos y el plan acción de las áreas.
Las autoridades de la compañía resaltaron que para lograr estos objetivos es necesario el trabajo con integridad y aplicando altos estándares de excelencia operativa y seguridad. Ezequiel González, director de Personas & Cultura, comentó la trayectoria de la empresa de más de 30 años en la industria y la actividad de Clear a nivel país con nueve líneas de servicios y presencia en los yacimientos convencionales y no convencionales.
Gabriel Conte, gerente de Medio Ambiente y Seguridad, explicó la cultura de seguridad, políticas y reglas inquebrantables que se aplican en todas las operaciones. También participaron Ricardo Becerra, gerente de Seguridad Patrimonial y Florencia Tosi, jefe de Salud Ocupacional para ampliar la información y alcance en cada una de las áreas.
Operación en Las Heras-Cañadón Escondida
Leonardo Deccechis, director de Negocio Clear Upstream, destacó la relevancia de seguir ampliando oportunidades dentro de la provincia: “Estos yacimientos vieron pasar décadas de trabajo que hicieron crecer a la Provincia de Santa Cruz y que forjaron a miles de trabajadores. Nuestros objetivos son priorizar la producción sustentable, responder a los desafíos con tecnología, y mejorar tiempos operativos”.
Además, Dececchis reforzó que: “Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen” y subrayó el compromiso de la empresa con la seguridad y el crecimiento profesional: «Queremos que cada persona que ingresa a Clear sienta que llega a un espacio donde la seguridad, la capacitación continua y el trabajo responsable son pilares esenciales. Estamos orgullosos de seguir construyendo un equipo sólido y preparado para los desafíos del sector».
«Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen», aseguró Leonardo Deccechis, director de Negocio Clear Upstream
Algunas de las personas que suman al equipo de Clear destacaron la importancia de este momento histórico para la compañía y para la Industria, donde con respeto y orgullo, siguen apostando al desarrollo de la Cuenca. Entre ellos, Sergio Martel a cargo de todas las Operaciones y Mantenimiento de los yacimientos, se suma al equipo de Clear Upstream con entusiasmo y destacó: “estamos comprometidos con esta oportunidad, Clear es una empresa de gran trayectoria y experiencia en la Cuenca y en campos maduros. Como equipo vamos a seguir trabajando con el foco en la eficiencia y productividad para lograr un crecimiento sostenible de nuestras actividades».
El inicio de esta operación de Upstream constituye un paso más en el crecimiento sostenido de Clear Petroleum en Santa Cruz, alineado a su propósito de generar valor, promover el empleo local y contribuir al desarrollo energético del país, concluyeron desde la empresa.
El gobierno nacional dispuso este martes la creación de una Secretaría de Asuntos Nucleares en la órbita del Ministerio de Economía, que estará encargada de liderar la política para el sector nuclear. Al frente de la flamante secretaría estará el actual presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, quien forma parte del armado político encabezado por el estratega presidencial Santiago Caputo. La continuidad de Ramos Napoli en la empresa estatal será definida en los próximos días, según pudo saber EconoJournal.
La novedad se produce al cumplirse un año del anuncio de un «Plan Nuclear Argentino». El presidente Javier Milei había designado al frente de esa tarea a Demian Reidel, asesor del presidente por ese entonces y actualmente presidente de Nucleoeléctrica Argentina, la empresa generadora nuclear estatal que el gobierno busca privatizar parcialmente.
Sin embargo, tanto el nuevo plan nuclear como la creación de un Consejo Nuclear nunca fueron formalmente institucionalizados por ley o decreto. En constraste, la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares define con claridad que la política sectorial ahora dependerá de Ramos Napoli.
Las especulaciones sobre los motFuentes del sector nuclear indicaron que toma del control del área nuclear Dos fuentes sin contacto entre sí subrayaron a EconoJournal que la relación entre el presidente de Nucleoeléctrica y Mei
El decreto 866 publicado este martes en el Boletín Oficial dispuso una serie de cambios en el organigrama de la administración pública nacional. Entre estos destaca la creación de la nueva Secretaria de Asuntos Nucleares y la transferencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) de la órbita de la Jefatura de Gabinete de Ministros al Ministerio de Economía que conduce Luis Caputo.
Ramos Napoli, nuevo secretario de Asuntos Nucleares.
La flamante cartera tendrá dos subsecretarias, una de Aplicaciones de Tecnología Nuclear y otra de Políticas Nucleares, y ejercerá el control tutelar de la CNEA. También participará en la política minera en coordinación con la Secretaría de Minería, con foco especial en producir tierras raras y uranio.
La apertura de esta secretaria es leída en el sector nuclear como una suerte de recreación de la Subsecretaría de Energía Nuclear que existió durante la presidencia de Mauricio Macri. El gobierno de Alberto Fernández discontinuó esa subsecretaría y volvió a empoderar a la CNEA en la conducción de la política nuclear.
Ramos Napoli, secretario de Asuntos Nucleares
Economía informó este martes que el actual presidente de Dioxitek será el nuevo secretario de Asuntos Nucleares. Ramos Napoli ingresó el año pasado en la empresa estatal, ocupando el cargo de gerente general. El gobierno lo promovió a la presidencia de la empresa en octubre.
Dioxitek es una empresa estatal que participa en la cadena de fabricación de los combustibles para las centrales nucleares argentinas. Concretamente importa concretado de uranio y realiza el servicio de conversión a dióxido de uranio, que es el polvo con el que se fabrican las pastillas que van insertas dentro de los elementos combustibles. También suministra fuentes de Cobalto-60 para aplicaciones médicas e industriales.
Ramos Napoli, un abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, lideró hasta el momento un proceso de reestructuración de la empresa, con la meta de volverla rentable. La empresa resolvió en el último tiempo deudas que tenía con Kazatomprom por la importación de concentrado de uranio, con la CNEA, y con proveedores del proyecto de Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa.
La gestión de Napoli también puso el foco en reacondicionar y sostener la capacidad de producción de dióxido de uranio en la planta que tiene en Córdoba y en explorar nuevas oportunidades de negocio. Una de las alternativas bajo estudio es producir y exportar hexafluoruro de uranio, el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio.
Las centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante, por lo que una eventual producción de hexafluoruro sería para abastecer a la demanda internacional de combustible con uranio enriquecido.
Apenas cuatro áreas de Vaca Muerta concentran el 58% de la producción no convencional de petróleo del país. El ranking lo sigue encabezando Loma Campana, el campo operado por YPF en sociedad con Chevron, con una producción que acumuló unos 86.400 barriles diarios entre enero y octubre de este año, el 18% del shale total del país, según el último informe de la consultora Economía & Energía.
Loma Campana lidera la producción de shale oil.
El segundo lugar lo ocupa La Amarga Chica con 69.600 barriles diarios, el 14% de la producción total de shale oil. Esta área también es operada por YPF, pero la concesión se reparte en partes iguales entre YPF y Vista Energy, que en abril de este año le compró su 50% a Petronas.
El podio lo completa el área Bajada del Palo con 63.900 barriles diarios, el 13% de la producción total. Vista Energy obtuvo esa área en diciembre de 2018, pero la particularidad es que la subdividió en dos –Bajada del Palo Este y Bajada del Palo Oeste—para permitir un desarrollo más eficiente, más ordenado y con compromisos de inversión diferenciados.
En el cuarto lugar aparece Bandurria Sur con 60.800 barriles diarios entre enero y octubre de 2025, el 13%. Bandurria Sur es operada por YPF, empresa que tiene además el 40% de la concesión. La participación accionaria se completa con un 30% de la noruega Equinor y otro 30% de Shell. Equinor contrató este año al Bank of America, uno de los principales bancos de inversión del planeta, para desprenderse de los activos que posee en Vaca Muerta, pero por ahora continúa.
Esas cuatro áreas tienen cada una más del 10% de la producción total de crudo no convencional y en total suman el 58% del shale oil producido en el país.
El top ten de las áreas más productivas lo completan La Calera (5%), La Angostura Sur I (4%), Aguada del Chañar (3%), Lindero Atravesado (3%), El Trapial Este (3%) y Cruz de Lorena (3%).
Fuente: Economía & Energía.
Shale Gas
En el caso del shale gas, cuatro áreas concentran el 57% del total producido. Fortín de Piedra, el campo estrella de Tecpetrol, suma 16,4 MMm3/d, el 21% del total.
En segundo lugar, aparece La Calera con 10,1 MMm3/d, un 13% del total. El campo es operado por Pluspetrol y tiene como socio a YPF.
En tercer lugar, figura Aguada Pichana Este con 9,5 MMm3/d, un 12% del total. El área es operada por TotalEnergies y tiene como socios a YPF, PAE y Harbour Energy, que se quedó con los activos de Wintershall Dea.
La cuarta ubicación es para Aguada Pichana Oeste con 8,0 MMm3/d, el 10% del total. Esta área es operada por PAE y tiene como socios a TotalEnergies e YPF.
Esas cuatro áreas tienen cada una más del 10% de la producción total de crudo no convencional y en total suman el 57% del shale gas producido en el país.
El top ten de las áreas más productivas de shale gas lo completan Sierra Chata (7%), Aguada de la Arena (6%), Rincon del Mangrullo (6%), El Mangrullo (5%), Loma Campana (4%) y Bandurria Sur (2%).
El director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, Sergio Mengoni, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunciaron la ampliación y continuidad de una agenda de gestión social, para la cual la petrolera ratificó su rol como socio estratégico de la provincia.
La iniciativa busca abordar ejes prioritarios para el desarrollo provincial como la seguridad vial, la educación, el desarrollo local y el acceso a la energía. El anuncio es parte de la firma del Convenio de Colaboración para “Aguada San Roque Activa 2025”.
El gobernador Figueroa (Izq) y Mengoni (Der) de Total Austral.
El acto estuvo a cargo del gobernador Figueroa, Mengoni, y Andrea Jaquelina Campo, presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque, localidad donde se centran estos esfuerzos. La continuidad del programa por segundo año consecutivo subraya el trabajo de la compañía con las comunidades de la región.
En esta segunda edición, “Aguada San Roque Activa 2025” desplegará 17 talleres comunitarios centrados en temáticas vitales para el fortalecimiento de la cohesión social, incluyendo la prevención de violencias, la inclusión digital, la sostenibilidad ambiental y la educación financiera.
Desarrollo económico, social y cultural
Al respecto, Mengoni destacó la visión de largo plazo de la empresa: “TotalEnergies está presente en Neuquén desde hace más de 30 años y siempre buscó ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”.
Más allá del ámbito comunitario de Aguada San Roque, la alianza con el Gobierno provincial se extiende a programas de alto impacto. En materia de seguridad vial, la empresa sostiene el Programa VIA desde 2021, que trabaja en la concientización y educación de estudiantes secundarios, inició un nuevo proyecto junto a municipios del corredor Vaca Muerta para diagnosticar problemáticas de tránsito y diseñar respuestas locales.
Otro pilar es la contribución a la mejora de la infraestructura, para la cual la petrolera participa, junto a otras operadoras, en la financiación para la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, una obra que conectará las Rutas Provinciales 8 y 17, optimizando la conectividad en una de las zonas industriales más transitadas del país.
Educación y Energía
En el eje de la Educación y la Energía, la compañía ratificó la continuidad de dos programas clave en asociación con el Ministerio de Educación. Por un lado, Energía Joven, que brinda charlas formativas sobre la matriz energética en escuelas secundarias.
Por otro lado, el programa de Acceso a la Energía sigue llevando energía limpia a través de la instalación de paneles solares a familias en zonas rurales sin conexión a la red eléctrica, un esfuerzo que se realiza en colaboración con TotalEnergies Renovables la Argentina.
Finalmente, la compañía mantiene su apoyo al desarrollo de las juventudes neuquinas a través de la participación en el programa de Becas Gregorio Álvarez del Gobierno del Neuquén. Esta iniciativa tiene el objetivo de fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes de la provincia en todos los niveles de formación.
La velocidad del desarrollo de Vaca Muerta está atada a la posibilidad que tienen las operadoras de incrementar las inversiones en el upstream en los próximos años. Para esto, el orden macroeconómico es determinante para que las compañías puedan conseguir financiamiento externo y no sólo invertir el flujo de caja. También dependerá de lo que pase con el precio internacional del barril de petróleo.
Sergio Mengoni, Country Chair Argentina de TotalEnergies, Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE y Ricardo Ferreiro, Presidente E&P de Tecpetrol, debatieron sobre el tema en el panel “Desafíos en el Upstream de hidrocarburos” del Energy Day, evento organizado por EconoJournal.
Sergio Mengoni (TotalEnergies), Fausto Caretta (PAE) y Ricardo Ferreiro de (Tecpetrol). Moderadora: Cecilia Boufflet. Foto: Dan Damelio.
Los ejecutivos coincidieron en que el orden macroeconómico a largo plazo es fundamental para facilitar el financiamiento externo. Pero aclararon que no es el único factor, ya que también pusieron en relieve la importancia de las políticas de desregulación, poder disponer libremente de los dividendos si cepo y que se concreten las reformas laboral y tributaria.
Financiamiento
Sergio Mengoni explicó que “tenemos buenas señales en la industria, varias compañías salimos a buscar financiamiento y nos ha ido muy bien. Claramente no es suficiente. Para seguir desarrollando Vaca Muerta hace falta un nivel de inversiones mucho más importante. Tenemos que ser más ambiciosos y no quedarnos con lo que tenemos. Tenemos que trabajar para seguir atrayendo inversiones extranjeras”.
En tanto, Ferreiro afirmó que “la velocidad del desarrollo de Vaca Muerta desde ahora para adelante va a depender muchísimo del precio del petróleo. Competimos contra el precio del Brent y en gas con mercados como el de Estadios Unidos. El acceso al capital y el precio del petróleo y el gas va a ser lo que va a determinar la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta”.
Por su parte, Caretta describió que “el proyecto de GNL (Southern Energy) que tenemos es de muy largo plazo y demandará muchas inversiones en infraestructura. Solamente en alquiler de los barcos son 15.000 millones de dólares en 20 años. Esto va a requerir una inversión grande en infraestructura en un gasoducto dedicado desde Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías”.
Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE. Foto: Dan Damelio.
“Southern Energy requiere financiamiento externo y flujo de caja de los socios. También tenemos unos 10.000 millones de dólares en upstream. El total del proyecto es de 25.000 millones de dólares”, destacó el ejecutivo de PAE.
Y añadió que “la estructura financiera no va a ser de una sola emisión, sino que vamos a ir apalancando a medida que vayamos firmando contratos de venta. El primer barco llega a finales de 2027 y el otro en 2028”.
Agenda
Mengoni también subrayó que “tenemos que seguir trabajando con la agenda de la desregulación y demostrar que la Argentina puede ir más allá que un par de años de buenas señales. Tenemos que seguir convenciendo al mundo de que somos un país serio y que podemos desarrollar esta industria”. “No solamente tenemos que traer financiamiento externo sino compañías como la nuestra traer inversiones al país”, remarcó el ejecutivo de TotalEnergies.
Ferreiro señaló que “en Tecpetrol salimos a días de las elecciones de octubre y pudimos emitir 750 millones de dólares con una tasa de 7,2% y quedamos bastante satisfechos con lo que conseguimos, que es para el financiamiento del proyecto Los Toldos II Este. Es un proyecto de unos 2700 millones de dólares antes de la puesta en marcha para producir desde junio de 2027 alrededor de 70.000 barriles diarios”.
Y agregó que “el promedio de la cotización del barril Brent en 2024 fue de 80 dólares y este año será de 62 o 63 dólares. Esto baja el flujo de caja disponible y le pone más presión al financiamiento. El desafío es cómo nos hacemos más competitivos para setear la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta”.
En este sentido, Caretta sostuvo que “el proyecto de GNL compite contra Estados Unidos. Cuanto más cercano estemos del sistema financiero, fiscal y de inversiones de Estados Unidos más competitivos vamos a ser. La estabilidad de la macroeconomía es fundamental y van a pasar al menos cinco presidencias en el tiempo que durará el proyecto”.
Por último, Sergio Mengoni indicó que TotalEnergies “tiene entre 16 y 18 billones de dólares por años para invertir y la Argentina está dentro del portafolio de todos los países donde la compañía está invirtiendo. Las condiciones de desregulación y poder sacar dividendos, entre otros aspectos, juega a favor para que dentro de ese monto para invertir en un año podamos traer más capitales a la Argentina”.
Sergio Mengoni (TotalEnergies), Fausto Caretta (PAE) y Ricardo Ferreiro de (Tecpetrol). Moderadora: Cecilia Boufflet. Foto: Dan Damelio.
El traspaso de las siete áreas hidrocarburíferas convencionales que YPF acordó con la provincia de Tierra del Fuego podría caerse si la Legislatura no aprueba el decreto que elevó el gobernador Gustavo Melella para convalidar formalmente el proceso.
En noviembre, Melella y Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunciaron el acuerdo de traspaso de áreas convencionales a la empresa provincial Terra Ignis, continuando con el Memorando de Entendimiento (MOU) que habían alcanzado en agosto. Pero la Legislatura, que sólo tuvo tres sesiones ordinarias en todo el año, todavía no le dio el visto bueno necesario al decreto del gobernador.
La Legislatura provincial podría sesionar el próximo jueves.
Legislatura
El próximo jueves está pautado que la Legislatura provincial sesione. En el caso de que se reúna, los legisladores tienen una batería de temas pendientes, entre ellos la salida de YPF de la provincia. Para que se trate, se necesita la presencia de 10 de los 15 legisladores y el decreto del gobernador debería contar también con el apoyo político de la oposición.
Una fuente que conoce de cerca el proceso de salida de YPF de Tierra del Fuego indicó que “si no se concreta ahora y el tratamiento en la Legislatura pasa para marzo, se pone en peligro el traspaso ya que el compromiso de YPF de operar las áreas es hasta el 31 de marzo de 2026. Si se cae el proceso seguramente YPF iniciará un mecanismo de reversión de estas áreas con los consecuentes perjuicios para la provincia”.
Según el acuerdo rubricado entre Melella y Marín, estaba previsto que el traspaso de la operación de los campos maduros se concrete el próximo 1° de enero de 2026. Los yacimientos convencionales más relevantes son Lago Fuego y Los Chorrillos. Las otras áreas convencionales de Tierra del Fuego son TDF Fracción A, TDF Fracción B, TDF Fracción C, TDF Fracción D y TDF Fracción E.
Plan Andes
YPF ya concluyó el proceso de salida de las áreas convencionales de Mendoza, Río Negro, Neuquén, Chubut (resta Manantiales Behr) y Santa Cruz (solo quedará en la exploración no convencional de Palermo Aike). Sin embargo, todavía falta que se cierre definitivamente el traspaso en Tierra del Fuego.
La sesión de las áreas convencionales es parte del Plan Andes lanzado por YPF para retirarse de los campos maduros de las históricas provincias productoras de hidrocarburos para concentrar sus inversiones en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. A mitad de año, la compañía con mayoría accionaria estatal abrió una nueva ronda del Plan Andes para desprenderse de áreas de Mendoza, Chubut y el norte argentino.
Terra Ignis, tendría una concesión por 10 años. De todos modos, la sociedad anónima controlada por la provincia no pretende convertirse en operador directo de los yacimientos. Cuando culmine el proceso, la firma estará dedicada a la búsqueda de socios estratégicos que se encarguen del desarrollo y vuelquen más inversión en los siete bloques convencionales para elevar los niveles actuales de producción.
Pecom y la estadounidense Flowco Holdings Inc. anunciaron la firma de un acuerdo de alianza estratégica para incorporar soluciones avanzadas de Artificial Lift en el mercado argentino de Oil & Gas, con foco particular en los recursos no convencionales.
Entre las tecnologías con las que opera Flowco se destaca el sistema High Pressure Gas Lift.
“Nos enorgullece haber concretado esta alianza con una compañía líder como Flowco, un gran paso en el camino que venimos recorriendo con Pecom para agregar valor con productos, soluciones y servicios que viabilicen y aceleren el desarrollo de la producción no convencional en Vaca Muerta”, sostuvo el CEO de Pecom, Horacio Bustillo.
Flowco se especializa en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano para la industria del petróleo y gas natural.
“Esta colaboración refuerza el compromiso de Pecom de ofrecer soluciones integradas, innovadoras y sustentables en toda la cadena energética, aprovechando la tecnología de vanguardia de Flowco para mejorar la eficiencia productiva y la confiabilidad operativa en Vaca Muerta y otras cuencas clave del país”, aseguró Pecom en un comunicado.
Flowco se especializa en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano.
Inyectar gas a alta presión
Entre las tecnologías con las que opera Flowco se destaca el sistema High Pressure Gas Lift, solución utilizada en Estados Unidos para compresión de gas aplicada a levantamiento artificial. Este sistema permite inyectar gas a alta presión y optimizar el desempeño del Gas Lift en pozos horizontales, ofreciendo una alternativa de alto rendimiento para operaciones de shale.
Actualmente, esta tecnología se posiciona como una solución clave para algunos de los proyectos más importantes de Vaca Muerta, consolidando a Pecom como una de las pocas empresas del sector capaces de ofrecer este tipo de servicios.
“Estamos convencidos de que el mercado argentino de recursos no convencionales es uno de los de mayor crecimiento a nivel mundial, con más de 3.000 pozos proyectados para incorporar sistemas de levantamiento artificial durante la próxima década. El Gas Lift ha demostrado ser un método confiable y flexible para maximizar la producción en pozos horizontales de shale, un segmento donde los operadores demandan mayor eficiencia y menores costos de levantamiento”, afirmó Walter Paris, Director Ejecutivo de Servicios y Soluciones Integradas de Pecom.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
Shell se había sumado al proyecto de YPF en diciembre de 2024.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA. Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Horacio Marín junto a su par italiano de ENI Claudio Descalzi. En el fondo, Javier Milei y Giorgia Meloni.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente. “Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
La salida de Shell supone un doble desafío para YPF. Por un lado, porque desde el punto de vista financiero es un golpe para el proyecto que esta compañía haya quedado afuera. Y, por otro lado, porque la intención es que los socios de Argentina LNG trabajen de manera integrada a lo largo de toda la cadena de producción.
Shell ya está trabajando en el upstream de Vaca Muerta, donde acaba de inaugurar una planta de tratamiento de petróleo y gas en Bajada de Añelo, una de las áreas que opera en Neuquén. ENI y ADNOC, en cambio, no operan en la formación no convencional y su desembarco va a llevar cierto tiempo en caso de que las negociaciones avancen.
El compromiso de Corea del Sur de cerrar todas sus centrales eléctricas a carbón para el 2040 abre una importante oportunidad en el mercado del gas natural licuado. El país asiático tiene una capacidad instalada de casi 40 GW a carbón difícil de reemplazar enteramente con generación renovable y nuclear, lo que empuja la expectativa de mayores importaciones de GNL en los próximos años. Como mínimo, se espera que conviertan 14 GW de carbón a GNL para el 2038.
Corea del Sur confirmó que cerrará al menos 40 de sus 61 centrales térmicas a carbón para el 2040. Por otro lado, la fecha de retiro gradual de las 21 unidades restantes se determinará en función de la viabilidad económica y ambiental después de un debate público, con un plan específico previsto para el próximo año.
El plan de salida del carbón esta en línea con el ingreso de Corea del Sur en la Powering Past Coal Alliance (PPCA), una coalición global de más de 180 gobiernos nacionales y subnacionales, empresas y organizaciones que trabajan para impulsar la transición de la generación de energía a carbón a la energía limpia.
El país formalizó su ingreso en esta alianza el mes pasado durante la Cumbre Climática de la ONU en Brasil (COP 30). Se trata del primer país relevante en generación a carbón en Asia que se suma al acuerdo. Los otros países asiáticos firmantes son Singapur, Emiratos Árabes Unidos, Baréin, Azerbaiyán e Israel.
Oportunidad para el GNL
Corea del Sur opera actualmente la séptima flota generadora a carbón más grande del mundo, con 39 GW instalados. La participación del carbón en la generación eléctrica cayó del 42,5% en 2015 al 30,5% en 2024, aunque varias nuevas unidades de carbón han entrado en funcionamiento en los últimos años.
Los plazos de cierre y las restricciones políticas a la instalación de nueva generación nuclear y de renovables hacen pensar que aumentarán las importaciones de GNL para reemplazar unidades a carbón. Corea del Sur ya genera el 24% de su electricidad con GNL.
En cualquier caso, las decisiones concretas serán plasmadas por el Ministerio de Clima, Energía y Ambiente en el 12° Plan Básico de Oferta y Demanda de Electricidad (2026-2040) que será publicado el próximo año.
El plan vigente, que cubre el período 2024-2039 y que fue publicado por el anterior gobierno, estipula la conversión de 28 unidades a carbón con una capacidad combinada de 14,1 GW a GNL. También se indica que 12 unidades a carbón con 6,8 GW de capacidad serían convertidas a almacenamiento por bombeo, hidrógeno o co-combustión de carbón con amoníaco, todo para el 2038.
Sin embargo, la actual administración del presidente Lee Jae-Myung ha indicado que no tiene la intención de permitir que esas 12 plantas cambien a la co-combustión con amoníaco, un mix que reduce sensiblemente las emisiones de carbono. Tampoco buscará aprobar la construcción de nuevos reactores nucleares y solo mantendrá los proyectos previamente aprobados y en construcción.
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile formalizó una serie de contratos de suministro de crudo proveniente de la formación no convencional de Vaca Muerta. Estos acuerdos, suscriptos con las petroleras YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, establecen una vigencia hasta junio de 2033 y representan un valor proyectado cercano a los US$12.000 millones.
Adicionalmente, el acuerdo refuerza el posicionamiento logístico de ENAP al habilitar la exportación del crudo de Vaca Muerta a terceros mercados. Esto se realizará a través de la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, consolidando este punto como un nuevo hub para la salida del producto hacia el Océano Pacífico.
La energética chilena destacó que la magnitud del compromiso lo convierte en el mayor acuerdo comercial en la historia de ENAP. A modo de referencia, la cifra supera el intercambio comercial anual total entre Chile y la Argentina, que actualmente asciende a aproximadamente US$8.000 millones.
Otasa se inauguró en 1994 y tiene capacidad de 110.000 barriles día.
Los contratos garantizan el abastecimiento de cerca del 35% de la demanda anual de crudo de ENAP y se sustentan en el restablecimiento operativo del Oleoducto Trasandino (Otasa), cuya capacidad técnica de transporte es de unos 110.000 barriles diarios.
Otasa, tras 16 años de inhabilitación
Este ducto, con más de 400 kilómetros de extensión y construido en la década de 1990, reanudó sus envíos de petróleo hacia las instalaciones de ENAP en Hualpén, Región del Biobío, en 2023, tras un proceso de rehabilitación que siguió a 17 años de inactividad.
La materialización de estos contratos, que culminan un proceso de negociación y pruebas operacionales superior a los dos años, tiene entre sus múltiples beneficios estratégicos que aporta estabilidad al suministro de crudo, fortaleciendo la seguridad energética de Chile.
La potencia de la cadena logística transcordillerana reduce la dependencia del transporte marítimo que actualmente tiene Chile, mercado que está sujeto a factores externos como condiciones climáticas y congestión portuaria, lo que en distintas ocasiones provocó demoras en la entrega y sobrecostos logísticos.
En ese sentido, Enap también señaló que la transferencia por oleoducto se traduce en una reducción de los tiempos de traslado y los costos financieros asociados, además de permitir contar con un crudo de menor contenido de azufre, lo que ofrece ventajas ambientales.
Tras 16 años inhabilitado el ducto comenzó a bombear en 2023.
Julio Friedmann, gerente general de ENAP, enfatizó que el acuerdo es un «hito de mucha relevancia y coherencia con las definiciones estratégicas» de la compañía, alineado con su plan al año 2040.
ENAP refuerza su competitividad
«El resultado de este acuerdo contribuye a mejorar la competitividad de ENAP y permite a nuestro país contar con mayor seguridad energética, pues podremos fortalecer la producción de combustibles fundamentales para las industrias, el transporte y la vida cotidiana de las personas,” declaró Friedmann.
El ejecutivo también subrayó que, si bien se refuerza la flexibilidad del suministro por ducto, ENAP mantiene operativas sus capacidades de importación marítima internacionalcomo mecanismo de contingencia ante eventuales interrupciones en la entrega desde la Argentina.
El ducto de exportación se inauguró en 1994 y consiste en una cañería de 16” y 425 kilómetros de longitud, que parte desde el nodo Puesto Hernández en la provincia de Neuquén a unos 700 metros de altura, trepa hasta casi 2.000 metros para cruzar la Cordillera de los Andes para descender luego hasta el mar.
Empresas generadoras de energía renovable negocian incluir un artículo en el proyecto de Ley de Presupuesto 2026 que se tratará en diciembre en sesiones extraordinarias en el Congreso.
La intención es conseguir el paraguas de la ley de leyes para darle una prórroga al régimen de estabilidad jurídica y fiscal de la Ley 27.191, que reguló al sector desde 2015 y vence el 31 de diciembre. La extensión de la prórroga todavía no está definida, ya que la ley de Presupuesto permite un período más prolongado que un año.
La intención es conseguir el paraguas de la ley de leyes para darle una prórroga al régimen de estabilidad jurídica y fiscal de la Ley 27.191.
En el sector apuntaban a una nueva ley para la generación renovable que había logrado dictamen en septiembre y tenía el consenso de las generadoras renovables, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, y hasta contaba con el aval de los bloques de la oposición. Pero al proyecto, que impulsaba el diputado del PRO, Martín Maquieyra, nunca se discutió en el recinto y se terminará de caer con la nueva composición del Congreso.
Fuentes cercanas a la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (que utiliza las siglas CEA), al tanto de las negociaciones legislativas, confirmaron a EconoJournal que la alternativa que analizan abogados vinculados a generadoras es “ganar tiempo” bajo el paraguas de la Ley de Presupuesto. “En 2026 se podrá discutir otra ley, pero ahora tenemos que darle una prórroga a la estabilidad de la 27.191 porque termina a fin de año”, agregaron.
Las generadoras eólicas y solaresno quieren quedar en un limbo normativo y entienden que, con tan poco tiempo, la mejor opción es la inclusión de un artículo específico en el proyecto de Ley de Presupuesto que se debatirá a partir del 10 de diciembre.
Un solo artículo
La idea es presentar un artículo que sólo extienda la seguridad jurídica y fiscal de la Ley 27.191. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes, la breve redacción del apartado que analizan abogados de la industria sería la siguiente:
“ARTÍCULO 1: Prórrogase hasta el 31 de diciembre de 2055, inclusive, el plazo establecido en el artículo 17 de la ley 27.191”. La extensión de la prórroga “todavía no está determinada”, aclararon.
El artículo mencionado de la Ley 27.191 establece que “no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.
Un alto ejecutivo de una generadora renovable comentó a EconoJournal que “queremos evitar que a alguien se le ocurra poner un impuesto al viento o al sol, como se intentó alguna vez, o que se cree una tasa de seguridad e higiene que termina perjudicando a los proyectos renovables”.
El artículo no incluiría los beneficios impositivos de la Ley 27.191, como la devolución anticipada del IVA en pagos de bienes y servicios, amortizaciones aceleradas del Impuesto a las Ganancias, certificados fiscales para componentes nacionales, compensaciones por quebrantos, entre otros. El gobierno tampoco quiere establecer metas como la de alcanzar un 20% de participación de las energías renovables en el consumo de los grandes usuarios, como lo fijó para el 31 de diciembre de 2025 la Ley 27.191.
El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) otorga estabilidad fiscal, pero sólo para los grandes proyectos renovables, ya que para lograr la adhesión al esquema tienen que tener una inversión mínima de US$ 200 millones. Hasta el momento, los proyectos renovables adheridos al RIGI son el parque solar El Quemado (YPF Luz) y el eólico La Rinconada (PCR y Arcelormittal Acindar). En el sector entienden que, si no se logra un paraguas legal nuevo, el resto de los proyectos quedarán si estabilidad fiscal y jurídica.
Sin tratamiento
El sector de renovables apostaba a un proyecto de ley que impulsó el diputado Martín Maquieyra (PRO) y que apoyaba el área energética del gobierno, y contaba con los votos también de Unión por la Patria, según indicaron distintas fuentes a EconoJournal. La iniciativa había logrado dictamen en comisión en septiembre. El triunfo peronista de las elecciones en la provincia de Buenos Aires congeló la agenda parlamentaria y el triunfo libertario de octubre revitalizó al oficialismo.
Sin embargo, luego de las elecciones legislativas el gobierno de Javier Milei frenó varios proyectos en el Congreso, entre ellos el de Maquieyra, porque entendió que había logrado un apoyo mayor al esperado y estaba en una posición de ventaja para negociar con los gobernadores la agenda de las sesiones extraordinarias, explicó a EconoJournal una fuente del sector. “Martín Menem (presidente de la Cámara de Diputados) eligió otros proyectos en base a la negociación con los gobernadores”, subrayaron.
Lo cierto es que el proyecto nunca se trató en el recinto y, con la renovación de 127 bancas del 10 de diciembre, terminará de caerse. La iniciativa de Maquieyra, que además deja su banca el próximo miércoles, apuntaba a 20 años de estabilidad fiscal y jurídica para la generación renovable en el país, ente otros puntos.
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint, analizó el potencial de Vaca Muerta y remarcó que ofrece una oportunidad para desarrollar valor agregado. A su vez, advirtió sobre la complejidad que supone un mundo en plena transformación geopolítica y llamó a tomar distancia de China y alinearse con Estados Unidos.
“La integración con Estados Unidos me parece absolutamente sabia. No tengo ninguna duda. Es el camino correcto por motivos políticos, de valores, de compartir valores de democracia y respeto a derechos individuales, pero también por motivos comerciales”, aseguró en el Energy Day organizado por EconoJournal. Luego fue más allá y subrayó: “Veo el problema en China y la oportunidad en Estados Unidos”.
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint. Foto: Dan Damelio.
Oportunidad para desarrollar valor agregado
El ejecutivo recordó que sigue de cerca la industria desde hace varios años y que esa trayectoria es la que le permite advertir riesgos y oportunidades. “Tengo la credibilidad de venir hablando de Vaca Muerta desde hace una década. Habíamos visto todo el desarrollo americano que se había dado en los shale de Texas y veíamos todo el potencial que tenía Argentina. Desde esa autoridad moral es que me permito ahora tratar de señalizar los temores que tengo y las cosas que creo que faltan”.
Según Martínez Álvarez, el entorno internacional presenta condiciones favorables, pero también amenazas que deben ser consideradas. “A Vaca Muerta hay que cuidarla. Tenemos un entorno estructural favorable. La transición energética ha perdido protagonismo frente a la asequibilidad y la seguridad energética. Esto es una noticia buena para el largo plazo de la industria”.
Sin embargo, advirtió que también hay riesgos. “Uno ve hoy un gobierno americano que es muy probable que quiera y necesite un petróleo más bajo, por lo menos hasta las elecciones de medio término que son en noviembre del año que viene. En el corto plazo hay algunas fuerzas que pueden actuar en contra”.
El ejecutivo celebró la reconfiguración de expectativas tras las elecciones en Argentina, aunque pidió evitar triunfalismos: “No hay duda de que el resultado electoral ha abierto oportunidades, vuelve a resetear expectativas, hay noticias favorables, la baja del riesgo país es absolutamente clave, pero quiero transmitir esta idea de cuidarlo. Veo muchos gobernantes que manifiestan defender la industria en general, y la energética en particular, y, sin embargo, cobran tasas. Estos entes provinciales y subnacionales cobran tarifas a la producción local. Esto preocupa”.
«A Vaca Muerta hay que cuidarla», aseguró Javier Martínez Álvarez. Foto: Dan Damelio.
Noruega o Nigeria
El ejecutivo insistió en que Vaca Muerta no debe limitarse a la producción primaria, sino convertirse en un motor de industrialización. “La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la oportunidad de desarrollar valor agregado”.
Para ilustrarlo, contrastó dos modelos internacionales: “Me gusta jugar con el ejemplo de Noruega y Nigeria, dos países petroleros que producen cantidades similares de petróleo. Hicieron dos cosas muy distintas con su desarrollo petrolero. Uno hizo un desarrollo deliberado de industrias de servicio y de producto y hoy son sofisticadísimos proveedores del offshore mundial, el otro no hizo nada, es un desarrollo offshorizado donde vinieron empresas, instalaron toda la infraestructura, hoy tienen una producción petrolera, pero esto no transformó el país. Acá hay una oportunidad extraordinaria”.
Y añadió: “El anterior desarrollo petrolero argentino dio luz a Siderca, que hoy emplea de manera directa a 9000 personas y otras 10.000 o 15.000 personas de manera indirecta. Hay unas 30.000 familias argentinas que viven alrededor de ese evento. Si pudiésemos replicar diez Siderca, ahí tenés 400.000 puestos de trabajo de calidad en Argentina que te generan divisas de exportación y empleo sofisticado. Eso es desarrollo. La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la oportunidad de desarrollar valor agregado. Yo prefiero en lugar de más impuestos, más desarrollo de industrias que van a quedar”.
“Con Vaca Muerta no alcanza”
Martínez Álvarez buscó moderar las expectativas alrededor del potencial macroeconómico del yacimiento. “No se puede sin Vaca Muerta, pero con Vaca Muerta no alcanza”, afirmó.
Presentó comparaciones de recursos naturales por habitante para dimensionar el desafío: “Argentina exportó en 2023 unos US$935 per cápita de recursos naturales. Canadá exporta US$7000, Australia US$17.000, Noruega US$28.000”. Aun sumando petróleo, gas y minería, estimó que “Argentina podría llegar a US$1800 o US$2000 por habitante”.
El ejecutivo enfatizó que el desarrollo integral de la cuenca requiere coordinación institucional. “El proyecto excede a un gobierno. Tiene que ser un proyecto nacional. Es responsabilidad de la industria, de las gobernaciones, de los municipios y de gobiernos nacionales”.
Y remarcó que la estabilidad no depende únicamente de la macroeconomía: “La industria debería trabajar en esto porque la hace más fuerte a la propia industria. Las amenazas siempre van a estar al costado de la ruta. Una industria que además de traer divisas para el país, provee desarrollo y tiene una cadena de pymes que acompaña el desarrollo, hace más fuerte a la industria y la protege cuando venga el lobo feroz”.
Competitividad e integración
Consultado sobre el posicionamiento internacional de Argentina, Martínez Álvarez fue explícito. “Estamos viviendo un momento interesantemente dramático de transformación en el mundo. La organización comercial que se vio después de la Segunda Guerra Mundial está siendo detonada. Todas las reglas de comercio están siendo cambiadas. La semana pasada Paolo (Rocca) usó una metáfora muy interesante, lo citó a Von Clausewitz. En su libro de la guerra, él hablaba de «The fog of war«, la niebla de la guerra, para describir este momento. Está cambiando todo, la organización comercial, se cierran acuerdos, se erigen barreras. Qué difícil es mirar a través de esa niebla de la guerra cómo va a quedar todo. Sin duda estamos viviendo momentos dramáticos en la organización del comercio. Nos preguntábamos con quien integrarnos. Creo que algunas cosas que está haciendo el gobierno nacional van en la dirección absolutamente correcta. El RIGI es un proyecto muy inteligente y si el RIGI es una señal que se generaliza al resto de la economía y de la industria del país, que creo que es la intención, sin duda vamos en el sentido correcto”.
Consideró que el gobierno acierta en buscar integración con Estados Unidos: “La integración con Estados Unidos me parece absolutamente sabia. No tengo ninguna duda. Es el camino correcto por motivos políticos, de valores, de compartir valores de democracia y respeto a derechos individuales, pero también por motivos comerciales”.
–Pero algunos levantan la voz y dicen que Estados Unidos es el mayor exportador de petróleo y gas del mundo, tiene proyectos de GNL y si Argentina quiere tener el deseo de entrar en ese lote de exportadores de GNL, ahí no hay complementariedad sino competencia. Es una mirada muy lineal, no digo que sea así, pero algunos levantan la voz y señalan eso. -le remarcó Nicolás Gandini.
–Estados Unidos no es un neto exportador de petróleo, además es un bien bastante fungible. En gas uno podría mirar la competencia, pero yo la veo complementaria. No tengo ninguna duda. Miremos a los países consumidores. Hoy los grandes proveedores de gas son seguramente LNG, que es donde puede estar la competencia nuestra: Estados Unidos y Qatar. Yo diría que Argentina es recontra complementario. Para cualquier nación tener una monodependencia de Estados Unidos no es bueno. Alemania antes dependía del gas ruso. Pasar a depender del gas americano no me imagino que sea la mejor estrategia y la que estén pensando los alemanes. Nosotros somos complementarios”
Finalmente, marcó diferencias claras con China: “El mundo invitó a China a participar del comercio mundial. Es aceptada en la OMC con cierta inocencia, pensando que entraba China, se desarrollaba y los habitantes de China iban a demandar derechos individuales y democracia, pero no pasó nada de eso y ellos siguen como están. Han generado un pseudo capitalismo donde toma lo que le sirve del sistema y se pasa el resto por donde sabemos de manera muy efectiva. Esto ha detonado sectores industriales enteros en Estados Unidos y Europa. Ahora estamos viendo una reacción a todo esto. La amenaza la veo con China””.
Por último, destacó que Argentina tiene una ventana estratégica: “Yo veo el problema en China y la oportunidad en Estados Unidos. Veo los desarrollos que han hecho Canadá, México, Corea, Japón, todos países que han exportado y generado industrias, integrándose comercialmente con Estados Unidos. Estados Unidos está en este camino de friendshoring. Creo que es una absoluta oportunidad absoluta para la Argentina de desarrollarse. Veo una complementariedad absoluta”.
La Unión Europea prohibirá las importaciones de gas natural desde Rusia en todas sus formas a partir de 2027. Esto incluye a las importaciones de gas natural licuado, que paradójicamente crecieron significativamente en Europa luego de la invasión de Rusia sobre Ucrania y que ahora buscan reemplazar con suministros alternativos. Precisamente, una empresa del gobierno de Alemania llegó a un acuerdo con Southern Energy para importar GNL desde la Argentina.
El Consejo Europeo, el órgano que reune a los presidentes y primeros ministros de los países miembros de la U.E., anunció este miércoles que llegaron a un acuerdo para dejar de importar gas ruso para el 2027.
El acuerdo incluirá una prohibición gradual y legalmente vinculante de las importaciones de GNL a partir del primero de enero de 2027, y por gasoductos a partir del otoño europeo de 2027.
«Por fin, y para siempre, cerramos el grifo del gas ruso», declaró Dan Jørgensen, comisario de Energía de la UE. El funcionario añadió que la prohibición marca la elección de Europa por la «seguridad e independencia energética» y que el bloque «nunca volverá a nuestra peligrosa dependencia de Rusia».
De todas formas, los negociadores de la U.E. acordaron que, en caso de futuras disrupciones en el suministro, la prohibición podría levantarse temporalmente si un Estado miembro declara el estado de emergencia. También acordaron un sistema detallado de sanciones.
Importaciones récord de GNL ruso
La Comisión Europea, el poder ejecutivo de la U.E., ya había propuesto en mayo una hoja de ruta para dejar de importar gas natural ruso en 2027. El foco europeo esta puesto especialmente en el GNL, que treparon significativamente.
Europa importó un 19% menos de GNL en 2024, según los datos que recopila IEEFA. No obstante, aumentó sus importaciones de GNL desde Rusia con respecto al 2023. La consultora noruega Rystad Energy informó que las compras europeas a Rusia totalizaron 17.8 millones de toneladas de GNL, estableciendo un nuevo récord.
El Consejo Europeo estima que el gas ruso representará un 13% de las importaciones de la UE en 2025, con un valor de más de 15.000 millones de euros anuales.
Edison Energía, el grupo inversor argentino integrado por los hermanos Neuss, Inverlat Investments, Rubén Chernajovsky y Luis Galli, fue adjudicado para operar el complejo hidroeléctrico Cerros Colorados tras la etapa de mejora de ofertas para desempatar con la propuesta realizada por BML Inversora. De esta manera, Edison, empresa creada este año, se quedó con dos de las cuatro centrales privatizadas ya que se había adjudicado la represa de Alicurá.
El Estado Nacional concluyó la etapa económica del proceso de adjudicación para la gestión privada de las represas del Comahue, alcanzando un resultado total de US$706.885.298,49 en ingresos para el fisco. Esta cifra surge de las propuestas económicas finales presentadas por la privatización de las represas Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados.
El Estado adjudicó Cerros Colorados tras el desempate de ofertas.
Ochos grupos oferentes que llegaron a la instancia final del proceso licitatorio presentaron un total de 19 ofertas para quedarse con las concesiones de las cuatro hidroeléctricas del Comahue por un plazo de 30 años. Tres de las represas ya tenían definidos los nuevos concesionarios que presentaron las ofertas más altas, en tanto que la pelea por la usina restante de Cerros Colorados debía dirimirse en un repechaje entre las dos mejores ofertas.
Para este caso, el pliego establecía que si la diferencia entre las dos principales ofertas iniciales no superaba el 10%, debía convocarse a una instancia de mejora. Por este motivo, fueron citadas Edison Inversiones S.A.U. y BML Inversora S.A.U. para presentar nuevas propuestas. Tras esta ronda adicional, Edison resultó con la oferta más alta, permitiendo completar el esquema económico del proceso y avanzar hacia la fase final de adjudicación.
Con esta instancia concluida, el proceso de privatización de las represas del Comahue avanza hacia la definición de adjudicatarios y la transición operativa, prevista para completarse durante el presente año, informó la Secretaría de Energía.
Oferta y compromiso de inversión
Edison presentó las ofertas más competitivas de US$162 millones por Alicurá y US$64 millones por Cerros Colorados, imponiéndose en ambos concursos y consolidando un paso en su estrategia de crecimiento y en su apuesta de inversión en infraestructura energética.
La inversión no solo contempla el pago de US$226 millones al Estado nacional en concepto de precio, sino también un compromiso adicional de inversión por US$200 millones, destinado a garantizar el óptimo mantenimiento, modernización y operación de los activos adjudicados.
Sumando los 191 Mw que Edison opera en Mendoza, ambos activos representan alrededor del 17% de la generación hidroeléctrica nacional y aproximadamente 4% de la generación eléctrica total, consolidándose como un nuevo actor relevante del sistema energético argentino.
La incorporación de Alicurá y Cerros Colorados se integra al plan de desarrollo de Edison Energía, que este año adquirió la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPPSA en Mendoza.
Los otros dos ganadores de la licitación
La hidroeléctrica Piedra del Águila -la más grande de las que salieron a licitación con una potencia instalada de 1.440 MW– quedó en manos de su actual concesionario: el grupo Central Puerto. Este grupo tiene como accionistas a los empresarios Carlos Miguens, Guillermo Reca, los hermanos Ruete Aguirre y la familia Escasany.
A su vez, la represa de El Chocón -que tiene una potencia instalada de 1.200 MW más 128 MW del dique compensador de Arroyito- fue a manos de BML Inversora, con una oferta de US$235,6 millones que superó a las presentadas por otros cinco oferentes.
La sociedad ganadora pertenece al grupo MSU, que comanda el empresario Manuel Santos Uribelarrea, que hace cuatro meses había adquirido la controlante de Cerros Colorados a la empresa Aconcagua Energía.
Los principales operadores del midstream detallaron sus proyectos de ampliación para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y mejorar la competitividad del sistema energético. Oscar Sardi (Transportadora Gas del Sur), Ricardo Hösel (Oldelval), Dolores Brizuela (Dow) y Tomás Córdoba (Compañía MEGA) coincidieron en el Energy Day organizado por EconoJournal en que las obras en transporte, procesamiento y fraccionamiento serán indispensables para descomprimir la cuenca neuquina, habilitar mayores saldos exportables y capturar más valor dentro del país.
Oscar Sardi (TGS), Ricardo Hösel (Oldelval), Dolores Brizuela (Dow) y Tomás Córdoba (Compañía MEGA). Foto: Dan Damelio.
Ampliación del Gasoducto Perito Moreno
TGS presentó el avance del proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno que permitirá incrementar la capacidad de transporte entre Tratayén y la provincia de Buenos Aires. “Tiene por objetivo expandir el sistema de transporte de gas, fundamentalmente en la búsqueda de reducir importaciones tanto de gas natural licuado como de líquidos, y además dejar saldos exportables durante el verano para poder exportar a toda la región”, afirmó Sardi, CEO de TGS.
La obra prevé la instalación de tres plantas compresoras y un turbocompresor adicional en Tratayén, lo que permitirá elevar la capacidad de 21 a 35 millones de m³/día. La iniciativa fue presentada al RIGI y, según el CEO, “va a generar beneficios en la balanza comercial de 700 millones de dólares de ahorro y beneficios fiscales de 800 millones de dólares”.
Oscar Sardi, CEO de Transportadora Gas del Sur. Foto: Dan Damelio.
Además, TGS trabaja en un proyecto mayor para procesar el gas rico neuquino. “Hace ya tiempo que venimos trabajando en este proyecto para aprovechar la calidad de gases que hay en Vaca Muerta. Un gas estándar tiene un componente licuable del 10%, en Vaca Muerta los componentes licuables están en el orden del 20 o 25%”, detalló Sardi. La iniciativa incluye un ducto de 600 kilómetros, una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca y almacenamiento en Puerto Galván. “Estamos teniendo el proyecto de 46 millones de metros cúbicos por día de gas, que daría por resultado aproximadamente 20.700 toneladas por día”, explicó. Como el mercado interno ya está abastecido, “propano, butano y gasolina serían exportables”.
La inversión estimada ronda los US$3.000 millones y ya pasó la etapa de ingeniería: “Creemos que hemos llegado al punto de maduración. Ahora lo que hay es tomar decisiones”, sostuvo.
Duplicar Norte para evitar cuellos de botella
Oldelval continúa avanzando con obras clave para ampliar la capacidad de evacuación de la cuenca neuquina. Este año inauguró una ampliación estructural que permitió aumentar el transporte de crudo desde Vaca Muerta, y ahora está abocada a su siguiente proyecto: Duplicar Norte.
“Es un caño de 200 kilómetros, 20 pulgadas, de una capacidad inicial de 200.000 barriles y de una inversión de 400 millones de dólares”, explicó Ricardo Hösel, CEO de Oldelval.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval. Foto: Dan Damelio.
La obra es estratégica para descomprimir el sistema y asegurar el transporte de la producción proveniente de áreas como Los Toldos, El Trapial, La Escalonada y Bajo del Choique – La Invernada.
Sobre los posibles resultados económicos, Hösel afirmó: “Sabíamos que aguas arriba se iba a generar un cuello de botella. Estos 200.000 barriles adicionales serán unos 4.000 millones de dólares de exportaciones adicionales y es parte de ese proyecto de Duplicar Plus.”
Hösel sostuvo que un sistema integrado sería más competitivo: “Si queremos transportar un millón de barriles, no es eficiente que haya dos o tres operadores. Un solo operador coordina mejor costos y calidad”. Oldelval ya inició nuevas ampliaciones: “Duplicar Plus está al 85%. Iniciamos obras para sumar otros 200.000 barriles”, afirmó. Con esto, la cuenca podrá superar los 850.000 barriles/día sin frenar la perforación.
Planta fraccionadora en Bahía Blanca
MEGA avanza en la ampliación de su planta de fraccionamiento, clave para el procesamiento de gas rico y la exportación de GLP. “Hoy producimos unas 4.800 toneladas por día de C2+; etano, propano, butano y gasolina natural. Desde el acondicionamiento de Loma La Lata traemos toda la ‘sopa’ por el poliducto de 600 kilómetros y en Bahía Blanca hacemos el fraccionamiento”, explicó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.
La empresa está en la etapa final de una ampliación de la planta fraccionadora, cuya puesta en marcha total está prevista para julio de 2026. El proyecto demandó una inversión de US$260 millones y permitirá sumar 2.300 toneladas adicionales de capacidad.
Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega. Foto: Dan Damelio.
“La primera fase, que pondremos operativa el año que viene, aportará unas 850 toneladas de esas 2.300. Además, tenemos una nueva fase próxima a probar que nos va a permitir ampliar la capacidad de transporte para completar el tren de fraccionamiento”, detalló Córdoba.
“Con esto nos posicionamos como líderes en la exportación de GLP y acompañamos el crecimiento de la producción de gas y petróleo”, afirmó.
El desafío del valor agregado en la petroquímica
“Se trata de una combinación entre una demanda que crece, aunque por debajo de los niveles prepandemia, y una oferta global que se expandió muchísimo. Principalmente en China. Si bien China no tiene las materias primas más competitivas, está desarrollando un enorme complejo petroquímico con el objetivo de autoabastecerse y reducir importaciones”, explicó Dolores Brizuela, country manager de Dow.
En el caso del polietileno, el plástico más utilizado del mundo, Brizuela detalló que “China venía creciendo al 10% anual antes de la pandemia; hoy crece alrededor del 3%. Y, aun así, está instalando plantas tanto para acompañar ese crecimiento como para reemplazar importaciones”. Ese desfasaje entre oferta y demanda “generó un descalabro que en el corto y mediano plazo nos incomoda a todos, con una compresión de márgenes muy importante”.
Dolores Brizuela, country manager de Dow. Foto: Dan Damelio.
Pese a ese contexto, Brizuela sostuvo que Argentina tiene oportunidades claras, siempre y cuando pueda orientar su estrategia hacia el valor agregado: “Lo peor que nos puede pasar, teniendo un recurso tan inmenso y de tan buena calidad como Vaca Muerta, es limitarnos a exportar el commodity cuando podemos agregarle valor y generar divisas y empleo (…) Yo siempre digo: ojalá no solo exportemos gas o los líquidos del gas; ojalá exportemos polietileno. O mejor aún: que nuestros clientes exporten un film impreso; y que los clientes de nuestros clientes exporten una carne envasada. Lo peor sería que el commodity se vaya a Asia y vuelva como producto terminado, cuando nosotros tenemos una ventaja estructural que es la materia prima.”
Saldos exportables
Los ejecutivos coincidieron en que la próxima etapa de Vaca Muerta dependerá no solo de transportar más producción, sino de procesarla, fraccionarla y exportar productos con mayor valor, para evitar que el país vuelva a enviar el recurso como commodity y recomprar manufacturas.
Entre ampliaciones de gasoductos, oleoductos, plantas de fraccionamiento y proyectos petroquímicos, las compañías señalan que el potencial exportador del país podría incrementarse sustancialmente en los próximos años. La discusión, coincidieron, no es solo de infraestructura, sino de competitividad, coordinación entre operadores y reglas que permitan atraer inversiones de largo plazo.
El Gobierno nacional pretende lanzar la licitación para la privatización deBelgrano Cargas el primer trimestre de 2026 y poder concretar el traspaso de las operaciones a mediados del próximo año, según anunció Alejandro Núñez, presidente de Belgrano Cargas y Logística S.A. Luego de la privatización de corredores viales y las primeras cuatro represas hidroeléctricas con concesiones vencidas, el Gobierno pretende avanzar con un transporte clave para la competitividad de varios proyectos mineros metalíferos y de litio.
Núñez, al participar del Seminario Oro, Plata y Cobre de Panorama Minero, advirtió que el sistema ferroviario argentino experimenta una baja densidad de carga. “Dicho de otro modo, se transporta muy poco para la gran amplitud de la red. Esto no nos permite afrontar los elevados costos fijos que tenemos como compañía”, explicó.
Para revertir esta situación, se delineó un plan de obras que habilita la participación de capitales privados. “Es hora de romper el círculo vicioso de nuestro sistema ferroviario con una inversión de magnitud que permita duplicar o triplicar al menos la carga actual”, sentenció el directivo, quien consideró que los trenes desempeñarán un rol protagónico en el relanzamiento de la industria minera nacional.
Desintegración vertical
Es imposible, a su criterio, evitar la alternancia política en el país. “Lo relevante, en todo caso, es que las empresas puedan trazar planes a largo plazo sabiendo que ciertas condiciones no van a alterarse con el paso del tiempo. Se requiere un marco de negocios estable por 50 años”, reseñó el directivo al detallar el plan que prevé realizar la licitacion a través de pliegos diferentes en un proceso de desintegración vertical.
A través del Decreto 67/2025, el Gobierno Nacional habilitó el proceso de privatización total de la empresa Belgrano Cargas y Logística S.A. La medida se fundamenta en la convicción política de reducir la participación del Estado en actividades empresariales. La empresa era una de las compañías del Estado que estaba incluida en la Ley Bases sujetas a privatización, y en este marco, el Ministerio de Economía encomendó a la Agencia de Transformación de Empresas Públicas (ATEP), dar cumplimiento a su concesión.
De esta manera, los pliegos permitirán ofertar por uno o todos los activos y servicios del Belgrano Cargas, considerando como una unidad independientes el material rodante; las vías férreas y los inmuebles y los talleres ferroviarios. Sólo las tierras y las vías continuarán siendo de propiedad del Estado nacional. La idea es evitar un esquema monopólico privado como se hizo en la privatización de los ferrocarriles en la déada del 90, mediante un esquema fragmentado que permita participar a empresas especializadas en cada una de las etapas.
Un dato central es que el esquema propuesto es de concesión de infraestructura open access o de acceso abierto, ya que los pliegos obligarán al concesionario a permitir el uso del sistema a todos los operadores que quieran transportar carga por esas vías. Por eso la privatización del Belgrano Cargas, como del San Martín Cargas también en desarrollo, no invalidará la actividad de otros operadores privados para incrementar la competencia en el servicio logístico.
Bernardo Ayala, CEO de GMXT USA
Hasta el momento se conoció el interés público de al menos tres interesados en participar de la licitación, dos de ellos eventuales grandes dadores de cargas. Se trata de un consorcio de compañías cerealeras encabezadas por Aceitera General Deheza (AGD), la compañía minera Río Tinto, y el Grupo México Transportes (GMXT), un gigante logístico que participó de la privatización de los ferrocarriles mexicanos en los 90.
Una propuesta de US$3.000 millones
En el mismo encuentro de Panorama Minero, Bernardo Ayala, CEO de GMXT USA, destacó que la gran diferencia de la compañía es su rol exclusivo como operador ferroviario, sin ser consumidor o transportador de sus propios productos, lo que garantiza un interés en el desarrollo de todos los productos y sectores.
La compañía, que maneja una red de más de 11.000 kilómetros de vías en México y Estados Unidos, proyecta una inversión inicial de hasta US$3.000 millones para la modernización de la red en la Argentina, un volumen acorde con sus operaciones de gran escala.
GMXT pertenece a Grupo México, uno de los grupos industriales más grandes de Latinoamérica, que registró ventas de US$16 mil millones y un EBITDA de US$8 mil millones. La estructura corporativa, que incluye una división minera (tercer productor de cobre en el mundo), provee un sólido respaldo financiero y técnico para afrontar proyectos de alta complejidad
Ayala explicó que la intención de GMXT es tomar el control total de la operación de la red (mantenimiento de la vía, locomotoras y operación), lo que permitirá implementar nuevos procesos que generen «ineficiencias muy importantes» en un período de 15 a 20 meses máximo, con el objetivo de convertir la carga que actualmente se mueve por ruta.
El acuerdo de venta de gas natural licuado recientemente suscrito entre el consorcio Southern Energy y una empresa de Alemania fue uno de los temas principales en un panel sobre GNL en el Energy Day que organizó EconoJournal. Referentes de Pan American Energy (PAE) y Excelerate Energy abordaron cuáles son los mercados de exportación del fluido y el futuro de las importaciones a medida que la producción de Vaca Muerta continúa en ascenso.
Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy, y Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de Pan American Energy Foto: Dan Damelio.
Southern Energy (SESA) y SEFE (Securing Energy for Europe), compañía energética propiedad del gobierno de Alemania, formalizaron la semana pasada un acuerdo marco para la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante un período de ocho años. La exportación comenzará con el inicio de operación del primero de dos buques licuefactores, el “Hilli Episeyo”, previsto para 2027.
Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de PAE, una de las petroleras que conforman el consorcio SESA, subrayó lo novedoso del proceso. «Partimos al revés de lo que se hace en un proyecto tradicional, donde primero se firma un contrato de venta de GNL y después se va a buscar el financiamiento. Hicimos toda la vuelta inversa y nos faltaba la frutilla del postre, que era tener un contrato. Estoviene a coronar eso en la estrategia que tenemos en Southern Energy de comercialización del LNG«, explicó Freyre.
Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de Pan American Energy. Foto: Dan Damelio.
Los mercados para el GNL argentino
El acuerdo entre Southern Energy y SEFE supone el primer hito en la agenda de comercialización de GNL desde la Argentina y abre la pregunta sobre cuáles son las oportunidades de exportación.
Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy, puso el foco en los mercados de pequeña y mediana escala. «Antes lo único que se pensaba en GNL eran mercados de largo plazo y muy grandes. Hoy por hoy no solamente son mercados flexibles y de corto plazo, de 5 a 10 años, sino también cómo desarrollar la pequeña y mediana escala, como el Caribe, por ejemplo», dijo Aguilar.
Por el lado de Southern Energy, su proyecto tendrá una capacidad para exportar hasta seis millones de toneladas anuales de GNL cuando el segundo barco licuefactor, el buque MK II, ingrese en operación, prevista para el 2028. Freyre explicó que ya estan trabajando en la licitación para la construcción del gasoducto dedicado entre Tratayén (Neuquén) y San Antonio Oeste (Río Negro) que será necesario para abastecer de gas al segundo buque.
«Tenemos un año más para la entrada del segundo barco. Nos da tiempo para en algún momento del inicio del primer semestre del año que viene ya empezar a buscar nuevos compradorespara los otros tres millones de toneladas, y siempre algún volumen va a quedar para poder vender en el spot», explicó el directivo de Pan American Energy.
Los mercados en Asia están en el radar del consorcio. «Mi apuesta hubiese sido que el primer cliente iba a ser un cliente en el mercado asiático, que es el que viene con mayor crecimiento. Me equivoqué, terminó siendo el europeo», añadió.
Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy. Foto: Dan Damelio.
Importaciones
El crecimiento de la producción de gas natural en Vaca Muerta tuvo un impacto fuerte sobre las importaciones de GNL. La referente de Excelerate Energy recordó que el país pasó de importar un pico de 106 cargamentos de GNL en 2013 a unos 24 cargamentos este año.
Sin embargo, Aguilar consideró que las importaciones siguen aportando la mejor opción económica para cubrir los picos de demanda. «La presencia del GNL, más allá de el desarrollo de la exportación, lo que brinda es seguridad energética al maximizar la infraestructura que se tiene. No tiene sentido desarrollar infraestructura de gasoducto, por ejemplo, para un pico de demanda durante cincuenta días«, analizó.
Las importaciones también pueden servir de apoyo al cumplimiento de los contratos de exportación al garantizar el cubrimiento de la demanda interna de gas. «Si en algún momento fallase esa estructura de seguridad energética, donde la prioridad de alguna manera siempre va a ser la demanda interna, es una seguridad también de que existan mecanismos para asegurar el largo plazo de los contratos de exportación«, concluyó Aguilar.
La aceleración de proyectos estratégicos en Vaca Muerta —desde oleoductos y gasoductos hasta desarrollos de GNL— abrió un escenario de mayor presión operativa para las empresas de ingeniería y construcción. La superposición de iniciativas, el avance hacia modelos de inversión privada y la competencia por talento especializado se consolidan como los principales desafíos del sector, según plantearon Pablo Brottier (SACDE), Alejo Calcagno (Techint) y Alejandro Pérez Carrega (Contreras) en un panel del Energy Day organizado por EconoJournal. Los ejecutivos detallaron cómo cada compañía está ajustando su capacidad operativa frente a una demanda más intensa y simultánea.
Pablo Brottier (SACDE), Alejo Calcagno (Techint) y Alejandro Pérez Carrega (Contreras). Foto: Dan Damelio.
Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE, informó que el Oleoducto Vaca Muerta Sur alcanzó el cierre mecánico tras completar la última soldadura en noviembre. “En 150 días corridos se soldaron 440 kilómetros, con lluvia, viento y frío. El ducto está construido de punta a punta”, señaló. El proyecto, desarrollado junto con Techint, es una de las obras de transporte de crudo más relevantes de los últimos años y, según Brottier, “en Argentina estamos capacitados para ejecutar los proyectos que se necesitan”.
Sobre la ampliación del sistema Perito Moreno de TGS, Brottier subrayó que “es la primera gran iniciativa cien por ciento privada y va a riesgo”. Detalló que la obra incorporará capacidad de compresión en siete plantas —tres de ellas nuevas— y deberá entregar 14 millones de m³ diarios adicionales de gas para el invierno de 2027. “La obra no se puede atrasar porque los bancos y los accionistas esperan su retorno desde el día siguiente de la habilitación”, afirmó. Según estimaciones internas, el proyecto demandará cerca de 2.000 trabajadores a lo largo del trazado.
Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE. Foto: Dan Damelio.
Desde Techint, Alejo Calcagno, director de Operaciones para la región Sur, destacó que Vaca Muerta Sur implicó un salto de productividad frente a desarrollos previos como el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y las últimas ampliaciones de Oldelval. “Terminamos el ducto casi dos meses antes del programa y alcanzamos un récord de 175 soldaduras por día”, indicó. Agregó que el equipo avanza en instalaciones de superficie y pruebas hidráulicas con el objetivo de entregar la obra finalizada antes de abril de 2026.
Calcagno señaló además que Techint ya inició la primera etapa de Duplicar Norte, la ampliación del sistema de Oldelval que permitirá evacuar producción del hub norte de Vaca Muerta. También mencionó una agenda amplia de desarrollos futuros, entre ellos la ampliación de TGS, los proyectos de GNL de YPF y Pluspetrol y los gasoductos asociados a las iniciativas de GNL de PAE e YPF. “Las perspectivas son muy buenas. El primer semestre del año que viene va a estar cargado de definiciones”, anticipó.
Alejo Calcagno, director de Operaciones para la región Sur. Foto: Dan Damelio.
Por su parte, Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras, analizó la infraestructura asociada al desarrollo de GNL. La empresa iniciará en los próximos días las obras que conectarán el Gasoducto San Martín con la terminal flotante del proyecto Southern Energy. “Queríamos ser parte de este proyecto porque entendemos que el GNL es el puente para el desarrollo energético que necesita Argentina”, afirmó. Contreras avanza además en obras de superficie para YPF y Vista, y en proyectos mineros vinculados especialmente al litio.
El desafío simultáneo: talento, innovación y minería
La superposición entre grandes obras energéticas y el avance de iniciativas mineras exige un ajuste en la capacidad constructiva local. Pérez Carrega advirtió que la disponibilidad de recurso humano calificado será uno de los principales cuellos de botella y coincidió con Brottier y Calcagno en que los programas de formación, las escuelas de soldadura y la capacitación técnica son esenciales para sostener el ritmo de obra.
Calcagno agregó que “incorporar soldadura automática, doble junta, drones, impresión 3D y digitalización en inspección nos permitió ganar velocidad y eficiencia”. También sostuvo: “La geopolítica favorece el nearshoring: tener proveedores cerca permite cumplir con los plazos justo a tiempo”.
Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras. Foto: Dan Damelio.
Brottier ubicó la experiencia reciente de Vaca Muerta en un contexto más amplio, al que definió como un “triple milagro”: “El salto tecnológico de las petroleras, la decisión inédita de invertir en infraestructura de manera conjunta y el primer project finance puro aplicado a una obra de este tipo en el país”. Luego añadió: “Nuestro desafío es cuidar esos procesos: entrenar gente, sumar tecnología y desarrollar proveedores”.
En la misma línea, Pérez Carrega remarcó la importancia de fortalecer la colaboración entre empresas. “Cuando nos sentamos a repensar procesos y compartir aprendizajes, los tiempos bajan drásticamente. La construcción tiene un margen importante para mejorar, y el asociativismo va a ser clave”, finalizó.
El Energy Day de EconoJournal reunió a la primera línea de la industria energética, referentes del sector privado, líderes empresariales y funcionarios del gobierno en una jornada marcada por el debate y el análisis, que reunió a más de 800 personas. A lo largo del encuentro, los participantes compartieron su visión sobre el estado actual del sector y los escenarios que podrían moldear la agenda energética rumbo a 2026.
Miguel Galuccio, CEO de Vista, estuvo a cargo de la apertura del evento.
Más de 800 personas participaron de una nueva edición del Energy Day, el evento de fin de año organizado por EconoJournal.
La jornada contó con la participación del viceministro de Energía y Minería, Daniel González.
El evento reunió a referentes, funcionarios y actores de todos los segmentos de la industria energética.
Alejandro Macfarlane, accionista de Camuzzi, anunció en el evento un proyecto para exportar Gas Natural Licuado con una inversión de US$ 3900 millones en 20 años.
En su panel, Miguel Galuccio consideró que «hay que ser mucho más disruptivos en Vaca Muerta”.
El segundo panel de la jornada estuvo encabezado por Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU Energy. La jornada contó con la presencia de Rodolfo Freyre (Pan American Energy); Gabriela Aguilar (Excelerate Energy); -que compartieron un panel- y el diputado Martín Maquieyra.
Santos Uribelarrea aseguró: «El costo de nuestro financiamiento se redujo 30% después de las elecciones»
Juan José Carbajales, Facundo Matos Peychaux y Laura Hevia fueron parte del último E-Day del año.
El diputado Martín Maquieyra y Carlos Mundín (BTU) en el Energy Day de EconoJournal.
El evento se desarrolló en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán.
Javier Martínez Álvarez (Grupo Techint) disertó sobre Vaca Muerta como un proyecto integral en un tablero mundial convulsionado.
Alejandro Dugo (Pecom) y Paula Bertoglio (AESA) se sumaron a la nueva edición del Energy Day.
Gerardo Zmijak (Trafigura) y Nicolás Arceo (Consultora Economía y Energía) encabezaron el décimo panel de la jornada.
Verónica Pérez Guidek fue la conductora del evento.
Oscar Sardi, CEO de TGS, formó parte del panel dedicado a los nuevos proyectos de expansión en el upstream.
Oscar Sardi (TGS); Ricardo Hösel (Oldelval); Dolores Brizuela (Dow); y Tomás Córdoba (Compañía MEGA), con la moderación de Santiago Spaltro, llevaron a cabo el cuarto panel de la jornada.
El evento se desarrolló bajo el eje: «Líderes de la industria anticipan que pasará con la energía en 2026»
El Energy Day contó con diversos stands interactivos que podían recorrer los asistentes.
Las distintas estaciones permitieron dar a conocer cómo se puede aplicar tecnología en Vaca Muerta.
Nadia Sager, asesora integral energética en GEINSA.
Ricardo Ferreiro (Tecpetrol); Sergio Mengoni (TotalEnergies); Fausto Caretta (Pan American Energy); conversaron sobre los desafíos en el Upstream de hidrocarburos. La periodista Cecilia Boufflet fue la moderadora del segundo panel del día. Fernando Monteverde (Siemens); y Pablo Orlandi (AsproEnergy) disertaron sobre la innovación y tecnología en el sector.La consultora Sabina Trossero estuvo a cargo de la moderación del último panel de la jornada. Max Westen (YPF); y Martín Rueda (Harbour Energy); integraron el panel dedicado a infraestructura y upstream, con la moderación de Laura Hevia.
EconoJournal midió las emisiones asociadas a la organización y participantes junto a Svant. Los resultados servirán como base en la toma de decisiones para generar eventos sustentables.
El encuentro fue clave para potenciar el networking de los referentes del sector.Fabián Varela (Compañía Mega) estuvo en el evento de EconoJournal.El Energy Day tuvo lugar este martes 2 de diciembre en Buenos Aires. En la nueva edición de este E-Day se abordó, desde distintos enfoques, el escenario que enfrentará el sector energético de cara a 2026. Lea Ágreda, del equipo de EconoJournal.
Luciano Fucello (NCS Multistage) y Pablo Orlandi de (AsproEnergy) estuvieron presentes en este nuevo E-Day.El evento se transmitió en vivo por el canal de YouTube de EconoJournal.Pablo Brottier (Sacde) fue uno de los speakers del noveno panel del día, que estuvo moderado por el periodista Mariano Espina. El noveno panel fue “Infraestructura: un doble click sobre las obras proyectadas en Vaca Muerta”, y contó con la presencia de Pablo Brottier (Sacde); Alejo Calcagno (Techint Ingeniería y Construcción); y Alejandro Pérez Carrega (Contreras). La consultora Sabina Trossero formó parte del evento.Nicolás Gandini, director de EconoJournal, en la apertura del Energy Day.El periodista Alejandro Bercovich brindó su visión sobre cómo se configurará la agenda política en 2026 tras el triunfo de La Libertad Avanza en las elecciones.La periodista María O´Donnell fue parte del séptimo panel y compartió un panorama sobre la coyuntura política. El periodista Jorge Liotti también analizó el escenario político tras el triunfo del oficialismo en las últimas elecciones.Javier Rodríguez Galli, Nicolás Gadano, Tomás Córdoba y Dolores Brizuela presentes en el último evento del año de EconoJournal.Gabriela Aguilar (Excelerate Energy); y Rodolfo Freyre (Pan American Energy) compartieron una mirada cross sobre el Mercado de GNL, con la moderación de Silvia Naishtat.Natalia Muguerza (Depósito Fiscal y Aduanero del Neuquén) Irini Wentick(WTK):, y Gabriela López, del equipo de EconoJournal.En esta edición se hizo foco en los desafíos inmediatos y las oportunidades que surgen en torno a Vaca Muerta.Ernesto Díaz, de Rystad Energy, también formó parte del Energy Day.En el evento también se hizo foco sobre el mercado eléctrico, las opotunidades y nuevas tecnologías.
El objetivo de la jornada fue dar a conocer cuál es el escenario que proyecta la primera línea de la industria para el año que viene.
El presidente de Camuzzi Gas Inversora, Alejandro Macfarlane, destacó en el Energy Day organizado por EconoJournal que se hayan cumplido todas las previsiones que se tenían sobre el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) y sobre la progresiva normalización del mercado argentino de gas natural. Además, anticipó la realización de un ambicioso proyecto de exportación de Gas Natural Licuado
Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A. Foto: Dan Damelio.
“A partir de abril de 2024 se regularizó parcialmente el sistema de contratos y tarifas, y empezó a implementarse un esquema de ajustes mensuales vinculados con el aumento de los costos. Esto se respetó, lo cual es raro para un sector como el nuestro, acostumbrado a los incumplimientos. A pesar de las dificultades económicas y financieras que hubo este año, en el marco de la lucha contra la inflación, el Gobierno no cayó en la tentación de tocar los precios regulados, que es siempre muy fuerte”, subrayó el titular de Camuzzi Gas Inversora, empresa controlante de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur.
Hasta el año pasado, recordó, todas las compañías del segmento tenían cerrado el acceso al crédito. “Antes de los incrementos de 2024, los bancos nos prestaban un payroll para pagar sueldos. Era imposible pensar en una obra financiada. Eso cambió y el nuevo horizonte luce auspicioso”, celebró el directivo.
Entre los mayores méritos de la administración de Javier Milei, Macfarlane aludió al ajuste de las cuentas públicas, el combate contra la inflación, la recomposición de los contratos, el superávit fiscal y el equilibrio las cuentas de la energía. “Desde lo político fue un año complicado, pero por una cuestión o por otra el Gobierno finalmente ganó las elecciones. Espero que en esta nueva etapa emprenda las reformas que faltan en la Argentina. Estoy confiado en que así será”, expresó.
Cuestión de equilibrio
Es verdaderamente obvia, a decir de Macfarlane, la necesidad de avanzar con una reforma laboral. “El sistema está agotado. Tenemos un mercado informal muy grande que perjudica al trabajador y al empresario”, describió.
Es comprensible, concedió, que no puedan librarse todas las batallas en simultáneo y probablemente la necesidad de sobregirarse no configure un escenario ideal. “El gran objetivo, en definitiva, que la Argentina encuentre un equilibrio para que su economía funcione de la manera más eficiente posible”, sintetizó.
En su opinión, el negocio energético regulado debe actualizarse a los tiempos que corren. “Hay que dejar atrás la idea de compañías que son del siglo XX. Hoy la noción de oficina comercial es una antigüedad. Ya no existe la necesidad de que la gente haga filas en horarios determinados para resolver un trámite. Debe ponerse al cliente en el centro para atenderlo de la mejor manera posible”, aseveró.
Consultado sobre la problemática de los subsidios, opinó que hay decisiones relativas a lo geográfico que deben revisarse. “Entiendo el sentido del Régimen de Zona Fría para ayudar a quienes más lo necesitan, pero es ridículo -por caso- que se subsidie el gas en ciertas zonas de Villa La Angostura”, ejemplificó.
Anuncio millonario
Macfarlane aprovechó su presentación en el Energy Day para anticipar la realización de un ambicioso proyecto de exportación de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que pondrá en valor la capacidad ociosa del sistema en la ventana del verano. “La idea es comprar gas en boca de pozo en Vaca Muerta; usar la capacidad de transporte que tenemos nosotros, Transportadora de Gas del Sur (TGS) y quien nos vaya a vender; llegar hasta Buchanan, que es un punto de inyección donde termina el Gasoducto NEUBA y pasa el Gasoducto San Martín; llevar el fluido hasta Ensenada, donde haremos algunas inversiones de ampliación de capacidad; y seguir con un caño subacuático de 10 kilómetros (km) a una plataforma en medio del Río de la Plata, donde prevemos amarrar un barco de licuefacción”, detalló
Ante la sorpresa del auditorio, el empresario aclaró que la propuesta -cuya elaboración ya lleva más de dos años- acaba de ser comunicada a los gobiernos de Nación y de la provincia de Buenos Aires. “No puedo comentar mucho más por cuestiones vinculadas con la inyección, el off-take y los distintos actores involucrados. Habrá que unir a muchas partes para que el proyecto se concrete, pero tenemos todo muy avanzado. Buscamos aprovechar infraestructura que hoy no se usa y gas que en el verano no se consume”, resumió.
Proyecto flexible
A partir de la segunda parte de este proyecto exportador, adelantó Macfarlane, lo que Camuzzi se propone es una posible utilización dual de la infraestructura. “En invierno vamos a dar vuelta el caño e inyectar LNG en función de la ubicación estratégica del punto de ingreso, cercano a varias centrales que están usando líquidos”, indicó.
La inversión inicial, cuantificó, rondará los US$300 óUS$ 350 millones. “El costo del barco de licuefacción sumará otros US$3.000 millones en un período de dos décadas. Prevemos exportaciones por US$14.500 millones en 20 años”, especificó.
En una primera fase, calculó, se procesarán 9 millones de metros cúbicos (m3) diarios para exportar 2,4 toneladas (Tn) de LNG por año. “Vamos a solicitar la adhesión de la iniciativa al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y al sistema de estabilidad impositiva de la provincia de Buenos Aires”, anticipó.
Todo está dado, remarcó, para comenzar a trabajar en el primer trimestre del año que viene. “De no mediar inconvenientes, la terminal estará operativa en el verano de 2027 o en el invierno de 2028”, complementó.
YPF fue reconocida por el Energy Council como la compañía regional del año, un premio que destaca el impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando.
El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) que tienen lugar en Londres, según difundió YPF en un comunicado.
“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín. “Nada de esto sería posible sin el compromiso y la pasión de cada uno de los que hacemos YPF. Este premio es de todos ustedes”, añadió.
“El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año: más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, un crecimiento del 82% en menos de dos años; avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos; y la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y Argentina LNG, que permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial”, describió YPF.
“Seguimos trabajando para que YPF sea cada día más competitiva, más innovadora y un orgullo para todos los argentinos”, concluyó.
Huawei lanzó oficialmente en la Argentina su nueva solución de almacenamiento energético para el segmento comercial e industrial. Se trata de la batería LUNA2000-215 kWh que tiene como objetivo transformar la gestión eléctrica en plantas productivas e industriales del país a través del autoabastecimiento energético. La presentación se realizó este lunes en la planta de Unimers Argentina, ubicada en el polo industrial de Ezeiza, lugar en el que la tecnología ya se encuentra instalada y en funcionamiento.
La iniciativa se concretó junto a Green Fusion, distribuidor certificado de Huawei y nueva unidad de negocio de Unimers, empresa dedicada a la comercialización y fabricación de productos químicos para las industrias.
La presentación se realizó este lunes en la planta de Unimers Argentina, ubicada en el polo industrial de Ezeiza.
Una batería industrial de nueva generación
LUNA2000-215 kWh es la primera batería para uso industrial con sistema de refrigeración híbrida (líquido + aire), lo que permite reducir hasta un 30% el consumo energético destinado al enfriamiento interno del sistema. Ofrece 215 kWh útiles, una eficiencia de conversión del 91,3%, y se carga por completo en sólo dos horas. Su diseño modular permite instalar hasta 20 gabinetes y alcanzar 4 MWh de capacidad.
Según la compañía, el producto pone el foco en dos ejes centrales: seguridad y eficiencia. La batería incluye protección dual eléctrica y térmica, extinción de incendios integrada y un sistema que evacúa gases al exterior ante un evento de “escalada térmica”, evitando riesgos operativos. Cada módulo trabaja de manera independiente gracias a un sistema de optimizadores.
Un caso real en Ezeiza
La tecnología ya opera en la planta química de Unimers en Ezeiza, donde se combinó con:
Un inversor SUN2000-150K-MG0, el de mayor potencia de su categoría.
Un carport solar para generación fotovoltaica sin ocupar superficie productiva.
La batería LUNA2000-215 kWh, que permite almacenar energía durante el día y suministrarla cuando no hay sol.
Con esta implementación, Unimers se encuentra en vías a un abastecimiento energético casi 100% renovable. Aún la empresa no ha logrado este hito porque continúa conectada a la red eléctrica. Antes contaba con 150 kW de potencia instalada y gracias a este sistema de baterías logró bajar ese total a 75 kW, financiando la batería a partir del ahorro que esto significó.
LUNA2000-215 kWh es la primera batería para uso industrial con sistema de refrigeración híbrida.
Esto es así ya que las empresas pagan a las distribuidoras eléctricas por la potencia contratada, que es un cargo fijo mensual por la capacidad de suministro que la distribuidora les asegura, y al bajarlo eso se tradujo en un menor desembolso, lo que a su vez sirvió para instalar la batería. En la actualidad la empresa dispone de 55 kW de energía solar y proyecta ampliar esa capacidad con otros 60 kW.
“El sistema permite acumular energía renovable, estabilizar la potencia y eliminar los cortes. Nosotros sufríamos mucho los cortes de suministro y esto nos da fortaleza y competitividad”, destacó Yamil Haye, líder del equipo directivo de Green Fusion.
Herramienta clave para el sector industrial
Durante la presentación, Ignacio Dapena, director de Digital Power de Huawei, subrayó que la instalación en Unimers constituye “el primer caso de transformación energética dentro de un parque industrial argentino”.
“No es solo una batería, sino que es un caso de éxito que muestra cómo la industria puede desarrollarse de forma más eficiente mientras reduce su huella ambiental. Estamos convencidos de que este es el comienzo, hasta que lleguen las nuevas líneas eléctricas que la Argentina necesita”, aseguró Dapena.
El ejecutivo remarcó que “la batería ofrece beneficios claves para grandes consumidores que pagan por potencia y energía, y que suelen verse afectados por cortes y variaciones en la red”.
Entre los beneficios se destacan:
Recorte de picos de demanda (peak shaving)
Servicios auxiliares y refuerzo de red
Back-up ante contingencias eléctricas
Operación on/off grid
Funcionamiento en zonas aisladas de la red
La tendencia global hacia el “arbitraje energético” —almacenar energía cuando es más barata y usarla cuando aumenta la tarifa— también fue mencionada por Dapena una oportunidad futura para la industria local.
Certificación, know how y expansión
Desde Green Fusion, distribuidor oficial de Huawei y unidad de negocio de Unimers, destacaron el rol estratégico de la capacitación y la certificación técnica para expandir estas soluciones.
“Fuimos aprendiendo en tiempo real para llevar esta tecnología a toda la industria. Hoy podemos instalar plantas solares, baterías y sistemas híbridos que aseguran continuidad operativa aun en zonas con problemas de suministro”, explicó Haye.
La empresa cuenta con un nivel de autosuficiencia energética del 95% y continúa conectada a la red solo como respaldo. Según su directivo: “La tecnología permite evitar paradas productivas, un desafío recurrente por los cortes de Edesur en el conurbano bonaerense”.
Eficiencia, sustentabilidad y competitividad
“La era digital es una realidad y estamos aquí para acompañar este proceso de transformación. La idea de estas baterías es poder contar con back up ante una contingencia eléctrica. Hoy la cadena de valor de una industria para poder crecer requiere de tecnología. La idea es apostar al futuro. En Huawei estamos desarrollando motores eléctricos, la tecnología solar, data centers. Somos proveedores de toda esta infraestructura”, aseguró Dapena.
A su vez, el representante de Huawei sostuvo: “Estamos acá para acompañar en este proceso de transformación. Estamos haciendo historia en la Argentina. Hoy tenemos casi el 90% de la potencia solar instalada con los grandes jugadores del país. Unimers es uno de los principales proveedores de Vaca Muerta. Una empresa de la industria petroquímica que por exigencias de los clientes han tomado decisiones para cuidar al medioambiente mediante estas baterías”.
Manuel Santos Uribelarrea, quien logró posicionar a MSU Energy como un jugador clave en la generación eléctrica tras su origen en el rubro agropecuario, analizó el éxito de la reciente relicitación de las represas del Comahue, donde su empresa se quedó con la concesión de El Chocón, y tendrá una instancia de desempate por Cerros Colorados, en la Cuenca del Comahue.
Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU.
El ejecutivo, al participar del Energy Day que organizó este martes EconoJournal, destacó que la clave del crecimiento de la compañía en los últimos nueve años, y de la apuesta por activos icónicos como la hidroeléctrica emplazada en el Río Limay, se basa en un factor simple y demandado por el mercado: la previsibilidad.
«La verdad que el tema de la licitación de la semana pasada de El Chocón es un hito muy importante para nosotros, pero que viene encuadrado en un plan estratégico de largo plazo. […] Lo que nos pusimos fue un norte de pensar más allá de la coyuntura y posicionarnos como un generador apuntando a ser una compañía de generación líder en el sector«, afirmó.
Reglas claras y macroeconomía
Respecto a la transición que propone el Gobierno hacia un mercado entre privados, Santos Uribelarrea afirmó que “cuando el marco es claro y la normativa es clara y las condiciones son claras, funciona perfecto la relación entre los privados. Creo que hoy en lo que es el cuadro regulatorio estamos en una transición, con un muy buen diálogo y que permite ser muy optimista.»
El presidente de MSU Energy al referirse sobre el impacto directo de las condiciones macroeconómicas y la decisión de postergar la licitación de las represas para después del proceso electoral, lo que aumentó la competencia y las ofertas, afirmó que cuantificó el beneficio de la estabilización del riesgo soberano en su capacidad de pago y la competitividad de su oferta.
«La verdad, es fundamental la macro. El costo nuestro del financiamiento se redujo un 30% después de las elecciones y esa reducción es la mayor capacidad de pago que tuvimos en las ofertas que hicimos. Es directamente proporcional», explicó Santos Uribelarrea, aunque recordó que el sector privado en la Argentina carga con obstáculos estructurales que elevan el costo de la energía respecto a otros países, como Chile.
En ese sentido, reseñó su perspectiva sobre las condiciones que enfrentan las empresas el sector, lo que se puede extender a muchas otras industrias: «Contamos con una mochila, por un lado la carga impositiva que tenemos y por otro cuando el riesgo país vuela, tenemos un costo de financiamiento que no somos ajenos a lo que es la situación del soberano».
«La licitación de la semana pasada de El Chocón es un hito muy importante para nosotros», afirmó Uribelarrea.
Planificación y transición ordenada
De cara a la ambiciosa reforma del sector eléctrico que empuja el Gobierno nacional mediante la cual busca generar contratos entre grandes usuarios y generadores, el ejecutivo de MSU advirtió sobre la necesidad de extremar la planificación para evitar un shock de demanda futura. «Lo que no tenemos que perder de vista es que estas transiciones tienen que ser ordenadas y tienen que ser claras hacia el mercado”.
“Lo que no nos puede pasar -agregó- es que en esta transición se frenen las inversiones porque lo que nos vamos a dar cuenta que de acá tres o cuatro años vamos a tener un problema.»
Uribelarrea conversó con Nicolás Gandini en el Energy Day.
Y en esa línea también señaló que «hoy es clave planificar, que muchas veces en Argentina estamos siempre mirando lo que pasa uno o dos años pero como sector de Oil and Gas, de energía y de generación tenés que estar planificando a 3 y 4 años, al menos«.
Finalmente Santos Uribelarrea expresó que las charlas que vienen sosteniendo con la Secretaría de Energía, con Cammesa y con todo el sector «permite planificar y ver qué señal de mercado tenemos para que haya inversiones para de acá cuatro o cinco años en la parte térmica. Creo que lo renovable va a seguir creciendo solo y creo que hoy la mayoría de la energía que consumen los grandes usuarios prácticamente es todo entre privados».
Max Westen, VP de Estrategia de YPF, confirmó la llegada de ENI y Adnoc a Vaca Muerta. (Foto: Dan Damelio).
El VP de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de YPF, Max Westen, confirmó durante el Energy Day de EconoJournal que están negociando la entrada de la italiana ENI y de la petrolera de Abu Dahbi -Adnoc- en áreas de Vaca Muerta como parte del desarrollo del proyecto Argentina LNG. Además, habló acerca de las proyecciones para 2026 y subrayó que la compañía apostarapor la productividad previendo un escenario de precios bajos en el petróleo.
Westen participó del panel “Visión Estratégica: infraestructura y upstream” donde destacó los principales hitos de la compañía y se refirió al desembarco de las petroleras que participan en el Argentina LNG: «Una de las condiciones que pusimos desde el inicio es que el proyecto tiene que ser integrado desde el upstream a toda la cadena, hasta la planta licuefacción y la salida, para evitar asimetrías entre los socios y para asegurarnos que cuando haya problemas, tengamos todos los mismos problemas a lo largo de la cadena de valor y poder resolverlos como socios», afirmó.
Como había adelantado este medio días atrás, el vicepresidente confirmó que hay negociaciones con la provincia de Neuquén para que ENI y Adnoc participen en áreas de Vaca Muerta como socios: «Nuestra fortaleza es que somos muy buenos operadores, uno de los más eficientes. Nuestros socios quieren que nosotros seamos el operador de el desarrollo de la producción», ratificó Westen.
Balance
“El 2025 fue un año espectacular porque empezamos a ver los resultados de dos años de trabajo muy fuerte tras los cambios estructurales del 2024”, expresó Westen de YPF en relación al Plan 4×4 que implicó la salida de YPF de los campos convencionales para enfocar la inversión en Vaca Muerta.
El vicepresidente de Estrategia de YPF destacó que la compañía pasó de focalizar el 50% de su portfolio en los no convencionales al 70% en este año: “La consecuencia de eso es que pasamos de 110.000 barriles diarios a un pico de 200.000 barriles en Vaca Muerta, compensando la pérdida de producción que tuvimos por la salida de los bloques maduros”, dijo.
También se refirió a la compra de La Escalonada y Rincón de la Ceniza, dos áreas de TotalEnergies en el hub norte de Vaca Muerta, que YPF adquirió en agosto de este año. Previamente, había adquirido el 45% de Sierra Chata, una de los bloques con más potencial de shale gas, que había dejado ExxonMobil, y donde apuntan a aumentar la producción gasífera de cara al proyecto Argentina LNG: “Para nosotros son bloques de calidad que terminan de consolidar nuestra nuestra posición en el norte de Vaca Muerta. Vamos a seguir creciendo en el hardcore, pero también estamos desarrollando el sur y vamos a desarrollar el norte de Vaca Muerta”, afirmó Westen.
En este contexto, destacó que en el bloque La Angostura Sur iniciaron una planta de tratamiento de crudo que permitirá recibir 80.000 barriles diarios y que estará finalizada para el segundo semestre de 2026. “También vamos a lanzar una nueva planta en La Angostura Norte”, agregó.
Precios bajos
Westen comentó que YPF se prepara para un 2026 previendo un escenario de precios bajos para el crudo aunque aseguró que esto no perjudicará los planes de la compañía: “Hay cierto consenso en un escenario de precios alrededor de US$60 (el barril) o que quizás se caiga un poco más. No me preocupa porque lo que tenemos es un proyecto, tenemos Vaca Muerta y la capacidad de desarrollar valor en niveles de precios muy bajos, inclusive bastante más”, dijo.
“YPF pone el foco en la eficiencia con lo cual hoy nosotros estamos preparando un presupuesto que vamos a llevar al directorio en breve basado en niveles de precios bajos”, agregó el VP de Estrategia. “Creo que es algo que tenemos que hacer siempre, que es estar preparados para trabajar en escenario de precios bajos y capturar más valor cuando el precio esté alto. Es en lo que estamos trabajando, tanto para nuestro proyecto de desarrollo y exportación de crudo, como para el LNG que son proyectos muy cíclicos”, sostuvo.
Martín Rueda, director general de Harbour Energy en Argentina, afirmó que planean crecer en gas y producir petróleo. (Foto: Dan Damelio)
Harbour Energy mira el petróleo
Martín Rueda, director general en Argentina de la petrolera británica Harbour Energy, destacó la aceleración en el proyecto de LNG tras haberse sumado junto a Panamerican Energy y Golar con una participación del 15% en el proyecto Southern Energy y anunció que buscarán producir petróleo en el bloque San Roque que habían adquirido a Wintershall Dea el año pasado.
“Queremos crecer no solo en el GNL sino también en el mercado doméstico. También estamos viendo posibilidades de crecimiento regional”, señaló en cuanto al mercado de gas donde Harbour Energy tiene una importante presencia desde su participación en el proyecto Fénix en la Cuenca Marina Austral, en asociación con Total Energies.
En relación a Vaca Muerta, Rueda confirmó que pedirán la Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) en el bloque San Roque con el objetivo de comenzar a producir shale oil: “Estamos buscando oportunidades que nos permitan crecer en gas porque Southern Energy nos da la oportunidad y estamos buscando también crecer en crudo. Nos gustaría que sea con San Roque y queremos ir a la licencia no convencional”, aseguró el director de Harbour Energy.
Glencore anunció este miércoles la reactivación de operaciones en Alumbrera hacia fines de 2026, previendo el inicio de su producción para el primer semestre de 2028.
Una vez que se obtengan todos los permisos y se encuentre plenamente operativa, se espera que Alumbreraproduzca alrededor de 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno durante los cuatro años de operación.
El inicio de la producción está previsto para el primer semestre de 2028.
“La decisión de reanudar la operación, tras un período de Cuidado y Mantenimiento (C&M) iniciado en 2018, se basa en el contexto de un régimen fiscal robusto, que brinda un mayor apoyo a la inversión en la industria minera argentina, además del aumento sostenido de precios del cobre y el oro, y en las perspectivas positivas para ambas materias primas”, aseguró la compañía a través de un comunicado.
La planta concentradora y la infraestructura asociada a Alumbrera se han mantenido bajo un programa estructurado de C&M con una renovación o sustitución específica de ciertos equipos clave. Durante ese período, el proyecto Alumbrera también continuó cumpliendo con sus obligaciones de rehabilitación.
Apuesta por el cobre
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó: «Más allá de los resultados económicos del reinicio de Alumbrera considerado de manera independiente, el mismo resulta un facilitador natural para MARA. Por un lado, reduce el riesgo de la puesta en marcha de la planta concentradora y de la logística de transporte, y reentrena a la fuerza laboral antes de obtener el primer mineral del yacimiento Agua Rica. Además, mantiene en funcionamiento infraestructuras críticas, que pueden compartirse con el proyecto, generando sinergias operativas”.
“El reinicio de Alumbrera demuestra que la provincia de Catamarca puede desempeñar un papel clave en el desarrollo continuo de la industria minera local y nacional, y de sus respectivas economías. Este nuevo anuncio tiene lugar luego de la presentación de las solicitudes de adhesión de los proyectos de Glencore en Argentina, MARA y El Pachón, al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en agosto pasado. Asimismo, confío en que estos proyectos apoyarán la ambición del país de convertirse en uno de los principales productores mundiales de cobre.»
El viceministro de Economía, Daniel González, afirmó que el Gobierno no va a reducir las retenciones al petróleo no convencional de manera inmediata, más allá de la certeza de que es un mal impuesto. Esa posibilidad, reseñó, está supeditada a que el país crezca y se siga atacando el gasto público para seguir reduciendo gravámenes. El funcionario fue el expositor que cerró el Energy Day que organizó este martes EconoJournal, en su último evento del año.
Daniel González, secretario coordinador de Energía y Minería.
“No vamos a prometer reducción de retenciones al no convencional inmediata, por más que sabemos que es un mal impuesto y que ojalá que en la medida que el país crezca y que sigamos atacando el gasto público, haya espacio para seguir reduciendo impuestos, incluyendo a ese. Pero hoy no está en la agenda del corto plazo la remoción de las retenciones a las exportaciones del crudo no convencional”, afirmó González.
El Gobierno viene de anunciar en las últimas semanas que avanzará con la quita de retenciones al crudo convencional. “Esa medida va en dirección de seguir reduciendo impuestos, por supuesto, al ritmo que lo permita seguir manteniendo la piedra angular del régimen, que es la disciplina fiscal”, explicó González. Como tal, la última retención que queda es al crudo no convencional, porque la exportación de GNL es todo con proyectos RIGI que no tienen retención y el convencional no lo tiene.
Con respecto al resultado fiscal, González aseguró que «el año pasado concretamos una baja muy importante de subsidios y ahora estamos reformulando el sistema con lo publicado el viernes destinado a focalizar subsidios. Cuando llegamos, los subsidios representaban un 1,5% del producto y, según los números del presupuesto 2026, van a ser equivalentes al 0,5% del producto, con lo cual dejaron de ser una carga para la macroeconomía».
Luego agregó que «la batalla de fondo debiera ser cómo bajamos el costo de la energía en todo el sistema. Para nosotros la baja de costos en todo el sistema solamente va a venir con más inversión que solamente va a venir con más desregulación y con deshacer todos estos años de intervencionismo que vinimos sufriendo».
Reglas de juego y credibilidad
Pese a la cautela fiscal, González insistió en que el cambio en las reglas de juego y la credibilidad de la gestión son los motores de la inversión. “El sector privado reacciona muy rápidamente, al menos en la Argentina, a las señales de precio y a la credibilidad”, expresó tras destacar que un sistema normalizado permitió un gran interés en la licitación de las hidroeléctricas, llevar adelante la iniciativa privada de TGS para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la licitación de almacenamiento en el AMBA.
“Nosotros lo que estamos tratando de hacer es normalizar el sistema en la Argentina y la discusión la venimos teniendo en si subsidiamos más o subsidiamos menos, cuando la batalla de fondo debiera ser cómo bajamos el costo de la energía en todo el sistema. Eso solamente va a venir con más inversión, que solamente va a venir con desregulación y con deshacer todos estos años de intervencionismo que venimos sufriendo”, enfatizó el viceministro.
Al referirse a la posible afectación del precio internacional de crudo a las inversiones y la dinámica que está adquiriendo Vaca Muerta, González consideró que “en un país con precios libres, la baja de precios internacionales debiera tener un impacto y es razonable que lo tenga, pero Vaca Muerta tiene una enorme ventaja competitiva porque la roca es de calidad superior a su principal competidor del no convencional en Estados Unidos”.
Daniel González y Nicolás Gandini en el cierre del Energy Day.
“Nuestros costos son más altos, nuestros impuestos son bastante más altos y tenemos que lidiar con las dos cosas -agregó-, pero si el precio baja no creo que en la Argentina la actividad baje inmediatamente como en Estados Unidos, sino que se va a moderar la suba. Ahora, si el precio del petróleo vuelve rápidamente a US$ 70-75, va a ver un aumento en la actividad fenomenal, porque la productividad de Vaca Muerta es impresionante y tenemos un ecosistema que va a hacer que esto crezca al ritmo que lo permitan los precios”.
Reforma del mercado del gas
Al ser consultado sobre las reformas en el mercado energético, González explicó que “así como se fueron generando las condiciones para que CAMMESA de a poco vaya saliendo de la compra de combustibles en el sector de generación, la idea es hacer lo mismo con Enarsa, que por la Ley Bases es una compañía sujeta a privatización, y lo que se está haciendo es achicar su rol”.
En ese esquema, consideró que “la vigencia del Plan Gas no ayuda a acelerar la desregulación del sector, por lo cual se están generando una serie de incentivos para que voluntariamente aquellos productores que quieran puedan tener offtakers privados, y eso es parte de una negociación”.
Por otro lado, el funcionario señaló que la misma intención tiene el gobierno con la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL). “No creemos que tenga sentido que el comprador de última instancia tenga que ser 100% Enarsa y no tiene sentido que el Estado pague el costo. Estamos trabajando y espero que podamos llegar al invierno para que los compradores de GNL sean comercializadores, asegurarnos que el precio sea igual o menor, porque con más libertad menores precios«.
El Energy Day convocó a muchos de los principales actores del sector.
El funcionario definió al Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) como el modelo de la economía futura al que se aspira, aunque aún debe definirse su continuidad. «Para nosotros el RIGI es como vemos que debiera funcionar la economía más adelante: sin retenciones, con alícuotas de impuestos más bajos, con una agilidad que estamos teniendo que está funcionando bastante bien.»
Sin embargo, admitió que aún no está definida su continuidad al cumplirse su plazo de vigenvia en julio de 2026. “Todavía no empezamos esa discusión, y es ahora durante el verano que hay que tomar una decisión si se extiende o no. La realidad es que el régimen fue tremendamente exitoso. Hay 28 o 29 proyectos, la mitad son de energía, la otra mitad de minería y varios más están esperando para entrar. Si me preguntan a mí, la recomendación va a ser que sí”, que se extienda el RIGI un año más.
YPF firmó con la compañía DLS Archer, empresa dedicada a la ingeniería y tecnología en la perforación de pozos, un acuerdo por cinco años que contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación.
Es la primera vez que YPF, la petrolera controlada por el Estado Nacional, firma contratos para asegurarse equipos de perforación por un plazo tan largo, lo que le permite darle más previsibilidad a una actividad que viene expandiéndose en Vaca Muerta de modo sostenido.
Los equipos de DLS Archer integran servicios de Perforación Controlada por Presión.
Los equipos integran servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Este sistema permite optimizar los tiempos de ejecución garantizando resultados seguros. Es un proceso mediante el cual la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo se controla a través de la contrapresión superficial que surge del sellado de la tubería en la superficie por un cabezal giratorio y un colector de estrangulamiento.
Esto permite una perforación ininterrumpida a través de estrechas ventanas de presión de fractura de poro. El control de la presión se mantiene mediante una combinación de densidad del fluido, fricción circulante y ajustes de presión de superficie.
Consolida la relación
“Este logro reafirma la estrategia de crecimiento de DLS Archer iniciada en 2024 con la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., diversificando su portafolio y consolidando su posición como líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales”, afirmó la compañía de capitales noruegos a través de un comunicado.
“El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales. Estamos convencidos de que esto se traducirá en nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo”, remarcó Dag Skindlo, CEO de Archer.
«Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF», aseguró Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer.
Por su parte, Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, agregó: “YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones. Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF consolidando una relación estratégica que seguirá transformando la industria”.
CamuzziGas Inversora S.A anunció la puesta en marcha de «LNG Del Plata» un desarrollo energético destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.
Con una inversión que alcanzará los USD 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural.
Al mismo tiempo permitirá reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local. Es decir, por un lado, aprovechará la ventana oseosa del verano y luego, buscará inyectar GNL durante el invierno.
“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones”, destacó Alejandro Macfarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora.
Macfarlane además, aseguró que el proyecto acompañará «el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial».
LNG del Plata y una inversión de 3.900 millones de dólares en 20 años
Alejandro Macafarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora.
La inversión inicial contempla de Camuzzi la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires. Además, se construirá un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor.
Camuzzi Gas Inversora informó además que se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional especializada en este tipo de operaciones. El objetivo es que las obras comiencen el año entrante y que el inicio de operaciones formales sea en 2028.
Camuzzi Gas y un proyecto que responde a las necesidades del mercado
Entre los meses de septiembre y mayo, LNG Del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa.
Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.
En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG Del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.
Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL.
En función de las herramientas tecnológicas disponibles y del aprovechamiento de la curva de aprendizaje norteamericana, sostuvo Miguel Galuccio, hoy el desarrollo de Vaca Muerta ha llegado a un límite que hace falta superar. “Llegó el momento de cambiar el juego. Hay que ser mucho más disruptivos en cuanto a lo que hacemos y a cómo lo hacemos tanto en la supply chain como en el uso de las tecnologías. Además, se precisan modificaciones desde el punto de vista regulatorio e impositivo”, postuló el fundador y CEO de Vista Energy en la apertura del Energy Day 2025 organizado por EconoJournal.
En 2012, evocó Galuccio, cuando realmente comenzó la historia de YPF en Vaca Muerta, la formación no convencional era “sólo para creyentes”. “Hacía falta creer que el recurso estaba ahí, que había que desriskearlo, que sería importante para la industria y para el país, y que valía la pena probar”, expresó.
Miguel Galuccio tuvo a cargo la apertura del Energy Day. Foto: Dan Damelio.
Desde entonces, destacó, se dio una enorme apuesta por la búsqueda de inversiones y de talento. “Asimismo, hubo que modificar el marco legal, ya que nuestra Ley de Hidrocarburos no estaba preparada para desarrollar esta clase de recursos, hubo que construir infraestructura, y hubo que traer las empresas de servicios y la tecnología que se necesitaba. Todo eso nos llevó, 12 años más tarde, a que Vaca Muerta produzca 550.000 barriles por día, el 60% de la oferta total de la Argentina. Hoy el país es un exportador neto de petróleo”, ponderó el ejecutivo.
En términos de exportaciones, acotó, el mercado hidrocarburífero argentino está entre los cinco que más crecieron a nivel global en el último año. “Hace pocos meses batimos el récord histórico de 1998, al producir 850.000 barriles diarios. Y vamos hacia 1 millón de barriles”, anticipó.
Lo mejor que la industria local tiene para sentirse orgullosa, reivindicó, es el playbook. “Sabemos cómo hacerlo. Contamos con una roca que está desriskeada y que es mejor que la norteamericana. No obstante, nos sigue faltando acelerar el desarrollo. En la Argentina tenemos 40 equipos de perforación, mientras que Estados Unidos suma 450”, comparó.
Será clave, a su entender, seguir optimizando los costos, trabajando en materia de desregulación y ganando atractivo para los inversores. “Como todos saben, el no convencional es un play que no solamente depende de la economicidad, sino también de la caja que uno genera. Hay que ser un país con acceso al capital, competitivo en los costos y también en los impuestos”, sentenció.
Culto a la innovación
Hace apenas siete años, evocó Galuccio, Vista era literalmente un papel en blanco. “Todavía tenemos la servilleta dibujada en una mesa con la que empezó todo”, bromeó.
Para definir a la empresa, expuso, hoy hay que pensar en una buena mezcla de talento y cultura. “Me gusta decir que nuestro sector se corre a sangre, no a petróleo. La clave está en la gente. La cultura de Vista está totalmente enfocada a extraer valor para los accionistas. Somos una compañía corrida por sus dueños: un 40% de los empleados tiene acciones de Vista. En el top management, ese porcentaje sube a un 75%”, cuantificó.
Miguel Galuccio junto a Nicolás Gandini. Foto: Dan Damelio.
Si algo caracteriza a la firma, reveló, es hacer “un culto a la innovación”. “Tenemos gente que solamente piensa en innovar. Por eso fuimos los que exportamos el primer barco de petróleo desde Vaca Muerta en el medio de la pandemia. Creamos un mercado internacional que no existía. Luego nos siguieron YPF y Pluspetrol”, especificó.
La organización, apuntó, también fue la primera en electrificar un equipo de perforación y una planta compresora de gas, además de la primera en tener toda la operación de fractura con wet sand. “Lideramos el cambio tecnológico con la idea de extraer valor. Y somos muy ágiles en la toma de decisiones: nacimos como start up y en estos momentos tenemos el tamaño de una corporación. Somos la compañía independiente más grande de la Argentina y la mayor productora de petróleo, pero seguimos pensando como si fuéramos una start up. Contamos con una regla que no se rompe: entre la persona que perfora y la que se ve con los inversores no puede haber más de cuatro niveles”, sintetizó.
Cuatro grandes ejes
Para proyectar el precio internacional del petróleo, explicó Galuccio, conviene analizar cuatro ejes: demanda, supply, economía mundial y geopolítica. “En el caso de la demanda, soy súper positivo acerca de lo que puede pasar en 2026 y 2027. Venimos de 10 años de poca inversión, pero el reemplazo del crudo no está llegando a la escala que debe llegar. En los países subdesarrollados, que consumen una quinta parte de la energía de los desarrollados, se observa una agenda de crecimiento, con foco en India y China”, aseguró.
En cuanto a lo geopolítico, prosiguió, por estos días hay tanto un risk premium como un floor para el valor del crudo. “Hay más chances de tener problemas que no tenerlos. Hay tres posibles black swans: una escalada del conflicto China-Estados Unidos, cómo será el final de la guerra Rusia-Ucrania y qué sucederá con Irán en el conflicto de Medio Oriente”, enumeró.
Lo más preocupante, opinó, tiene que ver con la cadena mundial de suministro. “La avanzada de tarifas de Estados Unidos generó una disrupción en la supply chain de un mundo globalizado. Hay que ver dónde aterrizamos, pero los crecimientos del Producto Bruto Interno (PBI) que se vienen serán más bajos de lo previsto”, adelantó el directivo, quien también se refirió a la caída del stock petrolero a nivel planetario.
Es cierto, reconoció, que el mercado para 2026 “puede estar un poco soft”, pero afortunadamente puede esperarse “un 2027 sólido”. “Estimamos que la cotización del barril estará en torno a los 65 dólares para el año que viene y se ubicará cerca de los u$s 70 para el período 2027-2030”, pronosticó.
Ventaja competitiva
Las petroleras con activos en la Argentina no sólo tienen como variable crítica al precio internacional del crudo, indicó Galuccio, sino también la situación del país. “Vaca Muerta es parte de la solución de nuestros problemas. En 2012 teníamos un balance comercial desfavorable de US$7.000 millones y este año lo cerraremos con un saldo positivo de más de US$7.000 millones. Estamos hablando de un swing de US$14.000 millones. Somos parte de lo que necesita el país para normalizar su macroeconomía”, celebró.
El recurso petrolero que hay en la Argentina, calificó, es “de bajo costo”, pero también “de ciclo corto”. “Esa característica, en un mundo volátil, nos da una ventaja competitiva increíble. Gracias a ella, una compañía que recién nacía, como Vista, se pudo bancar una pandemia”, subrayó el ejecutivo, quien aseguró que en este contexto global Vaca Muerta posee una mayor competitividad el Presal de Brasil. “Aquí perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en 20”, añadió.
Toda inversión que llega a la formación, señaló, genera producción, divisas y trabajo. “Vaca Muerta es una apuesta automática. Los resultados se ven de inmediato”, manifestó.
Para seguir creciendo, acotó, harán falta más players e inversiones. “Hay que convencer a todos de que en la Argentina se puede invertir a largo plazo. El desafío es brindar mayor comodidad a las compañías en cuanto al riesgo ‘arriba de la superficie’. Tenemos que aggiornarnos para tener 300 rigs en lugar de 40. Y veo un Gobierno que está abierto y permeable a debatir cuáles son las soluciones que necesita la industria”, completó.
La petrolera independiente de Colombia Geopark, aprobó este lunes su Programa de Trabajo para 2026 y la Guía de Mediano Plazo hasta 2028. En la formación neuquina, invertirá hasta US$100 millones el año próximo y el incremento de producción, proyectado para 2027, ahora se anticipa para 2026.
Este plan estratégico de dos pilares se centra en proteger y maximizar la producción base y la generación de caja en Colombia, mientras impulsa un crecimiento material mediante el desarrollo acelerado en Vaca Muerta. GeoPark se posiciona para lograr un aumento de más del 60% en la producción total de la compañía y más que duplicar su EBITDA para 2028.
Geopark ya desarrolla las áreas adquiridas a Pluspetrol en Vaca Muerta
El primer pilar estratégico se enfoca en Colombia, donde la compañía busca sostener y mejorar el desempeño de su bloque insignia Llanos 34 y otros activos clave. La producción en el país experimentó un punto de inflexión positivo antes de lo esperado, impulsado por un desarrollo disciplinado, la optimización de la base y técnicas de recobro mejorado.
Estos esfuerzos se respaldan en la reciente certificación de un aumento del 22% en el Original Oil in Place (OOIP) en Llanos 34, lo que fortalece la perspectiva económica y de producción a largo plazo del activo. Colombia continuará proporcionando una base sólida para generar flujo de caja libre sostenible.
Vaca Muerta, la estrategia de Geopark
El segundo pilar, el de crecimiento, está anclado en Vaca Muerta. Tras la exitosa integración de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, activos que adquirió pocos meses atrás a la nacional Pluspetrol, en una operación valuadas en unos US$115 millones.
La compañía confía en su capacidad para generar un crecimiento a largo plazo desde esta formación no convencional. Uno de los hitos más relevantes es que el incremento de producción, originalmente proyectado para 2027, ahora se anticipa para 2026. Se espera que la tasa de salida de la producción en la Argentina para ese año se sitúe entre 5.000 y 6.000 barriles equivalentes de petróleo por día.
Esas proyecciones respaldan una producción total esperada de 27.000-30.000 boepd para 2026, con una mezcla de aproximadamente 97% petróleo y 3% gas natural. El plan contempla la perforación de entre 27 y 36 brutos, con cerca del 86% asignado a actividades de desarrollo.
El CEO de GeoPark Felipe Bayón, nombrado en el cargo en abril de 2025.
Específicamente para Vaca Muerta, se asignaron US$80-100 millones en 2026. Esta inversión se destinará a la finalización de la perforación, el fracking y la puesta en producción de un pad de cinco pozos en los bloques integrados. Adicionalmente, se prevé la instalación de bombas de varilla y el mejoramiento de las instalaciones en Loma Jarillosa Este, así como el avance en los permisos para Puesto Silva Oeste.
Disciplina financiera
Financieramente, el Programa de Trabajo 2026 marca el primer año completo de ejecución de esta nueva hoja de ruta. Bajo un escenario base de Brent de US$60-70 por barril, el programa de CAPEX de la compañía asciende a US$190-220 millones, una inversión diseñada para acelerar el crecimiento no convencional.
Con esto se espera generar entre US$220 y US$300 millones de EBITDA Ajustado en el próximo año. Las proyecciones de mediano plazo también son contundentes: para 2028, se proyecta un EBITDA Ajustado que crecería hasta US$490-520 millones, respaldando un retorno sobre el capital empleado de 25-30 por ciento.
Para entonces se proyecta una producción de hasta 34.000 barriles equivalente al 2027 y de hasta 46.000 boe en 2028, con un valor del crudo brent estimado en los US$70 el barril. La compañía espera que el ratio de apalancamiento de Deuda Neta / EBITDA se sitúe en 1,9-2,1x a fines de 2026 y disminuya por debajo de 1,5x para 2028, conforme el flujo de caja se expanda y las inversiones se normalicen.
Estos hitos estratégicos, sumados al aumento del treinta y ocho por ciento interanual en las reservas 2P certificadas, proporcionan la base para el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de mediano plazo de GeoPark, aseguró la compañía.
Los entes reguladores publicaron los nuevos cuadros tarifarios de los servicios de gas natural por red y electricidad con una suba de 2,8% en promedio en todo el país. La suba de tarifas rige a partir del 1° de diciembre, según informaron desde la Secretaría de Energía. Al mismo tiempo, la cartera energética también autorizó una suba de 5% del precio regulado del biodiesel y el bioetanol, que se mezcla de manera obligatoria con el gasoil y las naftas, respectivamente. La suba aplica para las adquisiciones de diciembre y podría tener un impacto en el precio de los combustibles.
Tarifas
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicaron este lunes 21 resoluciones cada uno en el Boletín Oficial donde fijaron la nueva actualización de tarifas para distribuidoras y transportistas.
En el caso de la electricidad en el AMBA, donde se concentra el mayor consumo del país, el Enre estableció una suba en el Costo Propio de Distribución (CPD) de 1,8% en Edesur y 1,9% en Edenor. También actualizó los márgenes de distribución de Epec, Epen, Epe, Edersa, Districuyo y para compañías transportistas como Transener, Litsa, Transba, Transnpa, Transnea, Transnoa, entre otras.
Lo mismo hizo el Enargas para las compañías reguladas de gas natural como Metrogas, Naturgy, Camuzzzi, Litoral Gas, EcoGas, TGS, TGN, Gas Cuyana, Redengas, entre otras.
El viernes pasado, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó las resoluciones 487 y 488 para actualizar el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a partir de diciembre y el precio de la energía para el período que va del 1° de diciembre hasta el 30 de abril de 2026.
La actualización en el costo de distribución y el transporte, que junto al costo de generación son los tres componentes de las facturas, forma parte de los incrementos mensuales previstos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT)que el gobierno nacional realizó en abril de este año. La RQT fijó actualizaciones mensuales para el período que va entre mayo de este año y abril de 2030.
El incremento de las tarifas establecido en la RQT es en términos reales, es decir, se contempla todos los meses un ajuste adicional por inflación que surge de una fórmula automática en base a la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que tienen una ponderación de un 67% y un 33%, respectivamente.
Biocombustibles
El gobierno autorizó además una suba de 5,11% en el precio del biodiesel, que se elabora a base de aceite de soja y se mezcla con el gasoil para el mercado local. Lo hizo a través de la resolución 485 publicada este lunes en el Boletín Oficial. Los biocombustibles están regulados en el país por la Ley 27.640.
El precio de adquisición del biodiesel saltó de $ 1.688.961 a $ 1.775.230 por tonelada para las operaciones que se realicen en diciembre y hasta una nueva publicación del valor. El biodiesel se mezcla en un 7,5% con el gasoil antes del expendio en el mercado local.
Por su parte, la cartera energética publicó la resolución 486 que autoriza una suba de 5% en el precio de adquisición del etanol elaborado a base de maíz y también para el de caña de azúcar. En el caso del bioetanol maicero, el precio saltó de $ 841,3 a $ 883,4 por litro. En el etanol de caña el precio se incrementó de $ 918 a $ 963,9 por litro.
El etanol se mezcla con las naftas en un 12%, que se divide en un 6% para el bio maicero y 6% para el de caña de azúcar. En el sector hay varios proyectos para establecer un nuevo marco normativo que reemplace a la actual Ley 27.640. El gobierno tiene un proyecto en carpeta que prevé el aumento del corte del etanol de 12% al 15% y del biodiesel de 7,5% a 10%, entre otros aspectos.
El consorcio Southern Energy (SESA) y SEFE Securing Energy for Europe, compañía energética propiedad del Gobierno Federal de Alemania, formalizaron un acuerdo marco para la venta a gran escala de Gas Natural Licuado (GNL). El convenio implica la exportación de dos millones de toneladas anuales de GNL durante un período de ocho años, con el inicio de la operación previsto para fines de 2027.
La operación, que se concretó a través de un «Heads of Agreement» o acuerdo marco, «representa la mayor exportación de GNL de la Argentina al mundo hasta la fecha», tanto en términos de volumen como de plazo contractual, resaltaron desde el consorcio que integran PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
La firma del acuerdo fue encabezada por Rodolfo Freyre, Chairman de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CCO de SEFE.
Frederic Barnaud (SEFE, izq) y Rodolfo Freyre (Southern Energy, der)
Las exportaciones, cuya facturación dependerá de la evolución de los precios internacionales, podrían alcanzar un valor superior a los u$s7.000 millones durante la vigencia del acuerdo. «Este flujo de divisas será ingreso genuino para la Argentina y, a su vez, una contribución sustancial a la seguridad energética en Europa, en línea con el objetivo de SEFE de asegurar el suministro», expresaron en un comunicado.
Southern Energy, primera exportación de GNL
SEFE, que emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo, abarca la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento. La compañía se destaca como uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía, y su misión es asegurar su abastecimiento.
Los embarques de exportación desde la terminal flotante que se instalará frente a las costas de Río Negro, se realizarán una vez que inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que SESA instalará en el Golfo San Matías.
El volumen de GNL acordado de unos 2 millones de toneladas anuales representa más del 80% de la capacidad de producción del buque licuefactor “Hilli Episeyo”, que es de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. A la vez representa más del 30% de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción proyectados por SESA, que será de 6 MTPA con la llegada del MKII.
De la firma participaron directivos de todas las empresas del consorcio.
Southern Energy (SESA) es una compañía conformada por cinco socios estratégicos con distinta integración accionaria en el consorcio: PAE (con una participación del 30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%). Las empresas aclararon que la implementación final de los términos acordados en este marco quedará sujeta a la firma de un acuerdo final de venta entre las partes, lo cual está previsto para los próximos meses.
Inversión, exportaciones y empleo
El objetivo de SESA es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027. Para ello, la compañía confirmó una inversión superior a los US$15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de los dos buques de licuefacción. Southern Energy prevé que las exportaciones alcancen más de US$20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035.
El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, e implicará una elevada participación de proveedores locales durante la operación.
A la firma del acuerdo encabezada por Freyre y Barnaud, también asistieron Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, Vicepresidente de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, Vicepresidente y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, Managing Director de Harbour Energy en la Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.
Hilli Episeyo, el buque que exportará el primer embarque de GNL del país.
Tras el convenio, Rodolfo Freyre afirmó que “el acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde la Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta».
Por su parte, Frédéric Barnaud resaltó que el acuerdo con un proveedor sudamericano no solo contribuye a la diversificación geográfica de la cartera de SEFE, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa.
«Nos complace acompañar a la Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia la Argentina”, afirmó Barnaud.
El primer licuefactor Hilli Episeyo llegará al país en 2027 para comenzar a producir gas natural licuado a partir de la infraestructura existente, por lo cual el certificado de permiso de exportación se otorgó solamente para unos nueves meses al año, ya que los restantes corresponden al pico de demanda energética invernal.
En los primeros días de mayo, el consorcio había tomado la decisión final de inversión correspondiente al Hilli Episeyo, el cual casi de inmediato obtuvo por parte del Gobierno nacional la aprobación de su ingreso a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Ante un Gobierno envalentonado por su flamante triunfo electoral, cuatro especialistas en materia parlamentaria fueron convocados por Dínamo – Charlas de Energía para analizar la posible modificación de la Ley de Glaciares (Ley 26.639), la necesidad de prorrogar la estabilidad fiscal para favorecer la producción de energías renovables y la decisión de instrumentar estímulos fiscales para reactivar las cuencas petroleras maduras del país, entre otros temas.
La intención del Gobierno en torno a la Ley 26.639 es enviar un proyecto para que cada provincia defina qué áreas quedarán exentas de toda actividad minera metalífera. En palabras de Flavia Royón, ex secretaria de las carteras de Energía y Minería a nivel nacional, senadora electa por la provincia de Salta y habitual invitada de Dínamo, lo que en verdad hace falta es una ley técnicamente aclaratoria. “Hay que sacar el gris que existe sobre el concepto de ‘ambiente periglaciar’. Lo que debe buscarse es preservar los glaciares que tengan una función hídrica efectiva, no a las zonas periglaciares en sí”, distinguió.
A su criterio, la Ley de Glaciares se inmiscuye en la potestad que los gobiernos provinciales tienen sobre sus propios recursos naturales. “No obstante, me parece que devolverle todo a las provincias existiendo ya una normativa vigente podría generar mucha resistencia”, advirtió.
En la misma frecuencia se expresó Martín Maquieyra, politólogo, miembro de Propuesta Republicana (PRO) y diputado nacional. “Comparto la mirada sobre la relevancia de una legislación aclaratoria, porque la propia Ley de Glaciares se contradice en cuanto a la definición de ambiente periglaciar. No obstante, también creo que las provincias pueden ejercer los controles ambientales”, argumentó.
Con pequeñas modificaciones, indicó, el Congreso está en plenas condiciones de establecer con claridad una ley de presupuestos mínimos sobre el asunto. “Hay que dar el debate de cara a la sociedad y con las provincias opinando”, remarcó.
Impulso a la inversión
De acuerdo con Pablo Cervi, cuadro político de la Unión Cívica Radical (UCR) y diputado nacional electo por la provincia de Neuquén, no habría que perder de vista que las provincias productoras de recursos como el oro, la plata, el cobre y el litio compiten por las inversiones mineras con importantes destinos de todo el planeta. “No todos están desesperados por venir a la Argentina. Hay que generar ciertas condiciones para fomentar eso”, subrayó.
Más allá de esa realidad, intervino Gabriela Vulcano, periodista acreditada en el Congreso que sigue de cerca el día a día de la agenda legislativa, una eventual modificación de la Ley de Glaciares respondería más a un interés de las autoridades provinciales que del Poder Ejecutivo Nacional. “El oficialismo todavía no tiene garantizada la aprobación del Presupuesto 2026. Está negociando con los gobernadores para conseguir los votos restantes. Y mientras que algunas provincias requieren avales para la toma de deuda, otras piden reformas legislativas para captar mayores inversiones mineras”, explicó.
Nueva estrategia
Ya es hora, según Royón, de dejar atrás la falsa dicotomía de que desarrollar recursos como el cobre significa sacrificar el agua. “La minería tiene que hablarle con claridad a la sociedad en cuestiones clave como la Ley de Glaciares. Más que una reforma, la salida más sencilla sería una ley aclaratoria”, insistió.
Por otro lado, agregó, el desarrollo del cobre necesita con urgencia herramientas para que los proyectos en carpeta se materialicen. “El problema es que un instrumento como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) vence en julio. Estamos a ocho meses. El reloj está corriendo”, alertó.
Frente a esa premura, opinó Vulcano, no es casual que el Gobierno nacional haya decidido cambiar su modo de relacionarse con la oposición, al comprender que deberá estrechar sus vínculos con los gobernadores de distinto signo político. “Pareciera que en esta etapa de la gestión de Milei se apunta a llegar a acuerdos con los gobernadores que impliquen una mirada a mediano plazo”, sugirió.
Discusión tributaria
Consultado puntualmente sobre el panorama neuquino, Cervi destacó que el distrito que gobierna Rolando Figueroa ha duplicado su presupuesto entre 2024 y 2025 desde 2.400 hasta 5.000 millones de dólares. “Cuando se dé la discusión tributaria en el Congreso, habrá que recordar que la provincia aporta el 4% del Producto Bruto Interno (PBI) nacional y recibe el equivalente al 1,72%”, cuantificó.
Será fundamental, a su entender, gestionar mayores recursos para poner en marcha las obras de infraestructura que demanda el crecimiento de industrias como la energética. “Hay que replicar el modelo público-privado en aquellas actividades que lo pueden implementar, como se demuestra con Vaca Muerta Sur, oleoducto que se está construyendo y ya tiene toda su capacidad tomada, o con los proyectos de gas natural licuado (GNL), donde ya hay convenios concretos”, ejemplificó.
Es cierto, concedió Vulcano, que Nación está decidida a avanzar con cambios en las normativas laborales y tributarias, pero -a diferencia de lo sucedido el año pasado- en estos momentos la máxima prioridad pasa por aprobar el Presupuesto. “Todos los gobiernos consideraron necesaria una reforma tributaria integral y ninguno pudo”, sostuvo la especialista.
Modernización laboral
Para Maquieyra, no está en duda que el Gobierno cambió su forma de dialogar con las provincias, lo que probablemente le deparará significativos réditos políticos. “Estoy seguro de que podrá sancionar la Ley de Presupuesto, posiblemente en diciembre. De todos modos, creo que la reforma más importante en el corto plazo es la laboral”, sentenció.
Cuando se visita a una pequeña y mediana empresa (PyME) del interior del país, puntualizó, se verifican temores a contratar y quejas sobre los altos costos laborales. “Con las grandes empresas pasa lo mismo”, apuntó el diputado, quien consideró que la reforma tributaria demandará un poco más de tiempo.
Ninguno de estos cambios normativos, postuló Royón, configura un requisito absolutamente indispensable para que se materialicen las iniciativas de cobre que hoy se encuentran en evaluación. “Proyectos como San Jorge o Taca Taca están avanzando independientemente del debate legislativo”, recalcó.
Debates que se vienen
Pese a los problemas de liderazgo y la falta de propuestas políticas, tal como criticó Vulcano, el peronismo sigue siendo la mayor fuerza opositora a la gestión de Milei. “Eso no significa que hoy sea una alternativa realista de gobierno”, reflexionó la analista, quien también reconoció que desde La Libertad Avanza (LLA) se aligeró el discurso anti-casta.
Dentro del Congreso, comentó Royón, algunas de las principales cuestiones a debatir pasan por la prórroga de la Ley de Energías Renovables, la Ley de Biocombustibles, una posible Ley de Cuencas Maduras y la modificación del Código Minero. “En cuanto a prorrogar la Ley de Energías Renovables, estoy en contra. Pienso que el sector ya alcanzó una madurezque lo vuelve competitivo. Lo que hay que ampliar es la infraestructura”, se posicionó.
Sería fundamental, planteó Maquieyra, que se asegure por 20 años la estabilidad tributaria a nivel sectorial. “Comparto que las energías renovables ya adquirieron competitividad, por lo que se precisa es simple: tres o cuatro artículos para garantizar la estabilidad impositiva. No se puede estipular el cobro de un impuesto adicional al viento o al sol”, justificó.
Cervi, por su parte, aludió a la defensa legislativa de los hidrocarburos convencionales, más allá de que Neuquén base su boom petrolero en el shale de Vaca Muerta. “Tenemos que aprovechar todo lo que hay en nuestro subsuelo. En algunos casos se está avanzando con bajas en las regalías. También hay que tener la cabeza abierta para abordar la discusión de los costos laborales”, completó.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) y CampoLimpio cerraron un acuerdo de cooperación enfocado en la investigación, innovación tecnológica y el desarrollo de nuevos destinos de valor para el plástico proveniente de envases vacíos de fitosanitarios. «Esta iniciativa subraya el compromiso del IPA® con la promoción de soluciones científicas y tecnológicas avanzadas para la evolución hacia un modelo industrial plenamente circular», aseguraron.
A través de esta alianza estratégica, ambas organizaciones trabajarán conjuntamente en el desarrollo de tecnologías de tratamiento, reciclado y reconversión avanzada del plástico posconsumo. El objetivo es transformarlo en materia prima circular de alto valor agregado, lista para reinsertarse en procesos industriales.
Ambas organizaciones trabajarán conjuntamente en el desarrollo de tecnologías de tratamiento, reciclado y reconversión avanzada del plástico posconsumo.
Acuerdo de cooperación
En este sentido, Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, enfatizó que“uno de los mayores desafíos de la industria plástica es la circularidad. Para afrontar este reto, debemos incorporar nuevas tecnologías de reciclado y avanzar hacia procesos que generen materia prima circular basada en conocimiento y ciencia aplicada, capaz de abrir oportunidades industriales reales».
Por su parte, María Pisanu, directora ejecutiva de CampoLimpio, destacó que»las sinergias y la articulación entre actores estratégicos son fundamentales para construir soluciones sostenibles. Este acuerdo con el IPA® nos permite acceder a capacidades tecnológicas y conocimiento sectorial que amplifican el impacto de nuestro trabajo y contribuyen decisivamente a la consolidación de un modelo circular para el agro y la industria».
Plataforma de vinculación técnica
El IPA® aportará su rol como plataforma de vinculación técnica entre la industria, la ciencia y el conocimiento especializado, facilitando la experticia, contactos técnicos y capacidades de análisis necesarios para acelerar la innovación. Esta articulación es clave para seguir profundizando la misión circular del sistema: transformar los envases posconsumo en recursos reutilizables en la cadena productiva mediante usos permitidos, eficientes y sostenibles.
Para el Instituto Petroquímico Argentino, abordar la circularidad del plástico requiere cooperación, ciencia aplicada e innovación abierta. “Con esta alianza, el IPA® refuerza su función esencial como articulador multisectorial, conectando empresas, centros de investigación, expertos técnicos y cámaras sectoriales para acelerar la adopción de soluciones de innovación que impulsen la circularidad”, destacaron.
La reforma del sector eléctrico que impulsa el Gobierno abre un proceso de transición que podría redefinir el funcionamiento del sistema argentino en los próximos años. Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios de MHR Abogados, en diálogo con EconoJournal, analizaron los fundamentos del nuevo esquema, el rol de Cammesa, las condiciones necesarias para atraer inversiones y las perspectivas hacia 2027.
Para Azzarri y Blanco, la Resolución 400/2025 implica “una señal positiva porque avanza sobre tres ejes centrales. El primero es la recuperación de un esquema marginalista y de mercado, tal como plantea la Ley 24.065, distorsionado desde la crisis de 2001. Esto implica retomar la lógica de competencia y eficiencia es muy positivo para el futuro del sector”.
Los abogados destacaron también que la reforma establece un período de transición hasta diciembre de 2028, en línea con la finalización del Plan Gas. “Esto muestra el compromiso del Gobierno de no romper los acuerdos asumidos”, puntualizaron.
Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios de MHR Abogados, analizaron los cambios que introduce la reforma del mercado eléctrico.
“El tercer punto es el relativo a la asignación de costos a quien utilice el sistema y consuma energía. Esto resulta esencial, porque al trasladar al usuario los costos reales de la energía promueve el consumo racional y evita que el Estado tenga que asumir gastos excesivos que no le corresponde asumir”, remarcaron.
Reducción del rol de Cammesa
El Gobierno prevé que Cammesa deje de ser un actor comercial relevante y vuelva a concentrarse en el despacho del sistema. Para los socios de MHR Abogados, la medida es clave: “Dejar oferta y demanda en manos privadas evita precios artificiales e instrucciones regulatorias que afecten la competencia”, advirtieron.
Sin embargo, destacaron que Cammesa conservará un rol residual ya que “podrá convocar licitaciones de energía si se detecta escasez de generación y esta flexibilidad es positiva para el período de transición desde un mercado muy intervenido hacia uno más libre”.
Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados.
Condiciones para atraer inversiones
Para que la apertura del mercado derive en nuevos proyectos, los abogados señalaron dos frentes fundamentales. Por un lado, la normalización tarifaria y fortalecimiento de las distribuidoras ya que para Azzarri y Blanco “las empresas distribuidoras deben volver a ser agentes de crédito”. En ese sentido, propusieron mecanismos temporales que garanticen los pagos por la energía contratada en el Mercado a Término (MAT).
Por otro lado, consideraron que será importante impulsar la expansión del sistema de transporte puesto que advirtieron que “la red de transmisión requiere obras urgentes y un esquema de garantías que reduzca los riesgos para los inversores. Un modelo posible es replicar el esquema del RenovAr, adaptado a las necesidades actuales”.
“La Argentina aún presenta riesgos para el recupero de la inversión. Dar certezas es vital para atraer capital”, consideraron.
Escenario posible en 2027 y regulaciones pendientes
Con la reforma en marcha, el panorama hacia 2027 dependerá de medidas complementarias. Los especialistas señalaron tres temas clave: regulación definitiva del régimen tarifario, avance en obras de transmisión y redefinición del reconocimiento de potencia para renovables.
Sobre este último punto, consideraron que el sistema debería reconocer la disponibilidad de parques renovables, tal como ocurre en otros países, por ejemplo, Chile. “No es lo mismo tener un parque renovable listo para despachar que no tenerlo. Su reconocimiento sería muy positivo”, marcaron.
Marcos Blanco, socio de MHR Abogados.
Baterías y almacenamiento
Azzarri y Blanco celebraron la licitación AlmaGBA, destinada a reforzar nodos críticos del AMBA mediante sistemas de almacenamiento. “Es una iniciativa muy positiva y un caso de éxito que podría ser replicado por distribuidoras del interior para estabilizar sus redes e incluso evitar inversiones mayores”, destacaron.
“El uso de baterías permite: integrar renovables de forma más eficiente; almacenar excedentes y liberar energía en los picos de consumo; mitigar la intermitencia del recurso; optimizar la operación en tiempo real. Las baterías son esenciales para mejorar la flexibilidad y estabilidad del sistema”, subrayaron los especialistas.
Verano 2026: un sistema todavía vulnerable ante olas de calor
De cara al verano que se aproxima, los abogados advirtieron que podrían darse “situaciones de estrés en el sistema eléctrico según la temperatura. Las redes de distribución requieren inversiones y el proceso de normalización apenas comenzó”.
Aun así, Azzarri y Blanco aclararon que “si hay episodios no deseados, serán consecuencia de distorsiones del pasado, no de las medidas recientes. Se deben acelerar obras de transporte y distribución para apuntalar la capacidad del sistema frente a altas temperaturas”.
La gobernación de Neuquén evalúa fijar un valor de referencia del gas en boca de pozo destinado a la exportación de GNL para calcular la liquidación de regalías. El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.
La Ley Bases flexibilizó el tope de un 12% sobre las regalías que pueden cobrar las provincias sobre la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Por lo tanto, desde el año pasado Neuquén está habilitada a fijar el valor que considere pertinente y a fijar nuevos instrumentos recaudatorios que vayan en esa dirección. Desde el punto de vista legal, no tendría ninguna limitación para hacerlo, aunque el gobernador Rolando Figueroa aún no decidió si quiere avanzar en esa dirección.
Antecedente
Lo que comenzó como un proyecto en soledad del diputado de Unión por la Patria y ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, el año pasado, se movió ahora a los despachos de Figueroa, donde se analiza bajo cierto hermetismo.
El proyecto de Martínez ingresó a la Legislatura en diciembre del 2024 y se debatió por primera y única vez en la comisión de Hidrocarburos en marzo de este año. En ese momento, el legislador planteó que las empresas interesadas en los proyectos de GNL como YPF pretenden fijar el valor del gas en boca de pozo en el orden de los 1,80 dólares MMBtu para que el proyecto resulte rentable, lo que estaría por debajo de los 3,5 dólares que se utilizan en la actualidad como referencia para el cobro de regalías (la cifra surge del valor promedio de los contratos de Plan Gas que expiran en 2028).
De esa reunión salió un pedido de opinión al ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, cuya respuesta nunca llegó.
El planteo de Martínez es que las empresas concesionarias de estos proyectos estarán “de ambos lados del mostrador” y que podrán facturarse el gas que se produce en Vaca Muerta “a un precio ínfimo”, inferior al que actualmente tiene en el mercado interno y al que se exporta a Chile.
El gobernador Figueroa quiere dinamizar las inversiones en infraestructura en la provincia.
“Y este tipo de maniobra o asiento contable tiene justamente su objeto en pagar la menor cantidad de regalías posible porque, a menor precio de venta denunciado, se pagarán menores montos de regalías e Ingresos Brutos a Neuquén”, sostuvo.
Martínez volvió a pedir por su proyecto este mes cuando el ministro de Economía de la provincia, Guillermo Koenig, asistió a la Legislatura a exponer el Presupuesto 2026. El diputado recibió apoyo de uno de los principales armadores del MPN, Claudio Domínguez, y el funcionario reconoció en esa reunión que es un tema está en evaluación en el gobierno.
Según pudo saberEconoJournal, hay conversaciones entre el Ejecutivo y las empresas, particularmente YPF, aunque desde el gobierno evitaron anticipar cuáles son las alternativas sobre la mesa.
Dos formas de calcular
En la bancada del MPN, que funciona como aliado de Rolando Figueroa en la Legislatura, evaluaron que es una discusión para dar el año que viene, aunque en el bloque oficialista no se mostraron tan abiertos a negociar una ley, salvo que haya un pedido expreso del gobernador.
“La idea no es ponerle un precio al gas. Si quieren, pueden regalarlo. Pero las regalías las van a tener que liquidar con un valor de referencia”, reveló uno de los armadores de la bancada emepenista, quien entendió que, en el caso de YPF, “va a ser el mismo el que produce, lo transporta y lo vende en el barco” y ahí es donde se puede generar una “trampa”.
En esta propuesta, el parámetro se fijaría en función del precio del gas domiciliario, pudiendo ser el de los proyectos de GNL o de exportación a Brasil hasta un 20% inferior. Una suerte de “tope” que les impida a las empresas, por ejemplo, comprar el gas neuquino a 1,75 dólares o menos para que cierren los márgenes de rentabilidad.
El proyecto de Darío Martínez, por su parte, propone que el precio de referencia para la liquidación de regalías se calcule en función del “precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno”.
En el despacho del legislador estimaron que, con los planes anticipados por YPF para el primer barco licuefactor del proyecto Argentina LNG, con capacidad para procesar unos 30 millones de m3 día, la Provincia podría recaudar anualmente unos 166 millones de dólares si el precio del gas neuquino se mantuviera cercano a los 3,5 dólares MMBtu, que es el actual promedio.
Pero si el precio del gas para el proyecto de GNL se estableciera en 1,75 el MMBtu, la recaudación anual de regalías caería a 83 millones de dólares. En caso de incorporar un segundo barco, los números se duplicarían.
El gobierno de Neuquén proyectó un cálculo de regalías para todo el 2026 de unos 480 millones de dólares, con un precio proyectado en 2,94 dólares el MMBtu, lo que todavía no incluye las exportaciones de GNL, que se prevén recién para el 2027.
El gobierno difundió este viernes las ofertas económicas para avanzar con la privatización de las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue por un período de 30 años. Solo uno de los históricos licenciatarios seguirá al frente de la central que venía operando, mientras que en las otras tres habrá cambio de manos. El monto total ofertado se elevó a US$ 684,3 millones.
Piedra del Águila, la represa de mayor potencia del complejo hidroeléctrico del Comahue.
Piedra del Águila.Central Puerto ofreció US$ 245 millones por Piedra del Águila. Fue la propuesta más competitiva y seguirá operando esa represa de 1440 MW de capacidad. Es la única firma que se aseguró la continuidad. Sus principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.
Alicurá.Edison Energía ofertó US$ 162.040.002 y se quedará con Alicurá desplazando a la estadounidense AES, que venía operando la represa y participó de la licitación, pero hizo una oferta menos competitiva y quedó segunda entre las nueve firmas que participaron de esa contienda. Edison está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss. Alicurá tiene una potencia instalada de 1050 MW.
El Chocón-Arroyito. BML inversora ofertó US$ 235.671.294 y se quedará con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. BML es controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.
Planicie Banderita – Cerros Colorados. BML inversora también realizó la mejor oferta por Planicie Banderita con US$ 41.671.294, pero en este caso habrá desempate con Edison Energía para ver quién se queda con la central. El grupo de los hermanos Neuss ofertó US$ 38.000.000, un 8,81% por ciento menos y el pliego dice que si alguna de las firmas que participaron de la licitación quiere quedarse con una segunda central debe tener una diferencia de precios mayor al 10% o ir a un desempate. La capacidad de generación de Planicie Banderita es de 472 MW.
Repercusiones
“Recibimos ofertas por un total de US$ 685 millones por la concesión de las cuatro centrales hidroeléctricas. Piedra del Águila, el Chocón y Alicurá ya tienen ganadores y Cerros Colorados irá a un desempate. Se vuelve a confirmar el interés del sector privado en invertir en Argentina cuando las reglas están claras. Felicitaciones a las compañías ganadoras”, aseguró en X el ministro de Economía, Luis Caputo.
“Estamos muy orgullosos del paso que acabamos de dar. Es un hito en la estrategia de crecimiento del Grupo MSU y nos posiciona entre los principales generadores de energía renovable del país. Con este tipo de inversiones, reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo de la Argentina a largo plazo”, afirmó Manuel Santos Uribelarrea, fundador y CEO del Grupo MSU, a través de un comunicado, donde no solo se dio por ganador en El Chocón sino también en Cerros Colorados, donde presentó la mejor oferta, pero irá a desempate. “La incorporación de estos complejos refuerza nuestro rol como proveedor estratégico de energía para las industrias argentinas y nos permite abastecer a clientes actuales y futuros, impulsando una matriz más sólida para el país”, expresó Santos Uribelarrea.
La tradicional 1000 Millas Sport Argentina 2025 tiene una vez más a Puma Energy como combustible oficial para la competencia internacional que se inició el miércoles 26 de noviembre y se extenderá hasta el sábado 29 de noviembre en San Carlos de Bariloche, Rio Negro.
Con más de 100 participantes, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 36ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS).
“Para Puma Energy es un orgullo ser el combustible oficial de la 36° edición de las 1000 Millas Sports. Estar presentes en un evento tan emblemático nos permite acompañar a una comunidad apasionada por la precisión, la historia y la performance. Nuestra participación reafirma el compromiso de Puma Energy con la calidad de nuestros combustibles y con quienes disfrutan de la conducción en su máxima expresión”,destacó Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy.
1000 Millas Sport Argentina 2025 tiene una vez más a Puma Energy como combustible oficial para la competencia internacional
Combustible oficial
Esta competencia reúne modelos sport históricos con pilotos que, durante tres jornadas, exhiben sus destrezas en una serie de pruebas a lo largo de todo su recorrido.
Con 1.600 kilómetros de distancia, el programa se divide en tres etapas que tienen como punto de partida y llegada al mítico Hotel Llao Llao. Durante toda la carrera, que recorre escenarios naturales únicos, los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de Puma Energy. La competición ha sido incluida en el calendario de la Federación Internacional de Vehículos Antiguos y fue declarada de interés turístico por el gobierno de la provincia de Neuquén.
La competencia de autos deportivos clásicos realizará su 36ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS).
El evento
El evento deportivo será fiscalizado por la Comisión Deportiva Automovilística del Automóvil Club Argentino. La prueba es puntuable para el Campeonato Argentino de Regularidad Sport Histórico. La iniciativa tiene un enfoque social que hoy es parte estructural de la competencia: se realizará un remate a beneficio del Banco de Alimentos y se sumaron acciones junto a diversas entidades de fuerte presencia en la región como la Fundación Challenge, Puentes de Luz en San Martín de los Andes, Fundación Cruzada Patagónica y otras múltiples comunidades locales.
Tres etapas
La primera etapa comenzó el jueves 27 con la largada desde el Hotel Llao Llao. Los vehículos recorrieron Circuito Chico, Circunvalación, Brazo Huemul, Villa La Angostura, Reserva Natural, Camino 7 Lagos, Paso Cardenal Samore, Villa La Angostura, Dina Huapi – Los Juncos – Dina Huapi – Bariloche hasta llegar nuevamente al Llao Llao.
La segunda etapa inicia el viernes 28 desde el Hotel Llao Llao. Los autos transitarán por Bariloche, Villa La Angostura, Camino de los 7 Lagos, San Martín de Los Andes, Junín de los Andes, Alicurá, Confluencia y Villa Llanquín, volverán a Bariloche y finalizarán en el Llao Llao.
La tercera etapa será el sábado 29 y tiene otra vez como punto de partida al Llao Llao. En esta parte, los competidores circularán por Circuito Chico, Cerro Catedral, Villa Mascardi, El Bolsón, Baqueanos y Cerro Catedral para finalizar en el Llao Llao.
El gobierno reformulará la operatoria del esquema de subsidios a las facturas residenciales de gas y electricidad. Son cambios más de forma que de fondo, dado que en lo inmediato la iniciativa —que fue oficializada este viernes en el Boletín Oficial a partir de la convocatoria a una audiencia pública para presentar las modificaciones— no tendrá un impacto significativo para la mayoría de los hogares.
De hecho, los hogares de mayor poder adquisitivo podrían ser más afectados que los de bajos recursos. A raíz de eso, desde el el área energética del Ejecutivo, que responde al viceministro Daniel González, sostienen que en 2026 los subsidios se focalizarán en los hogares más vulnerables.
En esa clave, la Secretaría de Energía buscará relanzar la cobertura a los consumidores de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en garrafas, que son los que enfrentan mayores costos de la energía porque no cuentan con gas natural en redes. Los 3,36 millones de inscriptos bajo el paraguas del Plan Hogar, que subsidia la demanda de gas envasado y se licuó en los últimos dos años porque los montos que involucra el programa no se actualizan desde mediados de 2023, deberán registrarse en el RASE (Registro de Acceso a los Subsidios de Energía), que cambiará de nombre. Aquellos que se registren pasarán a percibir un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío (más de lo que cobran ahora) y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales. Esa es una de las principales novedades que introducirá el nuevo sistema.
Dos en lugar de tres
En lo formal, el cambio más visible es que, a diferencia de la segmentación actual —heredada del gobierno de Alberto Fernández—, que estableció para asignar subsidios tres categorías de hogares en función de su condición socioeconómica (N1 para los de altos ingresos; N2 para los sectores populares y N3 para los segmentos medios), el nuevo sistema sólo reconocerá dos tipos de usuarios: los que seguirán recibiendo subvenciones del Estado, que en los hechos implicará fusionar en un mismo bloque a los hogares N2 con la mayoría de los N3, y aquellos usuarios que no percibirán subvención alguna.
Para determinar quiénes ingresan en uno u otro segmento se aplicará un filtro central: tendrán un subsidiado aquellos hogares con ingresos totales —a partir de la sumatorio de los haberes de todos los adultos que integren esa familia— inferiores a tres canastas básicas totales (CBT) tipo 2 del Indec, que hoy rondan los $ 3,64 millones mensuales. Hasta ahora eran 3,5 CBT. Seguirán estando vigentes los criterios de exclusión actuales como ser titular de más de un inmueble o de aeronaves o embarcaciones de lujo; poseer vehículos de poca antigüedad y haber comprado moneda extranjera, entre otros.
Impacto controlado
De arranque, el nuevo esquema —que entrará en vigencia el 1º de enero de 2026— tendrá un impacto limitado en el universo total de usuarios subsidiados: sólo un 4% de los hogares que hoy perciben algún tipo de subvención del Estado en sus facturas lo perderán a lo largo del año que viene. Son mayoritariamente usuarios N3 que cobran más de tres canastas básicas. En el segmento eléctrico, por ejemplo, unos 145.000 usuarios domiciliarios dejarán de estar subsidiados, de una masa total de usuarios de energía eléctrica que a nivel nacional asciende a unos 16,6 millones.
El porcentaje del precio de la electricidad y del gas natural que cubrirá el Estado será móvil a lo largo de todo 2026. La meta del gobierno es que para diciembre del año que viene, el Tesoro cubra un 50% del precio mayorista de la energía (PEST) y del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST) de los hogares que reciban subsidios. Pero para llegar a esa alícuota final se establecerán un camino gradual que durará 12 meses. En enero, por ejemplo, el Estado cubrirá un 75% del precio mayorista. En febrero, un 73%. Y luego continuará un sendero decreciente hasta llegar al 50% de subsidio en 2026.
Por eso se infiere que en el verano no habrá un impacto marcado para los usuarios que sigan subsidiados (hoy distribuidos en los segmentos N2 y N3). Sí podría haber un mayor efecto sobre la factura de los usuarios de altos ingresos —N1, según la categorización actual—, que representan un 44% de los usuarios eléctricos y un 47% en el caso del consumo residencial de gas.
El viceministro Daniel González había anticipado en el Congreso una baja de los subsidios energéticos.
Sucede que, aunque discursivamente suele decirse que esos hogares no reciben subsidios y pagan el precio pleno de la energía, en rigor no es así. Los hogares N1 están pagando cerca de 58.000 pesos por cada megawatt por hora (MWh) consumido cuando, en cambio, si abonaran el precio real (monómico), deberían pagar cerca de 67.000 $/Mwh, es decir, un 15% más.
El nuevo diseño prevé que, a partir de enero, en pleno verano, los hogares no subsidiados empezarán a pagar el precio pleno de la energía. A aquellos hogares permanezcan dentro del universo subvencionado se les subsidiará un bloque de consumo de 300 kilowatt por hora (KWh) por mes. Es un promedio entre lo que se les bonifica hoy en día a los hogares N2 (350 KWh) y N3 (250 KWh). Si consumen por encima de ese volumen protegido deberán pagar el precio pleno de la energía.
Delay e impacto fiscal
Para evaluar el impacto de los cambios implementados en el caso del gas natural, habrá que esperar algunos meses. Se definió que los hogares comenzarán a pagar un precio PIST plano en todo el año de US$ 3,80 por millón de BTU. Hoy pagan unos 3 dólares. Al igual que con la electricidad, se optará por un retiro gradual: en enero la bonificación para los hogares subsidiados será del 75%. Irá descendiendo por mes hasta llegar al 50% en diciembre de 2026.
Por eso, para que el nuevo esquema se sienta de lleno en las facturas habrá que esperar hasta el invierno porque, en los meses de calor la estacionalidad (en verano el consumo residencial de gas se desinfla) morigerará el impacto.
La secretaria de Energía, María Tettamanti.
Con estos cambios, el gobierno quiere que los subsidios energéticos no representen más que 0,5 puntos del PBI en 2026. Este año que termina cerrarán en torno a 0,65 puntos, por lo que se aspira a lograr una baja de sólo 0,15 puntos.
Es que, en realidad, el trazo grueso del ajuste en materia de subsidios ya fue realizado durante los dos primeros años de gestión de LLA. En 2023, los subsidios energéticos se llevaron 1,5 puntos del Producto. En 2024, cayeron hasta un punto básico. Y este año cerrarán un 0,65. Eso quiere decir que en el gobierno cortó más de la mitad de los subsidios al gas y la electricidad en los últimos 24 meses (0,85 puntos del PBI), mientras que proyecta recortar un 0,15% adicional en los próximos 12.
San Antonio Internacional (SAI), uno de los principales proveedores de equipos de torre para la industria de Oil&Gas, anunció este viernes la incorporación de Nicolás Ziperovich como nuevo Chief Executive Officer (CEO) de la compañía. La designación forma parte del proceso de transformación institucional iniciado este año a partir del ingreso de la firma DQN Energy, una firma de accionistas argentinos, que reemplazó al fondo Lone Star como grupo de control de la empresa.
Desde San Antonio indicaron que la llegada de Ziperovich es parte del proceso de integración de la firma de inversiones de capitales nacionales especializada en el sector energético, con foco en la generación de valor a largo plazo, modernización, fortalecimiento operativo, seguridad, eficiencia y calidad de servicio.
Nicolás Ziperovich, nuevo CEO de San Antonio
“San Antonio tiene una historia enorme y un talento humano excepcional. La industria está en un punto de inflexión y demanda innovación y estándares más altos de eficiencia y calidad operativa. Mi compromiso es estar cerca de los equipos, escuchar y construir junto a ellos una empresa más moderna, ágil y competitiva”, afirmó Ziperovich.
La empresa apostará en esta nueva etapa a fortalecer la capacidad de acompañar la evolución del sector energético y las oportunidades que presenta el desarrollo de la industria de los hidrocarburos y la minería.
La empresa ofrece al sector operaciones certificadas bajo normas ISO que incluyen perforación, workover, pulling, y una gama de servicios especializados e integrados para proyectos de petróleo, gas y litio, tanto en entornos convencionales como no convencionales.
Trayectoria
El nuevo CEO es Ingeniero en Petróleo egresado del ITBA y cuenta con un máster de la Escuela de Negocios de la Universidad de Stanford. Aporta más de 20 años de experiencia en operaciones, análisis técnico y desarrollo de negocios en la Argentina y otros países como Estados Unidos, Venezuela, Perú y Colombia.
Su carrera incluye pasos por Repsol y Pluspetrol, con responsabilidades en ingeniería de producción, evaluación económica y planificación estratégica. También integró LNG Energy Group, en Colombia, contribuyendo al desarrollo de oportunidades de gas natural..
“No va a haber directamente inversión en la extracción petrolera o de gas, pero las empresas suizas pueden abastecer fundamentalmente a ese sector con tecnología, como ya lo han venido haciendo”, aseguró a EconoJournal el vicepresidente de la Comisión de Política Exterior de Suiza, Carlo Sommaruga, al ser consultado sobre cómo puede impactar en el sector energético el Acuerdo de Libre Comercio que el Mercosur firmó el 16 de septiembre con los cuatro países europeos que integran la EFTA (Suiza, Noruega, Islandia y Liechtenstein).
“La economía argentina va camino a ser más abierta y desregulada de lo que era antes. Las empresas suizas ya están, lo que están requiriendo es más flexibilidad y más facilidades para poder avanzar”, agregó el presidente de la Comisión suiza Marco Chiesa en un breve encuentro con periodistas realizado el miércoles en la Embajada Suiza.
La delegación suiza ofreció una conferencia de prensa en la embajada suiza.
El tratado abre canales comerciales, tecnológicos y de inversión con países que tienen fuerte presencia en ingeniería, servicios industriales, maquinaria, tecnología y trading de energía, sobre todo Suiza y Noruega.
Suiza no es un productor de petróleo, pero sí un exportador global de tecnología industrial, equipos de alta precisión, bombas, sistemas de control, servicios de mantenimiento y soluciones de eficiencia energética. Una de las firmas mencionada por los legisladores fue Sulzerque aporta tecnología clave para midstream, refinerías, manejo de fluidos y plantas de tratamiento. ABB es otra de las firmas con capitales suizos que ofrece “soluciones integradas de electrificación, automatización y digitalización” para la industria energética.
Además, en la reunión se destacó el caso de Mercuria que viene invirtiendo en Vaca Muerta a través de la subsidiaria Phoenix Global Resources y ahora pugna por quedarse con la red de estaciones de servicio de la marca Shell, que controla la brasileña Raízen.
Chiesa destacó que Suiza tiene inversiones en Argentina por 3000 millones de francos suizos (unos 3700 millones de dólares) y genera unos 11.600 puestos de trabajo.
¿Qué dice el acuerdo?
Tras ocho años de negociaciones y 14 rondas, el acuerdo de libre comercio se firmó finalmente el pasado 26 de septiembre en Río de Janeiro. Se trata del primer tratado de libre comercio con países desarrollados, que abarca no solo el intercambio de bienes, sino también servicios, inversiones, compras públicas, propiedad intelectual y sostenibilidad.
El acuerdo prevé que, al término de los períodos transitorios, alrededor del 96% de las exportaciones suizas con destino a los Estados del Mercosur estén totalmente exentas de aranceles. A su vez, Suiza concedió 25 contingentes de importación bilaterales a los Estados del Mercosur para productos agrícolas sensibles, especialmente la carne. En temas de sustentabilidad, las partes asumieron compromisos vinculantes sobre los principales temas de sostenibilidad relacionados con la actividad económica, en particular el cambio climático, la gestión sostenible de los recursos forestales y marinos, la biodiversidad y la protección de los trabajadores.
Gracias a su esquema de entrada en vigor escalonado, conocido como aplicación “por pares”, el acuerdo Mercosur – EFTA permitirá que las preferencias comerciales comiencen a aplicarse de manera bilateral desde 2026, a medida que cada Estado Miembro complete su proceso de ratificación parlamentaria. Esto significa que bastará con que un país de cada bloque notifique su ratificación para que, tres meses después, se activen las ventajas arancelarias entre ese binomio.
Los representantes suizos señalaron que el parlamento de ese país podría ratificar el acuerdo en junio de 2026. A su vez, durante su visita a la Argentina los miembros de la comisión mantuvieron una reunión con el canciller argentino Pablo Quirno, quien les aseguró que el gobierno trabaja para que el tratado sea ratificado por el Congreso argentino. Además, los senadores señalaron que el presidente Javier Milei fue invitado al país helvético y podría llegar a viajar en junio del año próximo.
La visita oficial
La delegación visitó también el Club Suizo de Buenos Aires ubicado en la localidad de Tigre; celebraron un almuerzo de trabajo en la Cámara de Comercio Suizo-Argentina (CCSA); se trasladaron a General Rodríguez para una visita a Just, empresa suiza de productos cosméticos que desde su planta argentina exporta a todo América; mantuvieron un intercambio con integrantes de la organización Poder Ciudadano en torno al estado de la democracia en Argentina; y visitaron el Parque de la Memoria, donde la Embajada de Suiza en Buenos Aires apoya una muestra especial a 40 años del Juicio a las Juntas.
La delegación suiza visitó el Parque de la Memoria.
Según detallaron desde la embajada suiza, los senadores se interesaron particularmente por el Parque de la Memoria y por los ciudadanos suizos desparecidos durante la última dictadura, muchos de los cuales eran jóvenes estudiantes al momento de su desaparición. Como cierre del recorrido por el muro con las inscripciones, se acercaron a la barandilla, junto al cauce, y arrojaron flores blancas en homenaje a las víctimas del terrorismo de Estado. Luego recorrieron la muestra “Señores jueces: nunca más. Del juicio a las Juntas Militares al presente”, un proyecto producido por el Parque de la Memoria y la organización Memoria Abierta, con acompañamiento de las Embajadas de Suiza, Francia y Alemania.
Además de por Chiesa y Sommaruga, la delegación estuvo integrada por Tiana Moser (Partido Verde Liberal, Zúrich), Beat Rieder (Partido del Centro, Valais), Daniel Jositsch (Partido Socialdemócrata, Zúrich) y Andrea Anastasi, jefe del Departamento de Asuntos Internacionales del Parlamento Suizo.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) destaca la publicación del Decreto 838/2025 del Poder Ejecutivo Nacional en el Boletín Oficial, que modifica el Decreto 1001/1982 y avanza en la simplificación y unificación del sistema de garantías aduaneras aplicables a las operaciones de importación y exportación.
“La norma extiende el uso de un mecanismo de garantía simplificada, que ya estaba habilitado para las exportaciones, a las operaciones de importación, tanto definitivas como suspensivas, permitiendo que los operadores de comercio exterior presenten como garantía suficiente un documento firmado bajo las condiciones que establezca la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA)”, aseguraron desde la Cámara.
Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP
Régimen de garantías aduaneras
«Esta es una noticia positiva para todo el sector productivo. La simplificación del sistema de garantías para las importaciones temporales era un pedido que hicimos llegar en su momento al ministro de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina, el Dr. Federico Sturzenegger, como parte de nuestras propuestas de desregulación. Implica un ahorro de tiempo y costos para las empresas, lo cual es fundamental para la competitividad de las exportaciones de la industria química y petroquímica», señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®.
Nuevo esquema
Agilización de trámites: la unificación del sistema de garantías reduce procesos administrativos y tiempos de gestión.
Reducción de costos: disminuyen las exigencias vinculadas a fianzas bancarias y otros instrumentos financieros tradicionales.
Homogeneización normativa: se establece un procedimiento más uniforme y moderno para las operaciones aduaneras, sin afectar los controles fiscales.
La CIQyP® considera que este cambio normativo constituye un paso en el camino hacia una mayor previsibilidad y eficiencia en las operaciones de comercio exterior, en particular para aquellas vinculadas al régimen de importaciones temporales utilizado por empresas exportadoras.
El mercado de capitales registró este miércoles un hito significativo con el lanzamiento del Fideicomiso Financiero Individual “Desarrollo Minero Martín Bronce”. Este instrumento de inversión, cuya estructuración fue gestionada por Cohen Aliados Financieros, marca una innovación al ser el primero diseñado para canalizar capital privado directamente hacia un proyecto minero en etapa de producción real.
El Fideicomiso Financiero tiene como objetivo estratégico financiar la industrialización, producción y exploración del proyecto “Martín Bronce”, iniciativa a cargo de MOM Mining S.R.L. El yacimiento, ubicado en la localidad de Palma Sola, Jujuy, representa un esfuerzo productivo clave para el desarrollo regional y nacional.
En momentos de desarrollo de proyectos millonarios de clase mundial, este yacimiento es el único que produce y exporta cobre en el país desde Jujuy, luego del cierre de bajo de la Alumbrera, en 2018, que operó durante dos décadas en la provincia de Catamarca y marcó una era de la minería metálica de país.
La implementación de este modelo calificado como «financiamiento seguro y transparente» sienta un precedente. Su potencial replicabilidad en otras compañías podría acelerar la expansión del sector minero argentino, promoviendo soluciones financieras que generan un impacto tangible y sostenible en el tiempo, especialmente en una industria clave para el crecimiento federal del país.
El mercado de capitales se prepara para una era de desarrollo minero.
Mediante esta operación en particular, se espera acelerar la producción de cemento de cobre. Este proceso permite obtener cobre metálico -insumo crítico para la transición energética global- a partir de soluciones minerales. La confirmación del nuevo instrumento en el mercado de capitales local permitirá vincular la inversión privada con proyectos concretos que contribuyen a la economía y a la generación de divisas.
El financiamiento en la nueva era minera
“La minería del cobre es un eje relevante para la transición energética global, y este instrumento ofrece una vía transparente y regulada para que los inversores participen en ese proceso”, señaló Matías Salcedo, responsable de Financiamiento en Cohen al presentar el instrumento este miércoles. “Se transforma el ahorro inmovilizado en una participación directa en la producción real, cumpliendo con la demanda de soluciones de inversión inexistentes hasta hoy en el mercado”, agregó.
La estructuración del fideicomiso respondió a una necesidad específica del cliente minero y demandó un exhaustivo análisis técnico, regulatorio y financiero. El diseño del instrumento se centró en la trazabilidad de los fondos y la gobernanza del proyecto, garantizando así un esquema seguro y transparente para todos los participantes.
Diego Zuliani, socio gerente de MOM Mining, resaltó la relevancia de la estructura: “Para una compañía minera como la nuestra, disponer de un instrumento fiduciario específico es un paso fundamental para ordenar, escalar y dar previsibilidad a un proyecto de largo plazo. Este fideicomiso nos permite avanzar con un esquema financiero sólido y compatible con el impacto directo en el territorio jujeño y la comunidad local”.
Entre los detalles técnicos, el Fideicomiso, por un lado, ofrece los Valores de Deuda Fiduciaria (VDFA ) con una tasa anual del 7% en dólares, plazo a 23 meses, pagos mensuales y un plazo de gracia de 6 meses. El 100% de la garantía de capital e intereses está respaldada por T-Bills (Bonos del Tesoro de Estados Unidos), y tiene como plus la participación vinculada al aumento del precio del cobre, con referencia de US$ 10.000 por tonelada.
La otra opción son los Certificados de Participación (CP), que opera a un plazo de 37 meses, con un retorno vinculado a la participación directa en los resultados económicos del proyecto minero, y una remuneración equivalente al 15% de las ventas brutas de cobre, pagadera de forma semestral.
Genneia abastecerá con energías renovables a la planta de concentrados de Coca-Cola en Buenos Aires y a su centro de almacenamiento de Ezeiza. El suministro se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años.
La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, gerente general de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.
La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, gerente general de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
Energía renovable
Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.
“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa.”, expresó Andrews.
García manifestó: “En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía.”
Nuevo contrato
“Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país”, destacaron desde Genneia.
La venta de las estaciones de servicio Shell, controladas por la empresa brasileña Raízen, entró en su etapa final, aunque todavía hay algunos puntos abiertos que podrían demorar el cierre de la operación.
El trader suizo Mercuria, en asociación con José Luis Manzano, presidente del holding Integra Capital, y otros empresarios locales como Mauricio Filiberti, ofertaron más de US$ 1200 millones y quedaron por encima del resto de las empresas que participan del proceso de venta, según anticipó La Nación.
Raízen controla unas 700 estaciones de servicio de Shell.
La propuesta económica de Vitol, otro trader global de materia prima, fue menor, pero la firma no quedó fuera de la negociación, como sí lo están CGC, la compañía energética de Corporación América, y Trafigura, que controla la marca Puma, cuyas ofertas quedaron en el camino.
Fuentes al tanto de la operación indicaron a EconoJournal que en estas semanas se terminará realizar el proceso de due diligence, tal como se conoce a la instancia de análisis exhaustivo del negocio para verificar que toda la información presentada por la parte vendedora sea real, completa y sin riesgos ocultos. Es clave relevar la existencia de pasivos contingentes y reclamos abiertos en el plano legal, entre otros aspectos.
Si no surge ningún imprevisto en ese proceso, Manzano y Mercuria estarían dispuestos a avanzar, pero en el último tiempo hubo un cambio accionario en la estructura social de Raízen que podría llegar a alterar los planes.
¿Qué pasó con Raízen?
La brasileña Raízen fue fundada como una joint venture 50-50 entre Shell y Cosan, firma líder en producción de azúcar, etanol y bioenergía en Brasil. A su vez, Raízen es una empresa pública y una parte de sus acciones cotiza en la bolsa brasileña. Según los últimos datos disponibles el grupo controlante posee el 88,1% de las acciones y el resto está en manos de bancos y fondos de inversión como Wellington Management, Baillie Gifford, Norges Bank y BlackRock.
BTG Pactual, uno de los mayores bancos de Brasil, recibió a comienzos de este año un mandato para conducir la venta de los activos de Raízen en la Argentina. Sin embargo, en septiembre Cosan lanzó una ampliación de capital de hasta 10.000 millones de reales y una parte sustancial de esa inyección de fondos —unos 4.500 millones de reales— provino de BTG Pactual.
Luego de esa operación se firmó un acuerdo entre los accionistas históricos de Cosan y los nuevos inversores —incluyendo a BTG— a través de una estructura compartida. Esa inversión convierte a BTG (y los fondos vinculados) en “anchor investors” —es decir, socios de peso — lo que le otorga influencia determinante en Cosan.
Uno de los hombres fuertes de BTG Pactual, y ahora también de Cosan, es André Esteves, un banquero brasileño, quien, según revelaron a EconoJournal, fuentes al tanto de la negociación, podría dilatar el cierre de la venta de los activos de Raízen en Argentina, pues considera que luego del triunfo de Javier Milei en las elecciones legislativas ese patrimonio se revalorizó. “Es probable que Esteves no quiera vender por menos de US$ 1500 millones porque ya no tiene la urgencia de Cosan, que necesitaba vender sí o sí”, afirmó a EconoJournal un poderoso empresario local que intentó sumarse sin suerte a último momento al proceso de venta de Raízen.
¿Qué posee Raízen en Argentina?
Raízen es el segundo jugador del mercado doméstico de combustibles, sólo por detrás de YPF. Al comercializar la marca Shell, está ubicado en uno de los segmentos más apetecibles del universo de consumidores, caracterizado por priorizar calidad por sobre precio. Posee actualmente la histórica refinería de Dock Sud, donde está finalizando un proceso de inversión de optimización de sus instalaciones por más de US$ 750 millones, y gestiona más de 700 estaciones de servicio Shell, que representan el 19% del despacho de combustibles en la Argentina.
Desde la provincia de Formosa ratificaron que mantendrán la política de seguir subsidiando al Valor Agregado de Distribución (VAD) para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios), uno de los tres componentes de las tarifas eléctricas, además del precio de la energía y del transporte.
La provincia se pronunció el mismo día que el gobierno nacional anunció cambios en el esquema de otorgamiento de subsidios a los usuarios residenciales del gas natural y la electricidad. La provincia reafirmó que sostendrá el subsidio llamado Esfuerzo Formoseño, que “permite que el 90% de los usuarios residenciales mantenga una de las tarifas eléctricas más bajas del país, aún en un contexto de aumentos superiores al 270% desde el inicio de la gestión de Javier Milei”, destacaron desde Formosa.
La reforma del gobierno nacional comenzará el 1° de enero. Como aspecto más destacado prevé eliminar la segmentación por niveles de ingresos en usuarios N1, N2 y N3 y “reemplazarla por un sistema focalizado con solo dos categorías: usuarios que recibirán un subsidio parcial y usuarios sin subsidio, que pagarán tarifa plena”, señalaron desde la provincia.
Además, subrayaron que “el cambio dejará sin la bonificación plena a unas 140.000 familias de ingresos medios que, hasta ahora, contaban con un subsidio del 100% sobre un consumo de hasta 250 kWh mensuales y pasarán a recibir solo una cobertura del 50% por ese mismo volumen de energía”.
“El recorte de los subsidios y el aumento de la tarifa comenzarán a regir en pleno verano, una de las etapas de mayor demanda energética, principalmente en la zona NEA”, afirma el comunicado.
Subsidios
También indicaron que “Formosa tomó una decisión en sentido contrario: desde el inicio de la gestión de Javier Milei, las tarifas eléctricas acumulan aumentos superiores al 270%. Frente a esto, la provincia resolvió sostener el subsidio Esfuerzo Formoseño, una herramienta clave que permite amortiguar el impacto del ajuste sobre los usuarios residenciales”.
“Este esquema beneficia actualmente a cerca del 90% de los hogares formoseños de ingresos bajos y medios, absorbiendo gran parte del VAD que integra la factura. Gracias a esta política, Formosa logró posicionarse entre las provincias con las tarifas eléctricas más bajas del país, como dio a conocer el último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA-CONICET”, concluye el comunicado de la provincia.
El Grupo Metropol, la empresa especializada en movilidad, recibió un total de 150 colectivos impulsados a Gas Natural Comprimido (GNC) desarrollados por King Long, fabricante mundial de buses de China.
La iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones destinada a renovar por completo la flota de las líneas que la empresa opera en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
“Esta iniciativa representa un avance concreto en la transición hacia energías más limpias, eficientes y sostenibles en el transporte público. Esta inversión marca un antes y un después en la movilidad. Es el paso más grande que se ha dado hacia un transporte más limpio, y es posible gracias a los incentivos que dispuso el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires en su plan de Movilidad Sustentable”, destacaron desde la empresa.
La iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones
Renovación de su flota
Los vehículos ya iniciaron su traslado hacia la Argentina y comenzarán a arribar entre diciembre y enero, dando inicio a una nueva etapa para la movilidad urbana del AMBA.
“Estar en la planta, ver las unidades terminadas y listarlas para su embarque es un momento histórico para nuestra empresa y para el sector. Esta inversión refleja nuestro compromiso con una movilidad más limpia, moderna y eficiente para los pasajeros y para la ciudad”, destacó Eduardo Zbikoski, director de Grupo Metropol.
Los 150 colectivos impulsados a GNC fueron desarrollados por King Long, fabricante mundial de buses de China.
Un transporte eficiente
Los nuevos colectivos a GNC permiten una operación más amigable con el ambiente, mejorando la calidad del aire y el confort urbano:
● Reducción de material particulado (PM) → aire más puro y respirable
● Reducción de óxidos de nitrógeno (NOx) → menos impacto en la salud
● Hasta 25% menos emisiones de CO₂ por kilómetro
● Operación más silenciosa → viajes más agradables y entornos urbanos más
tranquilos
“Los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel, contribuyendo significativamente a los objetivos climáticos de la Ciudad”, aseguraron desde Metropol.
Los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel.
¿Por qué GNC?
El GNC es hoy la alternativa más accesible y escalable para acelerar la transición energética del transporte, gracias a su disponibilidad, infraestructura operativa existente y beneficios económicos y ambientales. Permite disminuir la dependencia del gasoil importado, promover proveedores y servicios nacionales, y avanzar en un modelo sustentable y competitivo.
Cada colectivo además incorpora:
● Sistema ADAS de asistencia a la conducción
● Cámaras de seguridad y telemetría avanzada
● Sensores inteligentes para un mantenimiento predictivo y mayor seguridad
Tecnología de vanguardia, escala y velocidad
Según informaron desde la empresa, la producción y entrega de las 150 unidades se completó en tiempo récord, con un ciclo de fabricación de solo 16 días hábiles, demostrando la capacidad tecnológica y de volumen del ecosistema industrial chino.
King Long es el tercer fabricante de buses a nivel mundial. Cada día produce 70 buses. Está importante venta para Argentina, representa el 20% de sus operaciones en América Latina.
“Traemos los colectivos de China, pero formamos el talento acá. Es un cambio que empieza por las personas”, destacó Javier Zbikoski, director de Grupo Metropol.
El ministro de Economía, Luis Caputo, tiene previsto firmar este jueves acuerdos con los gobernadores de Santa Cruz y Neuquén para avanzar con la eliminación de los derechos de exportación del crudo convencional. Es el mismo esquema que se cerró la semana pasada con la provincia de Chubut destinado a preservar la actividad en las cuencas maduras.
El gobierno se compromete a reducir los derechos de exportación, fijados actualmente en 8 por ciento, y las provincias a acompañar ese esfuerzo con una serie de medidas que deberán explicitar dentro de los próximos 60 días.
Entre esas acciones provinciales se incluye un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos.
Las petroleras, que van a estar representadas por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), también comprometerán un esfuerzo, en línea con el gobierno nacional y las provincias.
La medida del gobierno nacional implica llevar la alícuota de las retenciones a cero en determinados rangos, lo que representa un alivio fiscal significativo para las empresas con operaciones exportadoras. Por lo tanto, se espera que esas firmas incrementen sus niveles de inversión.
Yacimiento maduro de la provincia de Santa Cruz en el Golfo San Jorge.
Acuerdo clave para Santa Cruz
Santa Cruz es la provincia que está más interesada en avanzar con el acuerdo porque, a diferencia de Neuquén, no tiene un volumen significativo de producción no convencional. La semana pasada oficializó la cesión a seis empresas de las diez áreas maduras que había dejado YPF.
El gobernador Claudio Vidal anticipó que enviará a la Legislatura un proyecto de ley para modificar el esquema de regalías hidrocarburíferas. La iniciativa —que va en línea con el acuerdo que se firmará con el gobierno nacional— busca adecuar la carga provincial a la realidad productiva de los yacimientos declinantes, con el objetivo de sostener la actividad, evitar el cierre de pozos y promover la inversión privada en nuevas tecnologías de recuperación.
“Vemos con muy buenos ojos este paquete de decisiones, que apunta de manera directa a la extensión y sustentabilidad de la vida útil de los campos maduros. La cesión de áreas, la eliminación de retenciones y un nuevo esquema de regalías conforman un marco coherente que brinda previsibilidad, dinamiza la inversión y permite dar continuidad operativa a yacimientos que han sido una fuente histórica de desarrollo para Santa Cruz», aseguraron desde Quintana Energy, una de las seis empresas que se quedó con las áreas de YPF junto con Patagonia Resources, Clear Petroleum, Roch Proyectos, Brest y Azruge.
«Creemos que los yacimientos convencionales maduros son un negocio diferente al de Vaca Muerta. En Vaca Muerta hay proyectos que superan el 30% de tasa interna de retorno. Eso es algo impensado para un convencional maduro con un petróleo semipesado o pesado donde la tasa de retorno equivale al 50% de lo que se puede ganar en Vaca Muerta«, había destacado a EconoJournal a fines de agosto el ministro de Energía provincial, Jaime Álvarez.
Una que sí y otra que no
Otra de las provincias que también firmaría el acta acuerdo en los próximos días es Río Negro, aunque todavía no hay una fecha confirmada. De hecho, la provincia está por lanzar un programa de incentivo a los yacimientos maduros, según adelantaron fuentes de la gobernación a este medio.
Mendoza, en cambio, no tiene previsto firmar. “La quita de derechos de exportación va a beneficiar a todas las cuencas y la baja de regalías es algo que Mendoza ya viene implementando. Por lo tanto, no hay ninguna obligación nueva para asumir”, señalaron fuentes del gobierno provincial.
La reducción de regalías que aplicó la provincia conducida por Alfredo Cornejo tiene distintos capítulos. En las concesiones vigentes se aplica sobre la producción incremental, pero el nuevo pliego que se aprobó, adaptándolo a las modificaciones de la ley 17.319 introducidas por la Ley de Bases, permite mejorar la inversión a cambio de una rebaja de las regalías.
«Por ejemplo, Petróleos Sudamericanos entró en el Clúster Norte, que es la Cuenca Cuyana, en áreas que tienen cortes de agua de entre 95% y 98% (NdR: porcentaje de agua que se extrae junto con el petróleo). Por lo tanto, para que el lifting cost (NdR: costo de operar y extraer un barril de petróleo en producción) lo soporte había que bajar la presión impositiva y esas áreas se prorrogaron con regalías del 7%. Cuando un operador nos plantea que sus costos son insostenibles, nos sentamos con ese operador y analizamos cuál es la mejor opción», detalló a comienzos de septiembre la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, en diálogo con EconoJournal.
La empresa líder en subastas industriales, Adrián Mercado, anunció que el próximo viernes 5 de diciembre llevará a cabo dos subastas de las reconocidas firmas Techint y José Cartellone Construcciones Civiles, motivadas por la renovación de sus flotas.
Ambas subastas se desarrollarán de forma online, contando con la presencia destacada del martillero público.
Las subastas serán de forma online
Las subastas
Durante las subastas, se podrán adquirir cientos de lotes que incluyen: Grúas, excavadoras, palas cargadoras, compactadoras, plataformas elevadoras, camiones, Pick-ups Toyota, automóviles, furgones, torres de iluminación, grupos electrógenos, acoplados, entre otros.
Adrián Mercado, titular y martillero de la firma homónima, resaltó: “Se abre una nueva oportunidad para cientos de pymes y particulares que buscan adquirir maquinaria en buen estado y a un valor conveniente, en dos destacadas subastas de firmas reconocidas por la cantidad, variedad y calidad de sus lotes”.
Para conocer los detalles de todos los lotes e inscribirse para participar, ingresá al siguiente enlace.
Durante las subastas, se podrán adquirir cientos de lotes que incluyen: Grúas, excavadoras, palas cargadoras, compactadoras, plataformas elevadoras, camiones, Pick-ups Toyota, automóviles, furgones, torres de iluminación, grupos electrógenos, acoplados, entre otros.
La Cámara Argentina de la Energía (CADE) designó a Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, como nuevo presidente de la entidad, como parte del proceso de renovación de autoridades decidido este martes por la Comisión Directiva para el período 2025-2027.
Cavallari asumirá el liderazgo de la Cámara que agrupa a las principales empresas de la industria energética de la Argentina. En tanto que el ex ministro de Economía, Miguel Peirano, se seguirá desempeñando como CEO de la entidad, cargo que ocupa enero de 2022.
Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, nuevo presidente de CADE.
La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral como vicepresidente I; Marcos Bulgheroni, de Pan American Energy como vicepresidente II; Julián Escuder, de Pluspetrol, como tesorero; y Germán Burmeister, de Shell Argentina, somo secretario.
Como vocales titulares ejercerán Martin Rueda, de Harbour; Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles; Martín Urdapilleta, de Trafigura Argentina; Pablo Arnaude, de DAPSA; y Pablo Bizzotto, de Phoenix.
La Cámara Argentina de la Energía es la entidad de nivel ejecutivo creada en 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, se reunió en las últimas tres semanas con directivos de las empresas productoras de gas natural para dar un paso más en la liberación del mercado. La titular de la cartera energética quiere que la empresa estatal Enarsa transfiera a las compañías distribuidoras —Metrogas, Camuzzi, Naturgy y EcoGas, entre otras— los contratos que tiene firmados con las petroleras bajo el paraguas del Plan Gas, que expiran en diciembre de 2028.
La cesión no será compulsiva, sino que Energía trabaja en un esquema de incentivos para que las productoras puedan aceptar de forma voluntaria que Enarsa salga de esos contratos, que representan cerca de un 30% del volumen de gas comercializado bajo la órbita del Plan Gas. El 70% restante está en cabeza mayoritariamente de Cammesa, la empresa mixta que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que es controlada por el Ejecutivo y se encarga de la provisión del hidrocarburo para las centrales termoeléctricas, y en menor medida de las propias de las propias distribuidoras.
La secretaria Tettamanti se reunió en las últimas semanas con las petroleras.
La intención ahora es correr a Enarsa para terminar con una parte de la intermediación del Estado con vistas a fomentar la recontractualización directa entre privados. Para eso, la clave es que las petroleras —como YPF, Total Energies, Tecpetrol, Harbour Energy (ex Wintershall Dea), PAE, Pampa y CGC, entre otras— acepten como contraparte a las distribuidoras, que en las últimas décadas enfrentaron recurrentes problemas de caja como consecuencias de los atrasos y congelamientos tarifarios en los que incurrió el Estado, fundamentalmente durante las administraciones kirchneristas.
Cerca de la Secretaría de Energía interpretan que con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que estableció una fórmula de ajuste automática para actualizar de forma mensual las tarifas residenciales de gas, las distribuidoras tienen espalda financiera para operar como sujetos de crédito y firmar contratos con las petroleras.
Plan Gas: un esquema de salida
La Secretaría de Energía aspira a publicar, en los próximos días, una resolución que especifique la estrategia oficial para conseguir una migración de esos contratos del Plan Gas. Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que entre los incentivos que tienen las petroleras para aceptar un cambio en la contraparte contractual figura, por ejemplo, que Enarsa no es un buen pagador de los volúmenes de gas que compra para luego cederle a las distribuidoras para cubrir la demanda residencial. La empresa estatal, que hoy es presidida por Tristán Socas, un funcionario que llegó al cargo por impulso del asesor presidencial Santiago Caputo, no sólo suele pagar fuera de término las facturas de las petroleras, sino que —a diferencia de Cammesa— tampoco reconoce intereses a los privados cuando abona fuera de plazo.
De hecho, algunas petroleras plantearon a Tettamanti la posibilidad de que el Estado reconozca intereses adeudados desde hace años (incluso desde la gestión de Alberto Fernández) como condición necesaria para que las empresas acepten que Enarsa salga de los contratos de Plan Gas. Sin embargo, la secretaria de Energía descartó de plano esa posibilidad.
A entender de la cartera energética, la vía para reclamar el cobro de esos montos es la judicial. Ese fue el camino que abrió una petrolera con activos en la zona sur del país, que logró que la Justicie obligue a la empresa estatal a reconocer esos intereses no pagados. Es probable que otras compañías afectadas opten por esa misma alternativa.
Otro de los puntos que se está conversando con la Secretaría es cómo saldar una deuda en favor de las petroleras que se acumuló cuando Enarsa compró menos gas de los mínimos previstos en los contratos de la ronda 4.2 del Plan Gas, incumpliendo de ese modo con las cláusulas de take or pay (tomar o pagar) incluidas en esos pliegos. El monto en cuestión es significativo: rondaría los US$ 200 millones, según indicaron a este medio fuentes privadas.
Una de las alternativas que se evalúa para saldar ese pasivo es extender la duración de los contratos de Plan Gas, que expiran en diciembre, hasta fines del primer cuatrimestre de 2029. También está en estudio incrementar los volúmenes del take or pay, que hoy se ubican en torno al 75/80%, hasta un 90 por ciento, otorgándole mayor previsibilidad a las productoras. Sin embargo, la discusión de Energía con los privados aún está abierta.
YPF y la compañía energética italiana Eni consolidaron este martes su relación estratégica en el mega proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), al firmar un acuerdo para la exploración conjunta del bloque offshore OFF-5 en aguas profundas de Uruguay, lo que puede convertirse en un antecedente valioso para replicar la experiencia en el Mar Argentino.
El bloque OFF-5, ubicado aproximadamente a 200 kilómetros de la costa uruguaya, abarca una extensión de alrededor de 17.000 kilómetros cuadrados y presenta profundidades de agua de hasta 4.100 metros, informó esta tarde la petrolera nacional.
Conforme al acuerdo, Eni Uruguay Ltd. adquirirá una participación del 50% en el bloque OFF-5 y asumirá el rol de operador, pendiente de la aprobación final de las autoridades uruguayas.
Los análisis geológicos indican que esta área comparte similitudes estructurales con la prolífica cuenca Orange del margen africano, particularmente en Namibia, zona de recientes y significativos descubrimientos de hidrocarburos. Esta analogía se basa en la evolución geológica común que antecedió a la separación continental del Atlántico, sugiriendo un potencial exploratorio considerable en el Margen Americano.
Uruguay adjudicó por primera vez en 2023, a través de la Administración Nacional de Combustible (Ancap), permisos de exploración petrolera en su mar territorial al adjudicar siete bloques de las cuencas marinas en el Océano Atlántico. De aquella licitación, además de YPF, Shell se adjudicó tres áreas, Challenger Energy otras dos, y Apa Corporation las dos restantes.
Alianza en el offshore
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó la importancia de la sinergia al señalar que «este acuerdo con Eni permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento globaly capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”.
La decisión de avanzar en la exploración de aguas profundas en Uruguay tiene la experiencia previa de YPF en su margen continental. La compañía de la Argentina, junto a Equinor, concretó la perforación del pozo exploratorio Argerich en el offshore argentino, un proyecto que no aportó resultados sobre la existencia de hidrocarburos, pero si conocimiento sobre las complejidades de la exploración en aguas ultraprofundas de la región.
El nuevo entendimiento con Eni refuerza el compromiso mutuo con el desarrollo energético regional y aprovecha la experiencia global de la firma italiana en operaciones offshore complejas, un factor clave para llevar adelante proyectos de esta envergadura, destacó YPF.
YPF y ENI socios en el GNL
Este acuerdo de exploración en Uruguay no es un evento aislado, sino que se enmarca en una colaboración más amplia y de gran envergadura entre ambas compañías. YPF y Eni son socios en el trascendental proyecto Argentina LNG, un ambicioso desarrollo destinado a la producción y exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a escala global.
Ambas compañías avanzan junto a la emiratí Adnoc en un acuerdo para la mayor de las etapas del proyecto Argentina LNG, con las cuales YPF buscará avanzar a comienzos del próximo año en la decisión final de inversión o FID, que les permitirá sair a buscar financiamiento por unos US$20.000 millones en el mercado internacional.
La alianza estratégica consolida a estas empresas para desarrollar infraestructura, licuefacción y comercialización internacional de GNL, con la premisa de comenzar exportar el gas de Vaca Muerta desde dos unidades flotantes de licuefacción frente a las costas de Río Negro. La proyección es de producir unos 12 MTPA con una capacidad de exportación de US$10.000 millones al año.
La compañía Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con una participación minoritaria de Integra Holding, se convirtió en el principal productor de petróleo de Río Negro. En octubre, la petrolera puso en marcha los primeros cuatro pozos exploratorios en el área Confluencia Sur, que se encuentra en la zona rionegrina de la formación no convencional y marcó un hito en la expansión de la frontera de Vaca Muerta.
En los hechos, Phoenix puso en producción el primer pad de cuatro pozos no convencionales que tuvieron una perforación de 3.000 metros de rama lateral, alcanzando una profundidad final de 6.350 metros cada uno.
La producción del nuevo pad en Confluencia Sur supera los 5.000 barriles diarios de petróleo (bbl/d) dentro del período de well testing, con proyección a continuar incrementándose. Este volumen se complementa con la producción de Confluencia Norte, superando los 7.000 bbl/d. De esta manera, Phoenix es responsable de más del 25% de la producción total de petróleo de Río Negro.
“El comportamiento dinámico de los pozos es excelente y en algunos de los casos, mostrando volúmenes de petróleo significativos en las primeras horas de ensayo”, señalaron desde la compañía.
“Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 105 etapas”, destacó la petrolera, que tiene activos en las cuencas Neuquina (Neuquén y Río Negro) y Cuyana (Mendoza).
Expansión de la frontera de Vaca Muerta
Los pozos no convencionales en Confluencia Sur de Río Negro confirman la presencia del reservorio Vaca Muerta en el área y con características de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en los bloques Mata Mora Norte (Neuquén) y Confluencia Norte (Río Negro).
El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, subrayó que “es muy impresionante cuando uno compara un mapa de Vaca Muerta de hace apenas algunos años. En algunos ni siquiera aparecía Mata Mora y en ninguno Confluencia. La visión estratégica del equipo de Phoenix y una ejecución de clase mundial, nos ha permitido poner en valor activos que no estaban en el radar de la industria”. Y añadió: “como rionegrino, estoy orgulloso de poder contribuir con mi provincia a que sea parte del proyecto más transformador que ha tenido la Argentina en las últimas décadas”.
Phoenix tiene un compromiso de inversión en Río Negro de US$ 110 millones en un plan de ejecución completa del pad de cuatro pozos dentro de la exploración de los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur. La inversión también incluye un total de siete pozos horizontales con rama lateral de 3.000 metros y el registro y procesamiento de sísmica 3D por 228 kilómetros para ambas áreas.
En los últimos años, Phoenix Global Resources invirtió en activos en Vaca Muerta: Mata Mora Norte y Sur en la provincia de Neuquén y Confluencia Norte y Sur en la provincia de Río Negro.
Con la adquisición de estas últimas dos áreas en julio de 2023, la compañía se consolida teniendo una presencia significativa en una de las formaciones de shale más grandes del mundo con 500 kilómetros cuadrados (km2) en una zona de productividad comprobada. En los últimos días alcanzó una producción de 19.000 bbl/d en sus activos no convencionales.
GeoPark, la petrolera independiente colombiana, anunció que los bloques no convencionales de petróleo Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, adquiridos a Pluspetrol en Vaca Muerta , impulsó significativamente su portafolio de activos. La empresa reportó un 430% de Tasa de Reemplazo de Reservas 2P (probadas y probables), logro que se debe principalmente a la incorporación de 36,7 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe) en la Argentina.
Esta adquisición estratégica ha transformado el perfil de la compañía. Las reservas 2P totales (Probadas y Probables) de GeoPark aumentaron un 38% interanual , y los activos argentinos en Vaca Muerta ya representan el 30% de las reservas totales certificadas de la empresa, comunicó la empresa al mercado, tras la reciente compra de los dos bloques a Pluspetrol en una operación valuada en US$115 millones.
Las primeras operaciones de Geopark en Vaca Muerta
Luego de una demorada llegada a Vaca Muerta tras un acuerdo frustrado con Phoenix Global Resources, el crecimiento fue tan significativo que el Índice de Vida de Reservas 2P (RLI) de GeoPark aumentó un 80%, alcanzando los 12,7 años. Además, la eficiencia de capital de la compañía se destacó con un bajo costo FD&A (en español: costo de hallazgo, desarrollo y adquisición) de USD 4,3 por boe en base 2P.
Los planes de Geopark en VacaMuerta
La empresa informó que inició la optimización en Loma Jarillosa Este y presentó Puesto Silva Oeste para certificación, logrando reclasificar 3,4 MMboe como reservas 2P y 24,6 mmboe como reservas 3P. En ese sentido, ya tiene en marcha un plan de desarrollo transformacional que incluye un nuevo programa de perforación para la segunda mitad de 2026, con el objetivo de alcanzar una meta de producción plateau de 20.000 boed para el año 2028.
El éxito en la Argentina se combina con una base de activos estable en Colombia, lo que resultó en un portafolio más sólido y diversificado. El Valor Presente Neto 2P (NPV10) después de impuestos de las reservas consolidadas de GeoPark se estimó en USD 1.300 millones , con un valor ajustado por deuda neta de USD 15,8 por acción.
En su informe al mercado, GeoPark precisó que en Colombia logró un crecimiento de reservas 2P de aproximadamente 2,6 MMboe (excluyendo el efecto de desinversiones), impulsado por revisiones técnicas en los bloques CPO-5 y Llanos 123. La base de producción estable del bloque Llanos 34 continúa contribuyendo a las reservas, apoyada en iniciativas de recobro mejorado, inyección de agua y perforación de pozos infill.
El CEO de GeoPark, Felipe Bayon, destacó que “la capacidad de la empresa para incrementar reservas significativas y al mismo tiempo mantener bajos costos es un testimonio de su enfoque estratégico y capacidades operacionales”. La eficiencia de capital demostrada por el costo FD&A de US$4,3 por boe subraya el enfoque disciplinado en la asignación de capital para generar barriles de alta calidad y valor agregado a costos competitivos.
Este bajo costo es clave para el portafolio, que equilibra el alto potencial de crecimiento de Vaca Muerta con la base de producción estable y madura de Colombia. La gerencia consideró que este crecimiento significativo en reservas, combinado con el mantenimiento de bajos costos y la extensión de la vida útil de las reservas, prepara a GeoPark para un futuro más resiliente y diversificado”.
El estado de Texas en los Estados Unidos acaba de otorgar un nuevo préstamo subsidiado para la construcción de una central eléctrica a gas natural. Se trata del sexto préstamo que es otorgado a través de un fondo energético estatal de US$ 7200 millones que fue creado para apoyar la construcción de generación despachable en un mercado eléctrico que actualmente es más favorable a los proyectos con renovables y baterías. Los proyectos aprobados alcanzan una potencia de 3500 MW a gas natural.
El gobernador de Texas, Greg Abott, anunció la semana pasada el otorgamiento de un sexto préstamo a través del Texas Energy Fund (TxEF). La compañía generadora NRG Energy recibirá el préstamo para la construcción de un proyecto de 455 MW de generación eléctrica a gas natural.
El contrato del préstamo establece que el costo total del proyecto se estima en menos de US$ 617 millones. El préstamo TxEF es por hasta US$ 370 millones, o el 60% del costo total del proyecto, a una tasa de interés del 3% y a devolver en 20 años.
La Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT) informó que los préstamos aprobados hasta el momento ya alcanzan a proyectos que suman más de 3.5 GW de generación a gas.
Incentivos a la generación despachable
El financiamiento público intenta subsanar la falta de incentivos para la construcción de generación despachable en ERCOT, la red de transmisión y el mercado mayorista eléctricos que sirven al 90% del territorio y a prácticamente toda la demanda eléctrica en Texas.
La legislatura estatal en Texas en 2023 creó por ley el fondo TxEF, destinado principalmente a proporcionar préstamos a bajo interés para proyectos que agregan generación nueva y despachable en el área de ERCOT. Para este fin dispone de hasta US$ 7200 millones para otorgar préstamos. La creación del fondo también fue respalda por el voto popular a través de consulta pública.
La iniciativa tiene su raíz en la crisis energética del invierno de 2021 que dejó a casi un tercio de la demanda eléctrica de Texas sin servicio eléctrico durante más de una semana. La ola polar puso de relieve la debilidad de la infraestructura energética para soportar eventos climáticos extremos y generó un debate sobre la necesidad de adaptación de la infraestructura existente y su costo económico.
Sin embargo, el gobierno de Abbott incluyó en la discusión el financiamiento de nuevos proyectos de generación eléctrica «despachable», un término que refiere a la capacidad de una fuente de generación eléctrica para producir energía bajo demanda, cuando sea necesario y en la cantidad requerida, mientras que en el caso de las energías renovables, como la solar y la eólica, la producción depende de factores climáticos y no puede controlarse con la misma precisión.
Mercado eléctrico
La necesidad de incentivos para promover nueva generación despachable resulta contraintuitiva en la medida que el mercado eléctrico de Texas es considerado uno de los más competitivos del planeta y está siendo testigo de un importante crecimiento en la demanda de energía producto del crecimiento industrial y la instalación de data centers.
ERCOT es un mercado mayorista eléctrico en el que solamente se vende y compra energía, lo que se conoce en la jerga de la industria como energy only market. El mercado tejano no remunera capacidad y los ingresos de las generadoras son únicamente por venta de energía.
NRG Energy fue hasta ahora la principal beneficiaria del programa, recibiendo préstamos por 1148 millones de dólares. Rob Gaudette, vicepresidente ejecutivo de NRG, explicó que la planificación de centrales es difícil ya que no depende de contratos a largo plazo con clientes específicos sino de las condiciones generales del mercado. Un argumento es que no hay claridad sobre qué parte de la demanda de electricidad prevista por los data centers para inteligencia artificial se hará realidad.
Sectores de la oposición y de la industria de generación han cuestionado que los préstamos subsidiados a la generación a gas no son necesarios y que distorsionan el mercado. Además de los seis contratos de préstamo aprobados, hay 11 solicitudes en proceso de diligencia debida que en conjunto representan 5406 MW de nueva generación despachable propuesta para la red ERCOT.
En paralelo, avanzan también otras iniciativas para dar más respaldo a las inversiones en generación despachable. El Senado de Texas este año dio media sanción a un proyecto de ley que forzará a las compañías distribuidoras, generadoras y cooperativas eléctricas dentro de ERCOT a compensar cualquier adición nueva de energías renovables y de sistemas de almacenamiento de energía con una cantidad equivalente de nueva capacidad a gas naturalu otras fuentes consideradas despachables.
La empresa argentina Nuclearis está por concluir su primer hito en su estrategia de licenciamiento y desarrollo comercial de un microrreactor nuclear en el mercado estadounidense. El fabricante de insumos y componentes para las centrales nucleares argentinas espera obtener en los próximos meses en los EE.UU. la patente definitiva del N1, un reactor modular micro de 17 MW eléctricos.
Mientras tanto, la empresa ya trabaja en la ingeniería básica de cara a comenzar con el proceso de licenciamiento del reactor, del cual esperan poder construir unaprimera unidad en EE.UU. o en la Argentina, según explicó a EconoJournal el CEO y fundador de Nuclearis, Santiago Badran.
¿Quiénes son?
Nuclearis es una empresa consolidada en la industria nuclear argentina desde hace 15 años, que se destaca por la fabricación de insumos nucleares críticos, principalmente para la operación de las centrales Atucha I y II. “Somos la única empresa 100% privada en América Latina en haber certificado ASME III, una certificación que te permite fabricar componentes para centrales en cualquier parte del mundo”, subrayó Badran.
Atento a las oportunidades que se están abriendo en el mercado internacional a partir del renovado interés en la energía nuclear, el fundador de Nuclearis decidió incursionar en el diseño de reactores nucleares y específicamente en el segmento de microrreactores. De ese interés surge el concepto del reactor N1, un diseño cuya característica distintiva pasa por la gestión del combustible gastado.
El objetivo inmediato fue transformar esa idea en un proyecto industrial, para lo cual Badran se asoció con inversores extranjeros para constituir Nuclearis Energy en los EE.UU. La empresa está tramitando la patente de invención del diseño del N1 ante la Oficina de Patentes y Marcas registradas de los EE.UU. y espera obtenerla en la primera mitad de 2026. Mientras tanto, ya están trabajando en la ingeniería básica, pensando en la siguiente etapa, que será comenzar con el licenciamiento del reactor ante la Comisión Regulatoria Nuclear (NRC) estadounidense en donde ya han presentado formalmente la inscripción inicial.
Concepto general del reactor N1 de Nuclearis.
La inversión estimada para llegar a un first of a kind (FOAK, siglas de primera versión de un diseño) asciende a los US$ 600 millones. Badran no descarta replicar el licenciamiento en la Argentina para construir la primera versión en el país. “La ingeniería se hará íntegramente en Argentina. Mi ambición es por lo menos el primer FOAK instalarlo en nuestro país”, dijo.
Reducción de CAPEX y OPEX
El N1 es un reactor modular micro de 17 MWe que utiliza como combustible uranio enriquecido por debajo del 5%. El reactor puede generar electricidad durante 20 años y su diseño no contempla la posibilidad de recambio de los combustibles. Lejos de ser una desventaja, esta última característica forma parte de una filosofía de diseño que persigue el abaratamiento de los costos vinculados con el combustible nuclear en el segmento de microrreactores. En concreto, Nuclearis impulsa un diseño que privilegia la reducción de gastos de capital y de operación al transformar al reactor en su propio almacenamiento del combustible gastado luego de 20 años de operación.
La operación usual en las centrales nucleares es el recambio de combustibles, trasladando los combustibles gastados primero a piletas de enfriamiento y luego a unos cilindros de almacenamiento en seco, en donde pueden permanecer por casi un siglo. Esta operación convencional está pensada también para muchos diseños de reactores modulares pequeños (SMR) y también de microrreactores.
En contraste, Nuclearis está desarrollando el N1 pensando en disminuir significativamente los costos asociados con la gestión del combustible nuclear gastado al ofrecer un diseño en donde el reactor y su combustible están insertos dentro de su propia unidad de almacenamiento en seco o dry-storage.
“Todo el movimiento necesario para introducir combustible nuevo o hacer recambio requiere de mecanismos y maquinarias para sacarlos, llevarlos a la pileta de decaimiento y luego de cinco años transportarlos con otros dispositivos hasta el almacenamiento en seco, que implican una inversión brutal. Entonces pensé en el concepto de un reactor descartable, que se construye bajo tierra, opera por 20 años y cuando el combustible se gasta ya está dentro de una pileta que es la vasija del reactor. Después de cinco años se retira el agua, se colocan gases inertes y se convierte en su propio reservorio en seco”, explicó Badran.
Esto permite que el combustible pueda quedar alojado en el sitio de forma segura durante casi un siglo, como ocurre actualmente en las centrales nucleares. Nuclearis firmó este año un acuerdo con DeepGEO, una empresa americana cuyo negocio está enfocado en crear alianzas internacionales para la construcción de centros internacionales para la disposición final de combustibles gastados. Actualmente Finlandia es el único país que cuenta con una solución de este tipo con la pronta inauguración de un repositorio geológico subterráneo para combustibles de uranio quemados.
Licenciamiento más veloz
Otro aspecto estructural del diseño es que busca ser más sencillo y veloz de licenciar. El N1 es un diseño de reactor presurizado de agua liviana (PWR) que utilizará tecnologías y componentes ya empleados en las centrales convencionales de ese tipo, pero en una configuración novedosa. “Este no es un proyecto de investigación; es un proyecto de ingeniería”, sintetizó Badran. Se trata de una línea conceptual similar a la perseguida con el diseño del reactor ACR-300 patentado por INVAP.
La administración de Donald Trump introdujo este año cambios regulatorios para facilitar el licenciamiento de diseños de reactores SMR y micro. No obstante, para el líder de Nuclearis la oportunidad de negocio está en tener un diseño que no persiga innovaciones científicas sino solamente innovaciones mecánicas para así introducirse rápido en el mercado. Una característica central que destacó del N1 es que, a diferencia de la mayoría de diseños en el segmento de micro reactores, no utilizará combustible HALEU, término industrial que refiere a elementos combustibles con uranio enriquecido entre un 5 y 20%.
“Creemos que el licenciamiento de este reactor va a ser mucho más simple que otros micro reactores. La mayoría son reactores de cuarta generación que se están diseñando en este momento en todo el mundo, planifican utilizar combustible al 10%, de enriquecimiento. Me parecen buenísimas esas tecnologías, pero todavía faltan 10 o 15 años de desarrollo científico para que puedan tener una implementación industrial real”, explicó.
El CEO y fundador de Nuclearis, Santiago Badran.
Expertise en insumos nucleares
Un sello distintivo del proyecto N1 es que tiene detrás a Nuclearis, una empresa ya consolidada como proveedora de insumos con certificación ASME nuclear para las centrales nucleares y de soluciones de ingeniería en el país. Badran fundó la compañía en 2009 para diseñar y fabricar anillos de cierre, un insumo crítico para la operación de las centrales Atucha I y II. Con el paso de los años desarrolló diferentes componentes y productos para el sector, como válvulas para los circuitos primarios de agua pesada en las Atuchas, pastillas de Cobalto 59, y otros componentes Clase 1 para Embalse.
“Cada vez que cambian un combustible en Atucha tiene que entrar un anillo de estos, que es la parte que sella para que el agua pesada no salga del reactor. Es decir es un consumible del reactor. En 2010 desarrollamos la fabricación automatizada de estos anillos que eran originarios de Alemania y hemos ganado todas las licitaciones desde aquella época. Atucha I hace 15 años que funciona con estos anillos y Atucha II se puso en marcha también con los mismos. Venimos con el invicto de que nunca falló un solo anillo de todos los miles que fabricamos”, resumió Badran.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, impulsó la modificación de la Ley 3141 que elevó el cupo de contratación de empleo local de 70% a 90% para los proyectos productivos radicados en la provincia. También llevó de tres a seis años la residencia efectiva.
La medida, que se aprobó en la Legislatura en octubre, intenta contrarrestar los puestos de trabajo perdidos en los últimos dos años en la provincia. Vidal tiene hasta mediados de diciembre para reglamentar la modificación a la normativa, que es rechazada por el sector productivo, principalmente por la industria minera.
Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que la modificación a la Ley 3141 “es impracticable en la actualidad” y criticaron la iniciativa oficial porque “podría poner en riesgo los proyectos actuales, los planes de ampliación y los de exploración”. “Una exigencia normativa de esta dimensión atenta contra el sector y desalienta la inversión porque implica un cambio jurídico”, explicó otra fuente consultada por este medio.
También destacaron que “la medida genera incertidumbre y reduce drásticamente la competitividad de la provincia frente a otras regiones o países” y explicaron que un operario necesita entre dos y tres años de formación técnica para alcanzar los estándares internacionales del sector metalífero. Además, cuestionaron que no queda claro en la normativa qué tiene que hacer una empresa si no encuentra personal para ocupar posiciones técnicas especializadas.
Por unanimidad
La ley original es de 2010 y establecía un cupo mínimo de empleo local de un 70% para proyectos mineros, de hidrocarburos, en pesca y obras de infraestructura, entre otros sectores productivos. Sin embargo, el oficialismo provincial impulsó en la Legislatura un proyecto para dejar sólo un 10% del empleo para personas no residentes en Santa Cruz. La iniciativa finalmente se aprobó por unanimidad el 25 de septiembre. El nuevo cupo también impactaría en la construcción de las represas de Santa Cruz en el caso de que se reactiven las obras, que se paralizaron hace dos años.
El gobernador Claudio Vidal, que fue dirigente del sindicato de petroleros, publicó la nueva modificación de la Ley 3141 en el Boletín Oficial el 13 de octubre. La preocupación en la provincia por incrementar el empleo local es porque desde fines de 2023, cuando Vidal asumió la gobernación, se perdieron unos 10.000 puestos de trabajo, sobre todo en el sector petrolero y por la paralización de la obra pública, según estimaciones privadas.
La Cámara Minera de Santa Cruz (CAMICRUZ) aclaró que comparte la idea de fortalecer el empleo local, sin embargo cuestionó la medida del gobernador porque el incremento del empleo local debe ser planificado y progresivo para que se cumpla de manera efectiva. Desde la entidad afirmaron que en el sector ya se cubre el 90% de empleo local en la rama de operarios. Pero el cupo de la nueva normativa es imposible de cumplir en otras tareas como servicios, ingeniería y geología especializadas y posiciones vinculada a la infraestructura, agregaron desde la entidad.
La cámara señaló que “si bien compartimos el objetivo de incrementar los niveles de empleo local —una meta deseable y alcanzable— consideramos que estos cambios, implementados en un plazo inmediato, resultan de difícil cumplimiento en el actual contexto de alta complejidad y con yacimientos maduros que requieren previsibilidad para extender su vida útil”.
Santa Cruz es el principal exportador del sector minero metalífero del país. Entre enero y septiembre realizó envíos al exterior por US$ 1.569 millones, un 37% de las exportaciones mineras del país. En la actualidad hay cinco desarrollos operativos que producen oro y plata. También hay alrededor de 25 proyectosde oro, plata y uranio en etapa de exploración.
Empleo local 90-10
La iniciativa de empleo local 90-10 en Santa Cruz estuvo a cargo del propio Vidal, que en las elecciones legislativas nacionales del 26 de octubre su lista salió tercera detrás del kirchnerismo y La Libertad Avanza. Formalmente, la presentación del proyecto estuvo a cargo de los diputados Pedro Hernán Luxen, Alfredo Martínez Alfaro, Fernando Pérez y Piero Boffi, todos del bloque Por Santa Cruz del espacio político liderado por Vidal.
La medida, respaldada por todos los bloques legislativos, establece también que los trabajadores deberán acreditar al menos seis años de residencia efectiva en la provincia y domicilio declarado en el DNI. En los hechos, se duplican los años de residencia exigidos originalmente en la Ley 3141.
También establece un subrégimen para los proyectos bajo el paraguas del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que deberán emplear un 60% de trabajadores con residencia provincial y un 30% con residencia en la localidad donde se desarrolle la inversión.
La modificación de la Ley 3141 fue acompañada por otra iniciativa de Vidal como fue la creación del nuevo Sistema de Registro de Empleo Local (SIREL), que obliga a las empresas a cargar la nómina completa del personal en la plataforma. El SIREL está bajo la órbita del Ministerio de Trabajo provincial y fue lanzada para garantizar el cumplimiento del cupo de empleo local.
Otra política de Vidal de las últimas semanas para intentar cumplir con el 90% de cupo laboral local tiene que ver con la fiscalización y control en las rutas de la provincia directamente sobre los trabajadores. La policía de Santa Cruz y personal de distintos ministerio realizan a diario controles sobre los vehículos que transportan a los trabajadores hacia los proyectos mineros. Los trabajadores tienen que suministrar de manera obligatoria los datos personales que les piden las autoridades.
La Cámara Internacional del Litio (CIL), una entidad sin fines de lucro creada en Chile, propone una estrategia de integración entre la Argentina, Chile y Bolivia para transformar al denominado «Triángulo del Litio» de un simple proveedor de commodities a un actor en el mercado global.
Pamela Goicovich y Sebastián Quiñones, presidenta y director de la Cámara, explicaron a EconoJournal que “el objetivo de esta coordinación es abandonar la condición histórica de ser solamente tomadores de precio en el mercado internacional”.
La titular de la entidad sostuvo que “los tres países deben coordinar sus esfuerzos, porque la competencia no es entre países vecinos, sino tener una respuesta competitiva común ante un mercado muy dinámico y estresado. Estamos en condiciones de ofrecer las mayores reservas biológicas del mundo en términos de litio, la mayor disponibilidad y la mejor eficiencia costo-efectiva del mundo«.
Esta estrategia regional se fundamenta en la propuesta de obtener un precio diferencial para el litio extraído en la región. Goicovich defendió esta visión al asegurar que “el litio del Triángulo es inherentemente más valioso: Somos promotores del nuevo sello del liderazgo sostenible. En este momento se está produciendo el litio más sostenible del mundo con la energía más sostenible que es el sol y además con la aprobación del pueblo originario».
Pamela Goicovich y Sebastián Quiñones, presidenta y director de la CIL.
El litio y la volatilidad del precio
En un contexto de elevada volatilidad, donde el precio del carbonato de litio llegó a picos insólitos de US$ 70.000 la tonelada hace dos años, la CIL proyecta que la variable de precio se estabilizará a largo plazo en un rango de US$ 20.000 a US$ 25.000 la tonelada, impulsada por un crecimiento anual de la demanda que podría superar el 30 por ciento. Sin embargo, esta estabilidad requiere de una racionalización en la producción.
Quiñones advirtió que muchos proyectos solo serán viables si adoptan una «tecnología de extracción directa eficiente en términos de Capex, porque esto disminuye los costos de producción y los vuelve competitivos ante la baja de precios”. La Cámara ve en la extracción directa o DLE un desafío global en el que la Argentina, por la velocidad de sus proyectos, está aportando una experiencia valiosa con su cartera de más de 35 proyectos en distintas etapas de desarrollo.
La CIL, explicaron, se apoya en tres pilares que buscan la trascendencia de la industria sobre la macro y las diferencias políticas. En primer lugar, el desarrollo económico para todos sus socios; en segundo lugar, se promueve la unión de la tecnología con la academia y la comunidad originaria, haciéndolas «partícipes» desde el inicio y evitar errores del pasado. Finalmente, la estandarización de valores, que incluye el respeto medioambiental, la estandarización de consumo hídrico y energético, la inclusión femenina y la redistribución de beneficios para las comunidades.
La Argentina tiene un portfolio de unos 35 proyectos de litio en marcha.
Para que esta integración funcione, la entidad entiende que Chile puede desempeñar un rol estratégico clave. Goicovich destacó la experticia logística del país: “Tenemos los mejores puertos estratégicos en la zona norte de Chile para poder apoyar a la logística argentina y lo que se viene desde Bolivia, con lo cual las ventajas geológicas de los tres países se complementarán con la capacidad chilena de cara a la exportación global”.
Metas comunes al 2030
Dentro de su hoja de ruta con metas a 2030, la CIL prioriza la generación de confianza entre los distintos actores y países, y el fortalecimiento de capacidades a través de la vinculación entre investigadores y la industria. Finalmente, el eje de transformación productiva busca generar la tecnología necesaria, por ejemplo, para avanzar desde el carbonato a productos de mayor valor agregado como el hidróxido o el cloruro de litio y sus derivados.
En cuanto a la preocupación de las poblaciones locales sobre la integración laboral -tal como se está reflejando en San Juan ante los futuros desarrollos de cobre-, Goicovich y Quiñones defendieron la necesidad de la cooperación. El director recordó que «la confianza que se vaya generando en términos de cooperación va a ser lo que va a llevar a un crecimiento exponencial«, mientras que la presidenta señaló que “existe una posición de maestría chilena en el área minera que, de cerrarse, haría que se vayan a cometer errores que pueden salvarse. Si existe una alianza entre Chile y Argentina desde este punto de vista todos van a salir beneficiados».
Finalmente, los directivos de la Cámara enfatizaron que la visión de futuro para la región debe ser sistémica, entendiendo que el litio es solo un componente de una transformación energética mayor. Quiñones remarcó que “al hablar de litio, también se debe pensar en otras soluciones como la energía geotérmica o el hidrógeno verde, ya que todo esto tiene que funcionar de manera coordinada, sino la respuesta va a ser insuficiente» ante las necesidades globales.
Calfrac Well Services Argentina impulsa la transformación tecnológica de sus operaciones en Vaca Muerta, convirtiendo la base de sus servicios en una plataforma de innovación que brinde mayor eficiencia y ahorro de costos.
Más allá de migrar la mitad de su flota a gas (Dual Fuel), la empresa está enfocando sus esfuerzos en la Inteligencia Artificial (IA), la automatización de la fractura y sistemas de seguridad operativa avanzados.
Adrián Martínez, Managing Director de la compañía, anticipó a EconoJournal que esta estrategia integral busca incrementar drásticamente la eficiencia, con el objetivo final de duplicar su participación en el mercado de fracking local, que actualmente es del 23%.
La empresa estadounidense de servicios especiales pone en marcha una agresiva estrategia de reconversión de equipos de fracking a tecnología Dual Fuel (Diésel-Gas) en Vaca Muerta, sobre lo que Martínez anticipó que la compañía avanzará en este proceso para que a finales de 2026 la mitad de su flota opere con gas, en una inversión en eficiencia y sustentabilidad que tiene el objetivo de duplicar su presencia en el no convencional de la Cuenca Neuquina.
Calfrac, en Vaca Muerta, está migrando su foco hacia equipos más eficientes, impulsados por la abundancia de gas en la Argentina y Martínez detalló en diálogo con EconoJournal los planes de inversión, centrados en el Dual Fuel con un 70% de desplazamiento de diésel por gas. «En diciembre vamos a a implementar nuestro sistema de Dual Fuel con uno de nuestros clientes principales que es Panamerican Energy. Para 2026 la idea es tener 20 bombas de Dual Fuel, y separarlas entre los dos sets actuales. Aparte de eso, ya tenemos una proyección de hacer rebuilding a 10 fracturadores y a esos 10 fracturadores vamos a agregarle también el Dual Fuel«.
Adrián Martínez, managing director de Calfrac Well Services Argentina.
La inversión estimada en unos US$13 millones permite convertir equipos usados en unidades de gas con la meta de que 40 de las 80 bombas de la compañía operen con esta tecnología para finales del año próximo. Pero la búsqueda de eficiencia apunta al siguiente salto que es el uso de bombas 100% gas. Martínez destacó la superioridad en potencia de estos equipos, que permiten extraer el 98% de la potencia, mientras que los diésel solo alcanzan entre 1600 y 1700 HP de los 2500 HP disponibles.
Calfrac migra sus equipos a Dual Fuel
«Con las de todo gas es posible sacar el 98% de la potencia de cada equipo, y eso es muy importante porque significa contar con una bomba y media de las que tenemos ahora», afirmó el directivo que entendió que la migración a lo eléctrico se ve más lejana por falta de infraestructura, con lo cual el foco en gas es estratégico e inmediato. Al respecto adelantó que en colaboración con la empresa QM comenzarán a usar en el primer bimestre del año próximo equipos 100% gas para testear el interés de los clientes y si resulta positivo ya invertir en ese tipo de equipo al 2026.
La reconversión de los equipos de fracking genera un impacto financiero inmediato al reducir el costo operativo anual en US$ 16,4 millones por flota, lo que se traduce en un ahorro neto proyectado de US$ 17 millones y aumenta la competitividad diaria. Al finalizar la estrategia y operar completamente con gas, el gasto anual en combustible se desplomará de los US$33 millones actuales a solo US$ 6 millones, lo que significa un ahorro total de US$ 27 millones en la operación.
La estrategia de Calfrac en Vaca Muerta supera la conversión de combustible y se enfoca en elevar el estándar operativo mediante innovación y seguridad. En ese sentido, la compañía implementó el sistema Scape que apaga el equipo cuando está en relajación, logrando una reducción de emisiones y de consumo de combustible. Preo también se instalaron sensores para prevenir daños mayores y detectar fallas tempranas en los equipos, lo que sirve de base para la recolección de datos futura.
A la vez, la empresa migró de tuberías de alta presión a mangueras, lo que sirvió para bajar las fugas en un rango de «entre un 70 a 80%» y evitar exponer al personal a riesgos. Y en automatización, Calfrac avanza con un software que incorpora inteligencia artificial (IA) para optimizar la operación de equipos de diferente caballaje y lograr que el equipo trabaje a su mejor eficiencia sin causarle daño.
El sistema también permitirá operar equipos a distancia y la IA dará avisos para el mantenimiento preventivo. Pese a esto, Martínez subrayó la centralidad del capital humano: «El personal es fundamental para Calfrac, sin el personal nosotros no podremos avanzar y es lo que permite comparando las eficiencias y horas etapas por día y horas por día que bombeamos, estar en muchos casos mejor que Permian”.
“Ellos están más avanzados con la tecnología, por ejemplo, están usando bombas de turbina, ya se hace mucho, Calfrac está por probar una bomba turbina para ver cómo nos va, también para tener una dirección de hacia dónde se va a apuntar en Argentina. Hemos aprendido mucho de Permian, pero con esos aprendizajes estamos dándole un giro adicional y tratando de ser un poquito más eficientes”, aseguró.
Estudiantes de la Escuela Técnica N.º 1 “Mario A. Elpuerto”
La Escuela Técnica N.º 1 “Mario A. Elpuerto”, de Necochea, se convirtió en la primera institución educativa del mundo en contar con un parque minieólico escolar de 0,7 kW, compuesto por dos aerogeneradores instalados íntegramente por estudiantes del Trayecto Técnico Profesional en Energías Renovables.
La iniciativa, que comenzó en 2024 con la puesta en marcha del primer aerogenerador, dio este año un salto histórico con la instalación de una segunda torre. La incorporación de este nuevo equipo elevó la potencia total a 700 watts y posicionó a la escuela como referente mundial en minieólica educativa, según destacaron desde la institución.
Un proyecto educativo que se convirtió en récord mundial
El parque está integrado por un aerogenerador de 300 watts y otro de 400 watts, diseñados, fabricados y montados por estudiantes de 7.º 2.ª junto a un equipo docente especializado. A diferencia de otras experiencias demostrativas, el sistema es plenamente funcional: alimenta con energía renovable distintas áreas del edificio, entre ellas aulas, la biblioteca y espacios en construcción, gracias a un esquema híbrido que combina minieólica, paneles solares y un banco de baterías.
El avance consolidó el trabajo iniciado el año pasado, cuando la escuela logró iluminar un aula utilizando energía producida por el primer aerogenerador, lo que ya la había convertido en pionera a nivel provincial. Este año, el proyecto evolucionó hasta transformarse en un caso único observado desde otras regiones del país y también del exterior.
Estudiantes protagonistas y un equipo docente clave
La iniciativa tuvo como eje la participación estudiantil. Los jóvenes llevaron adelante todas las etapas del proceso: planificación, cálculos técnicos, diseño y fabricación de componentes, armado de estructuras e instalación de los aerogeneradores.
El equipo docente —integrado por Rodrigo, Ángel, José, Hernando, Martín, Verónica y Nacho— acompañó cada instancia, consolidando un modelo de enseñanza basado en proyectos reales y altamente formativos. “Ellos son nuestros guías a la hora de educar”, expresaron los alumnos al valorar el rol de sus profesores.
Un trabajo institucional que potenció la innovación
La conducción de la escuela —Rosana, Gabriela, Romina y Ricardo— fue determinante para que el proyecto creciera, aportando recursos, gestiones y la integración de nuevas áreas al plan energético escolar. También acompañaron la Inspectora de Educación Técnica de Región XX, Lorena Thez, la Directora Provincial de Educación Técnica, Elsa Guillermo, y el Director Provincial de ETP/DET, Ricardo Degisi, quienes respaldaron la propuesta desde el ámbito pedagógico y provincial.
Este trabajo conjunto permitió que una idea nacida en el aula se consolidara como un referente educativo que ya genera interés en instituciones de otras provincias y países.
El origen: una idea que impulsó una transformación
El recorrido comenzó en 2024, cuando estudiantes y docentes diseñaron e instalaron el primer aerogenerador y desarrollaron una red interna de 12 V para alimentar distintos sectores del edificio. Ese mismo año se incorporó equipamiento donado por empresas privadas y se colocó un termotanque solar, lo que fortaleció la formación en energías renovables de la Tecnicatura y de la Secundaria Profesional (EPS).
En cada decisión técnica —desde la altura de las torres hasta la eficiencia del rotor o la implementación de tableros híbridos— los estudiantes aplicaron criterios profesionales, según detallaron Gabriel Burón, María Luz Lastenio Guzmán y Brisa Razo, referentes del proyecto.
La iniciativa recibió reconocimientos provinciales, menciones internacionales y repercusión en España por su impacto educativo y social.
La escuela que transforma la energía
Con la puesta en funcionamiento del primer parque minieólico escolar del mundo, la Técnica 1 de Necochea reafirma su liderazgo en la enseñanza de energías renovables y demuestra que la formación técnica puede convertirse en motor de innovación comunitaria.
“Hoy, la escuela no sólo forma técnicos: forma protagonistas de la transición energética”, destacaron desde la institución educativa.
La Argentina marcó un récord histórico en su producción de petróleo crudo durante octubre, dato que resalta la consolidación de la actividad hidrocarburífera a partir del desempeño de no convencional de Vaca Muerta que sigue replicando sus propios récords mes a mes. De acuerdo a la información de la Secretaría de Energía, el volumen de extracción fue de 859.500 barriles diarios (bbd), por encima de los 847.000 barriles de 1998.
Este desempeño representa un crecimiento del 15,5% respecto a los 743.744 bbd de octubre de 2024, y una mejora de 5,2% frente a los 815.682 barriles de septiembre, tal como se desprende de la información que recoge el Gobierno de las petroleras.
Este impulso de desarrollo sostenido de los últimos años se explica por el desempeño de la Cuenca Neuquina, donde la formación de Vaca Muerta registró un nuevo récord de producción de petróleo con un incremento mensual del 3,57% y una suba interanual del 31,23%.
La producción de petróleo de Neuquén alcanzó los 587.190 barriles por día, constituyendo un récord histórico para la provincia. En el acumulado entre enero y octubre, la producción provincial se ubicó 23,81% por encima del mismo período del año anterior.
Récord histórico con foco en Vaca Muerta
El incremento mensual estuvo principalmente impulsado por el desempeño de las áreas La Amarga Chica, La Angostura Sur I, Bajada de Añelo, Coirón Amargo Sureste y El Trapial Este, que en conjunto aportaron importantes subas en los volúmenes extraídos.
En cuanto al gas la producción total nacional fue en octubre de 122,9 MMm3, mientras que en el mismo mes de 2024 fue de 133,1 MMm3, con una retracción de 12,9% interanual.
En Neuquén, la producción fue de 82,66 MMm3/d, lo que significó una disminución del 13,64% respecto del mes anterior y una baja del 6,14% interanual. Pese a esta caída, el acumulado enero-octubre registró un aumento del 1,39% respecto del mismo período del año pasado.
En este caso, la reducción mensual respondió principalmente a menores niveles de producción en Fortín de Piedra, Aguada Pichana Oeste, La Calera, Aguada de la Arena y El Mangrullo.
El aporte del no convencional
Por otra parte, en Neuquén, la participación del petróleo no convencional dentro del total alcanzó el 96,7%, con 567.802 barriles diarios, mientras que el gas no convencional representó el 88,54%, equivalente a 73,18 millones de m3/d. Dentro de este segmento, el gas shale aportó 64,84 millones de m3/d (78,45%), y el gas tight, 8,33 millones de m3/día (10,08%).
A la vez, la Secretaría de Energía resaltó que de acuerdo al informe de Intercambio Comercial Argentino que realiza el Indec, la balanza energéticadurante los primeros diez meses de 2025 alcanzó un superávit de u$s6.068 millones.
Esto permitió superar el saldo favorable de todo 2024 que culminó u$s5.668 millones, gap que se asegura se ampliará en los dos meses que resta del año, ya que es un período de menor nivel de importaciones estacionales. El crecimiento este año no fue aún mayor debido a la caída de los precios internacionales del crudo, lo que fue compensado con mayores volúmenes disponibles de exportación.
Genneia, líder en generación de energía renovable en Argentina, anunció la colocación de un bono internacional verde por un monto total de US$ 400 millones. La emisión permitirá optimizar el perfil de vencimientos, reinvertir flujos en nuevos proyectos eólicos y solares, y consolidar la posición de la empresa como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$ 1280 millones emitidos hasta la fecha.
La colocación de la Obligación Negociable Verde Internacional Clase XLIX, superó ampliamente el objetivo inicial de US$300 millones y recibió ofertas por más de US$860 millones.
El bono tiene un plazo de ocho años y una tasa de interés fija de 7.75% con pagos semestrales, además de un rendimiento del 8%. El título se amortizará en tres cuotas anuales consecutivas de 33%, 33% y 34%.
Parque eólico La Elbita.
Colocación
Las entidades locales nacionales e internacionales que asistieron en la colocación fueron Santander, JP Morgan, BBVA, Balanz, Banco CMF SA, Macro Securities y Bull Markets Brokers.
Este bono se estructuró bajo el Marco de Financiamiento Verde de Genneia, avalado por la opinión favorable de Sustainalytics y alineado con los Green Bond Principles (GBP) de ICMA. Asimismo, cumple con los lineamientos de la Comisión Nacional de Valores y la Guía de Bonos SVS del Panel de BYMA.
La operación marca un nuevo hito en la estrategia de financiamiento verde de la compañía, reafirmando su compromiso con el desarrollo de proyectos renovables y la consolidación del mercado sostenible.
Rucci aseguró que no aceptarán que se avance sobre los derechos laborales de los petroleros.
El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, se refirió a la reforma laboral que impulsa el Gobierno nacional y afirmó que están dispuestos al diálogo siempre y cuando se mantengan las garantías en los derechos laborales de los petroleros.
“Lo que queremos escuchar es que a nuestros compañeros no se les van a sacar derechos porque Vaca Muerta es posible con los trabajadores adentro, respetando la dignidad, el esfuerzo, las 12 horas, los viajes, la ausencia de la familia y el sacrificio que implica el trabajo en la industria”, señaló durante el acto de asunción de su nuevo mandato.
Rucci remarcó que Vaca Muerta se sostiene gracias al esfuerzo humano y advirtió sobre el costo que ya pagó el sector: “Hoy se habla de reformas laborales y de muchas otras cosas. Yo quiero recordarles a las empresas y a la política que nosotros pagamos con vidas: 84 compañeros en la pandemia, más de 100 desde que empezó Vaca Muerta. No vamos a entregar a ningún trabajador más”, lanzó.
Luego se refirió a las operadoras y agregó que “los acompañamos con una veda, los acompañamos con un plan de sustentabilidad y empleo y los acompañamos en la pandemia. ¿Qué más quieren que hagamos?”.
Rucci subrayó, en este contexto, que los trabajadores y el gremio “ya hicieron el esfuerzo” cuando las condiciones lo exigieron. Destacó la «responsabilidad y el equilibrio» con que se condujo históricamente la organización, pero lanzó una advertencia hacia el Gobierno nacional: “Cuidado. Mucho cuidado. Porque si tenemos que salir a dar la lucha, vamos a salir a darla. No tengan ninguna duda”.
Durante su discurso también se refirió a los trabajadores despedidos de las empresas Petreven, NRG y El Portón, a quienes agradeció por su presencia en la asamblea y adelantó que “a fin de mes empiezan todos nuevamente, vuelven a la actividad”.
Finalmente, Rucci anticipó que se aproximan momentos complejos, pero pidió confianza y unidad: “No venimos acá a ocupar un lugar de comodidad, venimos a ocupar un lugar de responsabilidad, al lado de cada uno de los petroleros. Donde tengamos que estar, ahí vamos a estar”, concluyó.
Nuevo mandato
Ante más de 20 mil personas, Rucci asumió este lunes la conducción de un nuevo mandato en el sindicato como secretario general junto a Ernesto Inal, que continuará como adjunto. Este nuevo período se extenderá hasta el 16 de noviembre de 2029, tras la victoria obtenida en los comicios del pasado 22 de julio.
El acto se llevó a cabo en el Centro Recreativo de Rincón de los Sauces (Moisés Gómez) frente a una masiva asamblea de petroleros donde Rucci agradeció la confianza y aseguró que la comisión directiva continuará “al lado de cada trabajador”, porque “es un orgullo representarlos”. Subrayó que “no nos mueve otra cosa que defenderlos de la mejor manera” y remarcó los dos pilares fundamentales de la organización: lealtad y unidad.
Por su parte, Ernesto Inal sostuvo que seguirán trabajando “para que todos puedan llevar el pan a su familia”. “Siempre vamos a estar parados en el mismo lugar: del lado de los trabajadores”, afirmó. Y cerró con un mensaje contundente: “Somos los trabajadores los que vamos a hacer que la Argentina salga, de una vez por todas, de estas situaciones”.
Vaca Muerta está transformando a la Argentina en una plataforma de producción y exportación de líquidos del gas natural (NGL). La evidencia más contundente se está observando en Brasil, donde las importaciones de gas licuado de petróleo (GLP) de origen argentino están superando a las importaciones desde los Estados Unidos.
Brasil tiene un déficit estructural en el mercado de GLP que atiende con importaciones mayoritariamente de los EE.UU. Sin embargo, las exportaciones argentinas ganaron terreno en 2024 y siguieron creciendo en el presente año.
Las importaciones de GLP por vía marítima en Brasil en este 2025 totalizaron hasta el momento unas 980.000 toneladas, de las cuales el 50% provinieron de la Argentina, según lo expuesto por especialistas del mercado en el Argus Argentina Energy Forum organizado por Argus. La cifra puede ser aún mayor dado que el relevamiento no incluye las exportaciones por tierra.
Las importaciones de origen estadounidense en el país vecino bajaron este año a 47%, una caída de 18 puntos porcentuales si se compara contra el mismo período del 2024. De esta forma, el GLP argentino ya desplazó al producto de origen estadounidense a un segundo lugar en el mercado brasileño.
“Los EE.UU. ya perdieron marketshare frente a la Argentina. Este cambio de Brasil hacia el GLP de Argentina ocurrió incluso cuando los precios de los EE.UU. han bajado. El propano tuvo un precio promedio de US$ 429 por tonelada, comparado con el año anterior que fueron de alrededor de US$ 488 por tonelada”, graficó Giovann Rosales, especialista de GLP de Argus en Houston.
GLP argentino en la región y Asia
El 70% del GLP que exporta la Argentina por vía marítima es dentro de la región. Brasil representa 50 puntos porcentuales, mientras que Chile, Perú y Uruguay suman los restantes 20. Además se espera que la demanda brasileña vaya en aumento debido a políticas públicas como el programa «Gas del Pueblo» y un proyecto de ley que habilitaría el uso del gas licuado como combustible para vehículos.
Mercado asiático
Los mercados en Asia aparecen como un destino todavía más atractivo por su enorme déficit de GLP. “Asia tiene un balance negativo estructural que va a crecer de forma importante hacia 2030, llegando a 100 millones de toneladas de GLP por año. Europa también tiene un balance negativo”, explicó Victor Uchoa, jefe de Consultoría para Latinoamérica de Argus.
China, Japón y Corea del Sur compraron la mitad de las casi 65 millones de toneladas exportadas por los EE.UU. en 2024. Solamente China tomó el 27% de las exportaciones estadounidenses. El 75% del GLP que se consumió en China el año pasado fue tomado por el sector petroquímico.
EE.UU. y Medio Oriente seguirán añadiendo oferta global de GLP en los próximos cinco a diez años. “Sin embargo, este crecimiento tiene desafíos. La geopolítica podría alterar las rutas comerciales existentes, tal como ya lo hemos visto este año. También hay una infraestructura limitada. Si bien hay varios proyectos de expansión por todo el mundo la capacidad está limitada. Esto está creando un cuello de botella pero los Estados Unidos se están preparando para aliviar el juego de botella”, analizó Rosales.
Etano
Argentina tiene un potencial de producción de 60 millones de toneladas de NGL anuales si se considera una reserva de 300 Tcf de gas natural en Vaca Muerta y un rendimiento de 200 toneladas de líquidos como butano, propano, etano y gasolina por cada millón de metro cúbico de gas producido. El GLP, una mezcla de butano y propano, es el producto estrella, pero también hay oportunidades grandes para el etano, cuyo rendimiento económico fue testeado por la empresa pretroquímica brasileña Braskem.
La producción de etano actual en la Argentina es de 0,7 millones de toneladas anuales, que se destinan principalmente al mercado local más algunas exportaciones menores al Brasil. “Braskem completó estudios técnicos que hacen la comparación para el uso de propano y etano de Vaca Muerta para su cadena petroquímica y resultó en una ventaja de US$ 110 dólares por tonelada frente a la nafta petroquímica que hoy Braskem utiliza”, contó Uchoa.
Precisamente, los márgenes que el etano le deja al negocio petroquímico en comparación con otros insumos son los que impulsan la oportunidad. “Hay una ventaja estructural de los márgenes de etano en el mundo. En Asia, nuestros modelos de Argus muestran en 2022 una diferencia de US$ 305 por tonelada para el etano, frente a US$ 150 de margen por tonelada cuando se utiliza la nafta. La conclusión para el etano es que hay una oportunidad para Argentina, no solo en Brasil, sino también en todo el mundo, y podría ser un nuevo jugador junto a Estados Unidos en el mercado de etano”, concluyó Uchoa.
El petróleo crudo sudamericano deberá encontrar nuevos mercados en respuesta al declive de la demanda en la costa oeste de los Estados Unidos. A los cierres efectivos y anunciados de refinerías en California se añade un reemplazo de los crudos sudamericanos por crudo canadiense. Frente a este proceso que luce irreversible, mercados como la India y China presentan importantes oportunidades para las productoras en Vaca Muerta y otros países de la región.
Valero Energy tiene programado el cierre de su refinería en Benecia para abril próximo y evalúa el futuro de otra más en Wilmington. Phillips66 terminará de cerrar en diciembre la operatoria de una refinería en Los Ángeles. La capacidad instalada total de estas refinerías asciende a 364.000 barriles por día, lo que potencialmente representa la pérdida del 17% de la capacidad de refinación en California, apuntaron analistas de la industria en el Argus Argentina Energy Forum organizado por Argus.
Al cierre de refinerías se suma la creciente oferta de crudo proveniente de Canadá. La expansión del oleoducto Trans Mountain (TMX) incrementó la capacidad de transporte de 390.000 a 890.000 bpd. El dato central detrás de esta expansión fue que habilitó la exportación de crudos más ligeros del Canadá a la costa oeste de EE.UU., desplazando a los crudos sudamericanos.
Un ejemplo práctico de este desplazamiento fue la reducción de las compras de crudo argentino Medanito por parte de la refinería de Anacortes en Los Ángeles, operada por Marathon. Anacortes redujo las importaciones de crudo Medanito en un 47% entre mayo y junio de este año comparado con el mismo período del año anterior.
«Esos nuevos 500.000 los dedican al crudo pesado y los 390.000 que ya existían los dedican a los crudos más livianos. Con esa introducción de nuevos volúmenes, vemos que volúmenes de otros países no entraban en California, y el cambio se nota rápidamente en los crudos. En Anacortes, que es la refinería de Marathon, vimos que se redujo el volumen de Medanito. Este es un patrón que no es único para el Medanito, se produce en todas las regiones de Latinoamérica», expuso Gustavo Vasquez, manager editorial para las Américas de Argus.
Asia, el mercado para el crudo de Vaca Muerta
En contraste, mercados asiáticos como la India y China presentan condiciones atractivas para el Medanito y otros crudos de Sudamérica, aunque el costo elevado de los fletes sigue siendo una limitante.
La India incrementó sus compras a Rusia luego de la invasión a Ucrania, aprovechando los descuentos en el precio del crudo ruso generados por las sanciones económicas de Europa y los EE.UU. Solo en septiembre importó 1,8 millones de bpd originados en Rusia, de los cuales 1,3 millones son barriles de los Urales, un crudo mediano. El resto son barriles de un crudo más ligero, similar al Medanito.
Pero ese flujo ahora está bajo tensión producto de las recientes sanciones contra las petroleras rusas Rosneft y Lukoil y la presión de la administración de Donald Trump para que la India disminuya sus compras de crudo ruso. «Vemos que India empieza a cambiar su comportamiento y busca crudo parecido en otra región. Vemos que Indian Oil Corporation, uno de los grandes refinadores en India, sacó una licitación para comprar 24 millones de barriles en total en las Américas durante el primer trimestre del año que viene», dijo Vasquez.
Por el lado de China, el principal país importador de crudo del mundo ha diversificado su suministro. «China compra en donde sea y compran en base a cualquier marcador. No discriminan entre ICE Brent, Dated Brent, WTI, Dubai. Eso siempre me parece interesante porque yo sé que hay compradores que dicen que solo compran en base a un marcador tradicional. Los chinos no son así», explicó.
Ante una consulta de EconoJournal, el especialista de Argus explicó que el costo elevado de los fletes impacta en el aprovechamiento de esa oportunidad. «El problema es la distancia, en donde entra el tema del flete, que para los productores ahora está muy alto. Pero todo esto es en ciclo, el flete en algún momento va a bajar y cuando eso ocurra verá que los crudos de Latinoamérica van a llegar a sitios en Asia a unos precios más competitivos y ahí van a entrar en juego», concluyó Vasquez.
La empresa Secco inauguró, en su Casa Central de Rosario, su carport solar. Se trata de una estructura diseñada para generar energía limpia a partir del sol, al tiempo que ofrece sombra y protección para vehículos.
El proyecto, que comenzó a generar energía este año, cuenta con 2.520 módulos solares. La instalación alcanza una potencia total de 1,15 MW, posicionándose como una de las más destacadas de su tipo en el país y permitiendo un ahorro del 40% en la factura de luz.
La obra
La obra fue diseñada y desarrollada íntegramente por el equipo de Ingeniería en Energías Renovables de Secco, en un tiempo de ejecución récord de cuatro meses.
El proyecto también incluye 10 inversores de alta eficiencia. «Esta tecnología de vanguardia permite maximizar la conversión de energía solar en electricidad utilizable. El excedente, en tanto, se inyecta a la red eléctrica, aportando energía limpia al sistema», aseguraron desde la empresa a través de un comunicado.
El carport fue diseñado bajo un esquema de autoconsumo, también llamado autogeneración, lo que significa que gran parte de la energía generada se destina a alimentar las operaciones internas de la Compañía, cubriendo incluso por momentos el 100% de la potencia consumida por Secco.
Tecnología
La estructura del carport tiene una orientación Este/Oeste y capacidad para albergar hasta 360 vehículos, lo que además contribuye a mejorar las condiciones de trabajo para colaboradores y visitas, reduciendo la exposición al sol y protegiendo los automóviles de las inclemencias del clima.
La empresa, en los próximos meses, incorporará a su carport un sistema de almacenamiento de energía y la articulación con grupos electrógenos (Genset) para lograr un sistema híbrido más eficiente y resiliente que habilitaría a bajar las potencias contratadas.
«Con este desarrollo, Secco reafirma su compromiso con la transición energética y la innovación tecnológica, posicionándose a la vanguardia del uso de energías renovables en el ámbito corporativo argentino», concluyeron desde la firma.
La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, firmó un acuerdo de asesoría con Universidad Siglo 21 para promover el desarrollo de talento en los sectores minero y energético argentinos, dos de los principales motores del crecimiento sostenible y la creación de empleo en el país.
La iniciativa se enmarca en un plan integral del Grupo Banco Mundial para el desarrollo de talento minero y energético en Argentina, que busca acercar la oferta académica pública y privada a las necesidades del sector productivo. El objetivo es potenciar las capacidades locales promoviendo que las comunidades se beneficien de las oportunidades generadas por el crecimiento de estos sectores.
Alianza
El acuerdo con Universidad Siglo 21 es un primer hito en el esfuerzo de alinear la oferta educativa integral con las necesidades de perfiles y habilidades en industrias en crecimiento en Argentina. En este marco, la Universidad impulsará un portafolio académico con carreras técnicas, de grado y de educación continua, diseñado para formar profesionales capaces de liderar la transformación hacia una minería y energía más sostenibles.
“En IFC creemos que desarrollar las habilidades y el talento local es esencial para asegurar que la minería genere más y mejores empleos, impulsando un crecimiento inclusivo y sostenible en Argentina”, afirmó Manuela Adl, Senior Country Manager de IFC para Argentina. “Esta alianza con Universidad Siglo 21 permitirá reducir la brecha entre educación y necesidades del sector, promoviendo oportunidades laborales de calidad y fortaleciendo las capacidades que el país necesita para aprovechar su potencial minero”, agregó.
«Vincular educación y sector productivo es el primer paso para que el talento argentino impulse el desarrollo del país. La academia tiene la responsabilidad de preparar a las personas para transformar realidades, y en Universidad Siglo 21 asumimos el compromiso de liderar ese camino con visión, innovación y sentido de futuro», expresó Juan Carlos Rabbat, presidente y fundador de Universidad Siglo 21.
El sector minero en la Argentina cuenta actualmente con proyectos por US$ 9.000 millones en construcción y producción, y otros US$ 20.000 millones en etapa de factibilidad. Hoy emplea a unas 40.000 personas de forma directa, mientras que el empleo indirecto multiplica esa cifra entre tres y ocho veces.
En países con mayor desarrollo minero, como Chile y Perú, el sector emplea a más de 240.000 personas directamente, una referencia hacia la cual se espera que Argentina avance en los próximos años.
El encuentro
Del encuentro participaron, por parte de IFC, Manuela Ald, Senior Country Manager Argentina; Pablo Harriague, Investment Officer MAS IFC; Mariana Lef, Upstream y Advisory, Health & Education IFC.
En representación de Universidad Siglo 21 estuvieron presentes María Belén Mendé, vicepresidenta y Exrectora de Universidad Siglo 21; Juan Carlos Rabbat, presidente y fundador; Laura Rosso, rectora de la Universidad; Leonardo Medrano, secretario general de Academia y Desarrollo; y Fernando Sibilla, Chief Growth Officer de R’Evolution Education Group.
Alianza estratégica
A través de esta alianza, el Grupo Banco Mundial busca contribuir al desarrollo de una minería y energía sostenibles en Argentina mediante la creación de una plataforma de colaboración público-privada que potencie el impacto de las inversiones en empleos de calidad, inclusión y desarrollo humano integral.
Los principales referentes de la industria energética se reunirán el martes 2 de diciembre en el Energy Day organizado por EconoJournal para analizar el escenario que enfrenta el sector de cara al año próximo.
La reforma del sector eléctrico, los desafíos en el segmento del upstream y midstream, los nuevos proyectos de expansión e infraestructura y el rol de Vaca Muerta como vector de crecimiento serán algunos de los ejes del encuentro que se llevará adelante en el Hípico Alemán, en Buenos Aires.
La apertura estará a cargo de Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy. Luego Daniel González, viceministro de Energía y Minería, dará cuenta de los principales lineamientos de la agenda energética del gobierno y los objetivos fijados para 2026. Posterior a esa disertación será el turno de Alejandro Macfarlane, accionista de Camuzzi Gas Inversora.
Desafíos y oportunidades
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; Sergio Mengoni, director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies Argentina; y Fausto Caretta, upstream managing director de Pan American Energy; analizarán los desafíos en el upstream de hidrocarburos.
A media mañana el foco estará puesto en el mercado eléctrico y las oportunidades y nuevas tecnologías que se desprenden a causa de la reforma impulsada por el Gobierno. Sobre esto disertará Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU Energy, la unidad de energía del Grupo MSU.
Otro de los ejes estará abocado al midstream y a los nuevos proyectos de expansión. Allí participarán Oscar Sardi, CEO de TGS; Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Dolores Brizuela, Country Manager de Dow; y Tomás Córdoba, CEO de Compañía MEGA.
El rol de Vaca Muerta
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente Institucional del Grupo Techint, hablará sobre Vaca Muerta como proyecto integral de desarrollo en un tablero mundial convulsionado. A su vez, Max Westen, VP de Estrategia de YPF; Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Oil & Gas; y Martín Rueda, Managing director de Harbour Energy; pondrán la atención sobre los desafíos que deben sortear las empresas en el upstream.
Macroeconomía y agenda política
Emmanuel Álvarez Agis de PxQ Consultora brindará su análisis sobre la macroeconomía y la energía. Por su parte, los periodistas María O’Donnell y Alejandro Bercovich analizarán la agenda política de 2026 tras el batacazo de La Libertad Avanza (LLA) en las últimas elecciones.
Mercado de GNL e infraestructura
Al mediodía Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy; y Rodolfo Freyre, VP Gas y Energía de Pan American Energy; compartirán una mirada cross sobre el Mercado de GNL. Por su parte, Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, explicará qué es lo que se puede esperar de la reforma eléctrica.
Otro de los tópicos será la infraestructura. Pablo Brottier, director ejecutivo de Sacde; Alejo Calcagno, de Techint Ingeniería y Construcción; Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras; harán un doble click sobre las obras proyectadas en Vaca Muerta.
Casi llegando al final, la jornada estará enfocada en la innovación y tecnología en el sector. Ese panel estará a cargo de Luciano Pugawko, Regional Sales Manager de Jenbacher; Fernando Monteverde, VP de Sudamérica de Siemens Energy; y Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy.
Las principales empresas del sector industrial-exportador y petroquímico de Bahía Blanca expresaron su rechazo al proyecto de la municipalidad, que propone un incremento extraordinario en la Tasa de Seguridad e Higiene. La medida, que en algunos casos incluye subas que hasta el 140%, es considerada un riesgo para la competitividad, la seguridad jurídica y las futuras inversiones en la región.
La intención del ejecutivo bahiense es concretar un incremento de tasas vinculado a la necesidad de financiar obras de infraestructura, tras el inédito temporal de comienzos de marzo que provocó inundaciones masivas, servicios colapsados y 18 muertes. El rechazo a la opción de financiamiento elegida se realizó a través de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), encabezada por su presidente Matías Campodónico; y la Cámara de Permisionarios y Concesionarios del Puerto de Bahía Blanca, presidida por Gustavo Lucero.
El puerto, junto con el polo químico y petroquímico de Bahía Blanca, es un eje de la industria de la región sur del país, con un fuerte impacto en las exportaciones, la creación de empleo y la producción de insumos esenciales para diversas cadenas de valor. Por lo cual, las entidades coincidieron en que cualquier cambio en el esquema tributario debe ser evaluado con cuidado, considerando su efecto sobre la actividad, los costos y la viabilidad de nuevos desarrollos.
La planta de Mega es una de las instaladas en el complejo bahiense.
La CIQyP nuclea a empresas como Dow, YPF, Profertil, Mega y PBB Polisur, además de otras como Atanor, Sinteplast, Akzo Nobel Chemicals, Ferrosur Roca y Sika Argentina, mientras que la de concesionarios y permisionarios del puerto integra a las compañías de la industria petroquímica con las dedicadas a la logística y exportación agroindustrial. Entre ellas se encuentran compañías de procesamiento de alimentos, almacenamiento y exportación de productos como frutas y cereales.
El rechazo de la industria petroquímica
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica expresó también una «profunda preocupación ante la reciente iniciativa que propone aumentos extraordinarios en las tasas que impactan en la competitividad del sector y en el desarrollo productivo de una región clave para la industria».
Desde la entidad, se detalló la magnitud de la modificación, explicando que «la propuesta de incrementar de manera significativa la Tasa de Seguridad e Higiene, a través de aumentos en las alícuotas y la inclusión de sobretasas, tiene un efecto inmediato y negativo en los costos operativos del sector«.
«Estos ajustes desmedidos se dan en un momento muy complejo de la industria química y petroquímica a nivel mundial, en donde la sobreoferta de productos afecta seriamente los precios y los márgenes del sector, situación que se observa desde hace un par de años y se prevé que se prolongue por lo menos hasta 2028″, agregó al cuestionar también la oportunidad de la iniciativa, considerando el contexto global.
La CIQyP también alertó que “esta decisión de aumentar las tasas mencionadas disminuye la competitividad, afecta la previsibilidad necesaria para planificar inversiones y generan una pérdida de confianza entre los actores que impulsan el desarrollo industrial y exportador de la región”.
El complejo de TGS fue uno de los afectados por el temporal de marzo.
A nivel internacional, Argentina compite con otros polos industriales que ofrecen entornos estables, incentivos a la inversión y reglas claras, se argumentó. Por lo cual, para no quedar rezagados frente a esos mercados, “es crucial garantizar condiciones que favorezcan la llegada de capital, la modernización tecnológica y el crecimiento sostenido dentro del sector”, cerró la carta.
La postura de los permisionarios
Por su parte, la Cámara de Permisionarios y Concesionarios, que agrupa al sector industrial-exportador, rechazó el proyecto por entender que compromete el futuro productivo de la ciudad. “Un aumento significativo de la Tasa de Seguridad e Higiene -a través del incremento de alícuotas y sobretasas que en algunos casos superan un aumento del 140%-, genera una pérdida de competitividad y confianza entre los principales actores que motorizan el desarrollo económico de la ciudad con el riesgo consecuente para la industria», expresó la entidad.
Desde la Cámara se reconoció “la complejidad del contexto y el enorme desafío que implica financiar proyectos de obra, pero no debiera realizarse a través del incremento extraordinario de una tasa cuyo destino no está vinculado a una contraprestación concreta y proporcional al servicioprestado”. Y en el mismo sentido, cuestionó que a pesar de la genuina preocupación del Municipio por las obras de infraestructura, la cual compartieron, no justificaba la falta de diálogo con un sector que desde diciembre de 2023 estuvo abierto y predispuesto a dialogar.
“El sector industrial-exportador representado estuvo apoyando al Municipio en la reconstrucción de la ciudad con aportes extraordinarios y sostenidos que financiaron proyectos de reconstrucción de escuelas, jardines de infantes, hospitales, clubes deportivos, espacios públicos, instituciones y organizaciones, entre otros, que incluso abarcó dos instancias de apoyo financiero a las arcas municipales”, enumeró la entidad, lo que se complementa con los programas de inversión social que cada compañía desarrolla cada año en la comunidad.
En el cierre de la comunicación de los actores del puerto afirmaron que “el futuro de la ciudad se construye juntos, con la participación y un debate amplio entre todos los actores institucionales, para encontrar alternativas que equilibren la necesidad de recursos públicos con la sostenibilidad de la actividad industrial”, lo que permitirá alcanzar soluciones que integren la mirada del Estado y del sector productivo.
El gobierno anunció este martes que avanzará con la eliminación de los derechos de exportación del crudo convencional, con el objetivo de preservar la actividad en las cuencas maduras. El primer paso se concretó a través de la firma de un acta acuerdo con la gobernación de Chubut y luego se extenderá al resto de las provincias productoras. Fuentes al tanto de la negociación confirmaron a EconoJournal que esperan que la medida pueda entrar en vigencia a partir de enero de 2026.
El gobernador Ignacio Torres firma el acta junto al ministro de Economía, Luis Caputo.
En el acta acuerdo, a la que accedió EconoJournal, el gobierno se compromete a modificar los derechos de exportación –el texto no dice que se van a eliminar– y Chubut a acompañar ese esfuerzo con una serie de medidas que deberá explicitar dentro de los próximos 60 días. Recién cuando la gobernación de Ignacio Torres concrete esas reformas, el gobierno quitaría los derechos de exportación. Por eso, las fuentes remarcaron que el anuncio se concretaría en enero. En la actualidad los derechos de exportación son del 8 por ciento.
El texto que fue firmado por el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador Torres, y el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea. Además, participaron del encuentro el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro del Interior, Diego Santilli.
La presencia de estos dos últimos funcionarios evidencia que la intención del acuerdo va más allá de lo meramente sectorial. El gobierno necesita sumar apoyos en el Congreso para aprobar distintas reformas que impulsa y ese tema también formó parte de la mesa de negociación.
Torres sostuvo que “sería muy necio estar en contra de reformas que necesita Argentina”. De hecho, dejó en claro que sus legisladores acompañarán los proyectos que impulsa el ejecutivo en materia impositiva y laboral. En cuanto a la representación legislativa de Chubut, el gobernador precisó: “Senadores tengo dos de mi espacio, uno del peronismo. Y diputados Chubut tiene cinco, de los cuales dos son de mi espacio y tres de otro”.
De izquierda a derecha: Santilli, Adorni, Torres, Caputo y Ormachea.
Los detalles del acta
El primer punto del acta acuerdo dice que “el gobierno nacional, a través del Ministerio de Economía, se compromete a impulsar una modificación del régimen legal vigente de los derechos de exportación aplicables al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales o maduros, a través de una norma, en la que se especificará las posiciones arancelarias de la Nomenclatura Común del Mercosur que corresponden”.
El gobernador Torres detalló que la medida tendrá un impacto estimado de US$ 370 millones que se reinvertirán en la industria: «Esto significa más actividad, más producción y, sobre todo, más empleo para miles de familias que viven del trabajo energético en nuestra provincia».
El primer artículo del acta dice también que “dentro de los próximos sesenta (60) días de suscripta la presente acta acuerdo, la provincia de Chubut y la CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos) presentarán a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación el detalle de las medidas adoptadas y a mantener en el tiempo, y las que se adoptarán en el futuro, por parte de cada una de las Provincias y de las operadoras, tendientes a acompañar el esfuerzo del Estado Nacional”.
Si bien el acta no lo explicita, Chubut deberá trabajar en las próximas semanas en un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos.
Compromiso empresario
Las petroleras, que estuvieron representadas en la firma del acuerdo por la CEPH, también comprometieron un esfuerzo, en línea con el gobierno nacional y provincial.
En el segundo punto del acuerdo dice que “las operadoras se comprometen a destinar la totalidad de los recursos resultantes de la modificación en sus obligaciones de pago de los derechos de exportación, así como aquellos ingresos adicionales efectivamente percibidos por la recomposición de los precios internos derivadas de las modificaciones introducidas conforme el artículo primero de la presente acta acuerdo, a nuevas inversiones en producción convencional”.
Luego se agrega que se buscará priorizar proyectos que:
a) Incrementen la producción de hidrocarburos convencionales mediante proyectos de desarrollo, incluyendo aquellos que requieran la aplicación de técnicas de recuperación secundaria y terciaria;
b) Promuevan la reactivación de equipos torre, en especial los afectados a perforación de nuevos pozos hidrocarburíferos.
c) Pongan en valor pozos inactivos o de baja productividad.
d) Incorporen tecnologías que permitan mejorar la eficiencia de los procesos de producción y reducir costos
“La provincia de Chubut será la responsable del seguimiento, fiscalización y control del cumplimiento de las obligaciones de inversión por parte de las operadoras, sin perjuicio del cumplimiento por parte de estas últimas de la normativa federal correspondiente”, se agrega en el texto.
El acta acuerdo incluye otros dos puntos.
En el tercero se aclara que “a los efectos del cumplimiento de lo dispuesto en el artículo segundo, dentro de un plazo de 60 días de suscripta la presenta acta acuerdo, la provincia de Chubut y las operadoras determinarán los criterios a considerar para el cálculo de los valores de inversión que las operadoras deberán efectuar a partir de los montos que perciban efectivamente por la modificación dispuesta en el artículo primero.
Por último, en el artículo cuarto dice que “la provincia de Chubut se compromete a sostener y actualizar los esquemas de incentivos provinciales aplicables a la producción convencional informados a la secretaría de Energía del Ministerio de Economía conforme el artículo primero de la presente acta acuerdo, garantizando la continuidad de los beneficios fiscales y/o de regalías reducidas que se encuentren vigentes”. Además, agrega que deberá incorporar nuevos estímulos para proyectos que:
a) Acrediten inversiones incrementables verificables en producción de hidrocarburos convencionales;
b) demuestren un impacto directo en la extensión del horizonte productivo de las cuencas maduras.
