Comercialización Profesional de Energía

ecojournal.com.ar

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

CNEA: Referentes del sector nuclear advierten que el organismo esta en crisis y requiere una “redefinición profunda”

La sede central de la Comisión Nacional de Energía Atómica.

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) «atraviesa una situación crítica cuyo núcleo más sensible es la pérdida de recursos humanos«. La descripción es compartida por más de veinte referentes del sector nuclear argentino que fueron convocados por la Fundación Balseiro a reflexionar sobre el presente y futuro del organismo científico.

La fundación organizó el 24 y 25 de abril en Bariloche una actividad con un grupo reducido de personalidades de reconocida trayectoria en el área, quienes compartieron sus visiones sobre cuestiones estratégicas, controversiales y de proyección futura. EconoJournal accedió al documento final del evento, que incluye los artículos escritos por los expositores y sintetiza las coincidencias y diferencias.

Entre los expositores figuran Conrado Varotto (miembro fundador de INVAP), Alfredo Caro (ex director del Instituto Balseiro y del Centro Atómico Bariloche), Germán Guido Lavalle (ex presidente de CNEA), Julián Gadano (ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación) y Diego Hurtado (ex vicepresidente de CNEA).

«Todos coinciden en un punto central: la CNEA es una institución estratégica para el desarrollo de nuestro país que atraviesa una etapa crítica y que requiere una redefinición profunda de su misión, su gobernanza, sus instrumentos de gestión y su relación con el ecosistema nuclear y científico-tecnológico nacional», dice el documento.

Dicha redefinición es estructural y va más allá de la coyuntura actual, marcada por reclamos salariales y presupuestarios. Cerca de 100 jefes y jefas de 11 de las 12 gerencias de la institución a mediados de abril elevaron una carta a las autoridades expresando su preocupación por la situación salarial, contractual y presupuestaria, en la que señalaron la «imposibilidad de sostener grupos de trabajo».

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, respondió que el gobierno trabaja en una reestructuración integral de la CNEA para que sea un organismo de investigación y desarrollo con capacidad de generar sus propios ingresos. «La inercia institucional que premió la expansión permanente nunca exigió resultados. Pedir más presupuesto sin cambiar la estructura es pedirle al Tesoro que financie indefinidamente un modelo que no cierra«, apuntó en un posteo en X.

CNEA: coincidencias y diferencias sobre el presente y futuro del organismo

Según la síntesis, los referentes coincidieron en que la CNEA enfrenta al menos cuatro desafíos: el fortalecimiento del organismo, la reforma de su gobernanza, la formación y retención de los recursos humanos, y la compensación adecuada de sus aportes al resto del ecosistema nuclear argentino. El diagnóstico común es que «la forma actual es inadecuada», aunque existen distintas miradas sobre cómo debería reorganizarse.

La expresión visible de la crisis esta en la dificultad del organismo para formar y retener el talento, su «activo más valioso». «El conocimiento nuclear profundo —el que permite diseñar, licenciar, operar, reparar, evaluar, innovar y formar— es conocimiento encarnado en comunidades técnicas. Se transmite entre generaciones mediante trabajo conjunto, dirección de tesis, participación en proyectos, operación de instalaciones y resolución de problemas reales. Una interrupción de esa cadena puede ser irreversible«, dice el documento.

Una buena parte de los problemas para retener el talento tienen origen en los problemas presupuestarios y salariales y en la relación institucionalmente desordenada con las empresas del ecosistema. «La síntesis posible es que la CNEA no debe competir innecesariamente con empresas, pero tampoco debe quedar subordinada a ellas ni transformarse en una cantera gratuita de talento y conocimiento«, advierten.

Sin embargo, en el documento se reconoce que existen diferencias sobre la manera en la que se deben abordar estos desafíos. Puntualmente, se mencionan diferencias vinculadas al peso relativo del Estado y del sector privado en el ecosistema y respecto de los grandes proyectos, como el CAREM o los reactores grandes como los diseños CANDU.

«Hay divergencias sobre la forma institucional concreta: autonomía de centros, estructura matricial, directorios, fondos fiduciarios, gestión de activos, laboratorios nacionales o reestructuración interna», señalan.

Aportes de los participantes

La síntesis anterior fue elaborada por el comité redactor en base a los textos escritos por los participantes, de los cuales emergen algunos conceptos que dan cuenta de los debates en curso dentro del sector.

El doctor en Física y ex director del Instituto Balseiro, Alfredo Caro, describió una serie de problemas en CNEA como la consolidación de áreas de poder ligadas a proyectos prolongados, la captura de recursos humanos e infraestructura por estructuras cerradas sobre sí mismas, la subutilización de equipamiento de alto valor, la endogamia en la formación y la hipertrofia de funciones jerárquicas como compensación salarial.

La propuesta de Caro es transformar a la CNEA en un Laboratorio Nacional moderno y que parte del financiamiento para sus proyectos de I+D provenga de la generación nucleoeléctrica a partir de su participación accionaria en Nucleoeléctrica Argentina. «Esto permite un cambio cultural: la CNEA dejaría de verse como un área dependiente sólo de fondos públicos para ser vista como una productora de recursos estratégicos de innovación«, explica Caro.

El ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, coincide en el valor que tiene el modelo de Laboratorios Nacionales del Departamento de Energía de los EE.UU. como ejemplo a replicar en el país. «El Estado hoy debe retirarse de las actividades productivas para que el sistema crezca, pero tiene un lugar irrenunciable en tres dimensiones: generación de incentivos correctos, regulación y licenciamiento, e I+D+I lo más en la punta que nuestras capacidades permitan», explicó.

El ingeniero nuclear ingeniero y actual miembro del directorio de INVAP, Juan Pablo Ordóñez, se expresó en una línea similar sobre la misión de la futura CNEA, la cual debería limitarse a la producción de bienes públicos. «Las actividades que no cumplan con la definición de ser bienes públicos, deberían ser transferidas a nuevas empresas que se creen para los fines específicos, o, en caso de ser viable, a las empresas existentes en el sector nuclear», analizó.

El físico-tecnólogo y ex presidente de Nucleoeléctrica, Alberto Lamagna, consideró que el organismo debería orientarse decididamente a la transferencia tecnológica y a la asociación con empresas de alta tecnología, tanto en el sector nuclear como en otras tecnologías sensibles y estratégicas.

«Esta redefinición del rol de la CNEA no implica que deje de participar en grandes proyectos futuros, como fueron el RA-10 o el CAREM. Significa que, para no desvirtuar su misión, la gestión de hitos, cronogramas y financiamiento debería recaer en otra instancia de gobierno o en un consorcio público-privado creado específicamente para ese fin», apuntó.

El doctor en Física y ex vicepresidente de la CNEA, Diego Hurtado, consideró que el sector nuclear, en tanto sector económicamente estratégico, es compatible con los gobiernos que impulsan políticas industriales, energéticas y de I+D convergentes y de escala nacional.

En ese sentido, criticó las decisiones de cancelar proyectos como las centrales nucleares de tipo CANDU y Hualong One que China había ofrecido financiar. «Las centrales nucleares de potencia son la columna vertebral y el principio ordenador del sector nuclear argentino que garantiza la articulación de la trama institucional-empresarial y la convergencia de agendas institucionales y empresarias», evaluó.

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Con Marín y Midlin, el 12° Latam Economic Forum sumará foco energético al debate económico

La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo

La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo en el Goldencenter de Parque Norte, en la Ciudad de Buenos Aires. El evento, que desde 2013 convoca a figuras clave del ámbito público y privado, se consolidó como un espacio de referencia para el debate económico con impacto social.

La propuesta combina análisis económico, actualidad política y compromiso con el desarrollo social, con la premisa de reunir voces diversas para interpretar el contexto nacional y global. Según los organizadores, el objetivo es anticipar los desafíos que enfrentan la Argentina y la región en un escenario marcado por transformaciones económicas y redefiniciones políticas a nivel mundial.

Desde su primera edición en 2013, el foro, organizado por el analista financiero Darío Epstein y su equipo de Research for Traders, reunió a más de 8.000 asistentes a lo largo de los años. Los debates incluyen miradas desde la gestión pública, el sector privado y el análisis económico, con la participación de protagonistas que inciden directamente en la agenda.

Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación, Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.

Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y laAsociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez. Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.

El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.

Nueva edición del Latam Economic Forum

Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación,Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.

Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y laAsociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez. Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.

El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.

A través de la Fundación de Acción Social de Jabad, se sostuvo una red de contención que alcanza a unas 3.000 personas, mediante programas de niñez, fortalecimiento familiar y asistencia directa a más de 700 familias. Coorganizadora del evento y activa desde 1989, también impulsa centros de día, hogares convivenciales, una clínica odontológica y espacios de inclusión para adultos mayores, además de iniciativas destinadas a jóvenes en situación de vulnerabilidad que combinan asistencia con generación de oportunidades laborales.

Parte de los recursos se canalizó hacia la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, organización sin fines de lucro que, desde 1956, financia equipamiento, infraestructura y acompaña a familias durante tratamientos médicos de niñas, niños y adolescentes de todo el país. En ese sentido, gracias a lo recaudado en el evento se adquirió un ecógrafo con transductor lineal y un electrocardiógrafo móvil de doce derivaciones, equipamiento clave para el área de cirugía cardiovascular infantil.

El bono contribución para asistir al evento es de $100.000 en preventa y $120.000 en la modalidad general. La inscripción se realiza a través de la plataforma Eventbrite.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Guerra en Medio Oriente: pronostican que el déficit global en la oferta de petróleo y combustibles se agravará en las próximas semanas

Argentina registra volúmenes de importación de gasoil (diésel) en mínimos históricos. Fuente: Argus.

El déficit global en la oferta de petróleo y combustibles se agravará en las próximas semanas si el comercio energético por el estrecho de Ormuz no es restablecido en lo inmediato. Solo en petróleo crudo, el déficit llegó en abril a casi 4 millones de barriles por día, contenido en parte por inventarios que se van agotando. Los traders y líderes de las principales petroleras de EE.UU. ya anticipan mayores precios del crudo y escenarios de destrucción de demanda.

Dentro de este escenario, la Argentina emerge en Latinoamérica como un mercado menos expuesto a potenciales problemas de suministro por los cambios en los flujos energéticos generados por la guerra y con una gran coyuntura para la exportación gracias a Vaca Muerta.

Vaca Muerta: desempeño excepcional del Medanito y saldos exportables en destilados

Argentina comienza a ver saldos estructurales exportables en destilados. Fuente: Argus.

Argus, empresa líder en servicios de cotización de materias primas, destaca el comportamiento excepcional de los precios del crudo Medanito en el mercado internacional y las oportunidades que la creciente sustitución del gasoil por gas natural en generación eléctrica está generando en materia de exportación de combustibles en una región históricamente deficitaria en naftas y gasoil (diesel).

El barril de Medanito pasó de un descuento general de US$5 respecto al precio del barril Brent ICE antes de la guerra a tener un premio de US$5, con un pico de US$8 a comienzos de abril. “Se mantiene la tendencia del año pasado, la Costa Oeste de Estados Unidos enamorada del crudo Medanito, con valorizaciones a partir de producto de US$160 por barril”, subrayó el Senior Business Development Manager de Argus, Nazareno Ferrero.

En materia de combustibles, el aumento en la producción doméstica y disponibilidad de gas para la generación eléctrica no solo que está reduciendo la utilización de gasoil por parte de CAMMESA sino que está generando saldos exportables estructurales de este combustible y otros destilados a los países vecinos.

“El cono sur de Sudamérica es netamente importador de diésel. Argentina es la excepción, hoy está en una situación que no hemos visto en los últimos 20 años, está larga en diésel”, explicó Ferrero en una presentación para el Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG).

Destrucción de demanda de combustibles en el mundo

El balance mundial de crudo es deficitario en 3,8 millones de bpd. Fuente: Argus.

La guerra en Medio Oriente acaba de cumplir dos meses. La relativa tregua abierta por las negociaciones de paz entre Estados Unidos e Irán, con Pakistán como principal mediador, no dio paso a una verdadera normalización del tráfico por Ormuz, que se mantiene en aproximadamente un 5% con respecto al nivel promedio anterior a la guerra.

De no haber un cambio radical en el escenario, la oferta de petróleo empeorará y empujará a una mayor destrucción de demanda de combustibles en mayo, especialmente en Asia, la región que más depende del suministro energético de Medio Oriente.

Argus señala que en abril el balance global en petróleo crudo fue deficitario en 3,8 millones de bpd, lo que empujó a una caída de 10% en la refinación global. En la región Asia-Pacífico, las refinerías durante marzo y abril recortaron producción por 4,1 millones de bpd, contra una capacidad instalada de refino de 30,7 millones diarios.

Por Ormuz se perdió una oferta de crudo de 12,4 millones de bpd, mientras que el mercado respondió con suministros alternativos que totalizaron 9,2 millones de bpd. Sin embargo, una parte de esa oferta alternativa provino de los menguantes inventarios de petróleo crudo, que en abril aportaron 3,3 millones de bpd.

En consecuencia, la demanda deberá ajustarse a una oferta de combustibles que empeorará. Argus señala que los productos más afectados serán las naftas y el GLP.

En el caso del GLP, el mercado global pasó de una situación de ligero déficit a un severo déficit al perder 30% de la oferta. Asia es el mercado más afectado: los precios del butano y propano AFEI, el índice de referencia para estos productos en los mercados asiáticos, saltaron de US$ 600 a US$ 1200 por tonelada.

«Es uno de los mercados que más destrucción de demanda se verá. Se dejará de cocinar con GLP y se utilizará leña. Se dejará de consumir para los crackers y estos se detendrán», explicó Ferrero.

La visión de las petroleras y los traders

La región Asia-Pacífico fue la que más redujo la producción de combustibles por el faltante del crudo proveniente de Medio Oriente. Fuente: Argus.

Las principales petroleras de EE.UU. que cotizan en bolsa presentaron la semana pasada sus resultados del primer trimestre del año. Los CEOs ya anticipan mayores precios del petróleo crudo si la navegación por Ormuz no se restablece.

El CEO de Exxon Mobil, Darren Woods, considera que el mercado todavía no sintió el impacto real por el lado de los precios. “Cuando se alcanzan los niveles mínimos de inventario necesarios para operar comercialmente, se pierde una de estas fuentes de suministro”, dijo en una call con inversores. “Prevemos que, mientras el estrecho permanezca cerrado, continuaremos viendo un aumento en los precios del mercado”, vaticinó.

Para el director financiero de ConocoPhillips, Andy O’Brien, los mercados de crudo han estado en un “periodo de gracia” desde finales de febrero hasta ahora, ya que los barcos cargados antes de la guerra tardan semanas en completar sus viajes. “Ahora, todos esos cargamentos han llegado a su destino”, afirmó.

“Comenzaremos a ver que algunos países dependientes de las importaciones podrían empezar a enfrentar una escasez crítica a medida que nos adentramos en el periodo de junio a julio”, concluyó O’Brien.

La destrucción de demanda también podría llegar a los mercados desarrollados según el banco JPMorgan Chase. Los inventarios comerciales en esos mercados están en camino de alcanzar niveles de estrés operativo a principios de junio y llegar a mínimos en septiembre si el estrecho permanece cerrado.

Los principales traders de energía del mundo como Trafigura y Vitol también están anticipando una profundización en la destrucción de demanda de combustibles en las próximas semanas.

La destrucción de la demanda se está produciendo en lugares que no son centros de precios visibles”, declaró Saad Rahim, economista jefe de Trafigura, en un evento organizado a fines de abril por Financial Times. “Ese ajuste ya se está produciendo, pero si continúa, se agravará cada vez más. Nos encontramos en un punto de inflexión crítico”, agregó.

El CEO de Vitol, Russell Hardy, afirmó que la recuperación de toda la cadena de suministro llevará tiempo aunque las exportaciones de petróleo se reanuden pronto. «La reactivación de la producción, la reactivación de las refinerías… hay muchísima infraestructura que ha estado paralizada… se necesita tiempo para volver a poner todo en marcha», dijo.

Los precios del petróleo desde el comienzo de la guerra se han visto impulsados ​​por la preocupación sobre la disponibilidad de suministro físico a corto plazo. «La evolución de los precios se centra en el petróleo físico«, evaluó el líder de Vitol.

«Lo que ocurra del tercer trimestre en adelante es menos relevante, porque si el estrecho se abre en diez días, la recuperación llevará tiempo, pero el petróleo fluirá y los clientes en el Este contarán con un mejor suministro para junio y julio», concluyó.

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El sector químico y petroquímico registró en marzo una mejora, impulsada por la recuperación incipiente de la actividad

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial evidenció que marzo de 2026 presentó una mejora en el nivel de actividad, con una recuperación en producción y ventas locales, en un contexto de comportamiento más moderado en las exportaciones.

Los datos relevados por la Cámara destacaron que la producción mostró un crecimiento del 20% respecto de febrero, impulsado principalmente por los agroquímicos, intermedios y los básicos orgánicos. En la comparación interanual, la producción registró una suba del 2%, mientras que el acumulado del primer trimestre se mantuvo prácticamente estable.

Ventas locales

Por su parte, las ventas locales exhibieron una mejora significativa del 45% en términos mensuales, reflejando una recomposición en la demanda en los agroquímicos, seguidos por los básicos orgánicos, los intermedios y los finales termoplásticos. A su vez, en la comparación interanual se observó una suba del 7%, mientras que el acumulado del año evidenció un leve descenso. Entre las empresas participantes del relevamiento mensual destacan que esta recuperación se debe a subas vinculadas, tanto a condiciones de mercado más firmes como al encarecimiento de materias primas, este último asociado al conflicto en Medio Oriente, que impactó tanto en las ventas locales como en las externas; un aumento tanto en volúmenes de venta como en precios, impulsados por una mayor demanda interna y una mejor colocación de stock en el mercado local.

El Informe de la CIQyP® indicó también que las exportaciones registraron una baja mensual del 3% y una caída interanual del 6%, aunque el acumulado del trimestre mostró un crecimiento del 24%. Este desempeño responde a una normalización luego de meses previos con niveles elevados de colocaciones externas.

Pequeña y Mediana Industria Química

En el segmento de la PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), la evolución fue heterogénea. La producción mostró una disminución mensual del 14% y una caída interanual del 9%, con un acumulado levemente negativo. En el mercado local, las ventas crecieron un 11% mensual y un 10% interanual, con una variación acumulada del 6%, evidenciando una mejora en la actividad. En tanto, las exportaciones del segmento registraron un incremento del 19% mensual y un 77% interanual, consolidando su perfil exportador, con un acumulado positivo del 70%.

Durante marzo de 2026, las importaciones del sector mostraron una dinámica alineada con la recuperación de la actividad con una variación interanual positiva del 15%, mientras que las exportaciones evidenciaron un favorable 83%, ambas medidas en dólares. Como resultado, el déficit de balanza comercial de marzo se redujo en un 34% en términos interanuales.

Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 66% para los productos básicos e intermedios y de 94% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.

Ventas totales

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 marzo de 2026, fueron de 308 millones de dólares, acumulando un total de USD 819 millones en el primer trimestre del año.

“Los resultados de marzo en producción y ventas son muy alentadores, siguiendo algunos parámetros generales de la economía doméstica. Las exportaciones muestran un comportamiento moderado. Seguimos confiados en la recuperación de la demanda tanto interna como externa, esta última con un condimento temporal por el conflicto en medio oriente”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

Conclusiones generales del sector

El mes de marzo mostró señales positivas para el sector petroquímico y químico, con una recuperación generalizada tanto en producción como en ventas locales respecto a los bajos niveles registrados en febrero. Los agroquímicos fueron el principal motor de esta mejora, seguidos por los intermedios y los básicos orgánicos, en un contexto de mayor demanda interna y reactivación de la actividad industrial.

Las ventas locales lideraron la recuperación, impulsadas por condiciones de mercado más firmes, una mejor colocación de stock y el encarecimiento de materias primas asociado al conflicto en Medio Oriente. Las ventas externas, en cambio, se mantuvieron prácticamente estables, reflejando un entorno exportador aún desafiante.

No obstante, si bien la recuperación de marzo es alentadora, los niveles de actividad aún se encuentran por debajo de los promedios observados durante el segundo semestre de 2025, lo que sugiere que el sector continúa en una fase de consolidación y que será necesario sostener esta tendencia en los próximos meses para confirmar una recuperación estructural.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Juan Pablo Perea, ministro de Minería de San Juan: “Necesitamos que las empresas avancen en sus decisiones finales de inversión”

El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, analizó el desarrollo minero de la provincia y el potencial que existe.

SAN JUAN (Enviada especial).- El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, presionó públicamente a las mineras para que comiencen a desarrollar sus proyectos de cobre. La provincia hizo su parte: generó condiciones, mejoró procesos y brindó seguridad jurídica. Ahora necesitamos que las empresas avancen en sus decisiones finales. Es momento de que los proyectos se concreten, que se genere empleo y que el desarrollo se materialice”, planteó en la Expo Internacional San Juan Minera.

Avance de proyectos mineros en San Juan

Perea destacó el avance de proyectos clave que marcan la minería sanjuanina. “Hoy tenemos iniciativas que ya están produciendo y otras que avanzan en etapas decisivas. Hualilán está en operación, Veladero obtuvo la aprobación dentro del RIGI, Vicuña presentó la iniciativa más grande dentro de ese régimen y Los Azules fue el primero en obtener la aprobación. Estamos hablando de cuatro proyectos de escala global concentrados en la provincia”, detalló.

El funcionario aseguró que San Juan concentra la mayor parte de las inversiones cupríferas del país. “Alrededor del 80% de las inversiones en cobre de la Argentina se van a desarrollar aquí. Eso nos posiciona como un actor central en el nuevo mapa minero nacional”, afirmó.

Normativa minera

El ministro también subrayó avances en materia normativa y de gestión y destacó la reciente reforma de la Ley de Glaciares como un factor relevante para el sector. “Se trata de un paso importante que reconoce el rol de las provincias y fortalece el federalismo. Pero estos logros no son aislados: responden a un trabajo sostenido para hacer de San Juan un destino competitivo”, explicó.

Modernización del Estado

Uno de los ejes centrales de su exposición fue la modernización del Estado provincial y la agilización de procesos administrativos. “Hemos simplificado trámites, digitalizado el catastro minero y reducido significativamente los tiempos de gestión. Lo que antes demoraba hasta seis meses hoy puede resolverse en aproximadamente 30 días. Esto no implica menos controles, sino controles más eficientes”, indicó.

Perea también aportó datos sobre la actividad reciente en materia ambiental y de fiscalización. “Durante 2025 se aprobaron 45 declaraciones de impacto ambiental, lo que representa un incremento significativo respecto al año anterior. Además, realizamos inspecciones a través de la policía minera. Estamos trabajando con estándares internacionales y con un sistema de información abierto y transparente, porque la transparencia es clave para atraer inversiones”, afirmó.

Impacto de la actividad minera

El funcionario puso énfasis en la dimensión social del desarrollo minero y su impacto en el territorio. “Queremos que el crecimiento se refleje en cada uno de los departamentos mineros. Hoy ya hay cientos de jóvenes formándose en carreras vinculadas al sector y estamos ampliando la infraestructura educativa con nuevas aulas híbridas. La minería tiene que traducirse en oportunidades concretas para las familias sanjuaninas”, expresó.

El ministro también destacó el trabajo de promoción internacional que viene realizando la provincia. “Salimos a mostrar lo que San Juan tiene para ofrecer en los principales escenarios del mundo. Vamos a seguir haciéndolo porque es fundamental para atraer inversiones y consolidar relaciones de largo plazo”, señaló.

Finalmente, el funcionario dejó un mensaje sobre el rol estratégico de la actividad. “La minería no es un fin en sí mismo, sino una herramienta para generar trabajo y mejorar la calidad de vida. Es una política de Estado que debe sostenerse en el tiempo, con diálogo, aprendizaje y visión de largo plazo. Estamos entrando en una nueva etapa de la minería en San Juan, y creemos que será aún más grande con el acompañamiento de todo el sector”, aseveró.

, Loana Tejero

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Paolo Rocca deja de ser CEO de Tenaris y lo reemplaza el argentino Gabriel Podskubka

El Grupo Techint, el principal holding industrial del país y uno de los grandes players energéticos de Vaca Muerta, dio un paso relevante de cara a avanzar con el recambio de su top management a nivel global. El grupo anunció este miércoles a última hora que Paolo Rocca, líder y principal referente del holding, dejará de ser el CEO de Tenaris, la empresa que fabrica tubos para el sector industrial de Oil&Gas y nave insignia industrial de Techint.

Su reemplazante será Gabriel Podskubka, un ingeniero argentino que desde hace dos años se desempeñaba como Director Global de Operaciones (COO, por sus siglas en inglés) de Tenaris, reportando directamente a Rocca. Fuentes cercanas a Techint indicaron que la transición en la conducción de Tenaris forma parte de un proceso lanzado desde hace tiempo y que no tiene relación con las descalificaciones públicas que sufrió Rocca en los últimos meses por parte del presidente Javier Milei. De hecho, Rocca continuará ejerciendo como presidente del Grupo Techint y como Chairman de Tenaris.

«El nombramiento de Gabriel Podskubka refleja la culminación de un proceso de planificación de liderazgo a largo plazo. Desde incluso antes de que Tenaris se convirtiera en una empresa pública en 2002, Paolo ha mostrado una visión extraordinaria al crear una empresa unificada que ofrece productos y servicios críticos y singularmente diferenciados a los clientes de la industria energética. Ha sido el arquitecto del crecimiento continuo de la empresa durante los últimos 25 años, durante los cuales ha reforzado los sólidos valores industriales que son la base de su éxito», explicó Tenaris a través de un comunicado emitido ayer.

Tenaris es líder mundial en tubos y servicios afines para la industria mundial de la energía. En el 2025 tuvo ventas anuales por 12 mil millones de dólares, cuenta con plantas industriales en 17 países, 25.000 empleados, 4 centros de I+D (uno de ellos en Campana, pcia de Buenos Aires) y cotiza en Nueva York, Italia y México.

Nuevo CEO 

Gabriel Podskubka, nuevo CEO de Tenaris, se desempeñaba como Chief Operating Officer(COO) con la responsabilidad de coordinar las áreas comerciales y de marketing de la compañía, las operaciones productivas y de abastecimiento, así como el desarrollo de productos y servicios, puesto que ocupó desde abril de 2023.

Tras incorporarse en 1995 a Siderca, la planta de tubos sin costura de Tenaris en Argentina, Podskubka ocupó diversos cargos en las áreas de marketing, comercial e industrial de Tenaris, hasta ser nombrado responsable de las operaciones de Tenaris en Europa del Este en 2009, y posteriormente Presidente de las operaciones de Medio Oriente en 2013.

«A lo largo de su carrera, ha desarrollado una amplia experiencia internacional. Ha vivido y trabajado en Argentina, Estados Unidos, Italia, Rumania y los Emiratos Árabes Unidos. Es egresado del Instituto Tecnológico de Buenos Aires, donde estudió Ingeniería Industrial. Posteriormente obtuvo un MBA en Harvard Business School. Gabriel está casado y tiene tres hijos», difundieron desde Tenaris.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

YPF presentó un nuevo combustible para optimizar la operatividad minera en condiciones extremas

YPF realizó el lanzamiento de Diesel 10 Minero, un nuevo combustible diseñado específicamente para responder a las exigencias de la industria minera. La presentación tuvo lugar en el marco de la Expo San Juan Minera 2026, consolidando la posición de la compañía como el principal proveedor energético del sector.

Este producto surge como una evolución tecnológica orientada a mejorar la eficiencia operativa en contextos geográficos complejos. El nuevo combustible destaca por su ultra bajo contenido de azufre, con menos de 10 partes por millón, y la ausencia total de biocomponentes en su fórmula.

Estas características técnicas permiten que el fluido sea compatible con las motorizaciones más modernas, como las tecnologías Euro 5 y Tier 4. Al ser apto para sistemas de postratamiento de gases, el producto contribuye a la reducción de emisiones de efecto invernadero en las operaciones mineras.

Un combustible para condiciones extemas

Una de las ventajas competitivas de este lanzamiento es su capacidad para resistir temperaturas extremadamente bajas, que pueden alcanzar los 35 grados bajo cero en zonas de alta montaña. Esta resistencia resulta crítica no solo para la movilidad de la maquinaria pesada, sino también para la generación de energía eléctrica en los yacimientos.

La falta de suministro energético en condiciones climáticas hostiles podría forzar evacuaciones de personal, otorgando al combustible un rol vital para la seguridad humana.

La producción del Diesel 10 Minero se centralizará en la refinería de Luján de Cuyo, tras un proceso de desarrollo conjunto entre los equipos de servicios técnicos y especialistas de la planta. Según las proyecciones de la empresa, el producto comenzará a distribuirse a partir del próximo agosto.

La compañía lidera actualmente el mercado minero en la Argentina, con una participación superior al 90%. Esta hegemonía implica que nueve de cada diez litros de combustible utilizados por la industria son suministrados de forma directa por YPF. La cartera de clientes abarca desde pequeños proyectos de exploración hasta las grandes explotaciones de litio y metales en fase de producción plena.

La complejidad de la distribución se evidencia en operativos diarios, como los realizados en la provincia de San Juan, donde se movilizan múltiples camiones hacia altitudes que superan los 5.000 metros.

Estos procedimientos se ejecutan bajo normas de seguridad co-creadas con las empresas mineras, que suelen ser grandes corporaciones multinacionales con estándares internacionales. La logística dedicada garantiza que el suministro no sufra interrupciones, factor clave para la continuidad de los proyectos.

, Redacción EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Ron Hochstein, CEO de Vicuña: «Estamos trabajando para tomar la decisión final de inversión antes de que finalice el año»

El proyecto Vicuña espera la aprobación del RIGI para avanzar hacia la Decisión Final de Inversión que permitirá el inicio de construcción.

El proyecto minero Vicuña, que integra los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en la cordillera de San Juan, ingresó en una fase de aceleración operativa tras confirmarse que la compañía, a la espera de la aprobación al RIGI, ya inició los movimientos de suelos y logró destrabar el conflicto logístico que mantenía con la provincia de La Rioja.

Ron Hochstein, CEO de Vicuña, al participar de la Expo Internacional San Juan Minera, ratificó que el objetivo central de la alianza entre BHP y Lundin Mining es alcanzar la decisión final de inversión antes de que termine 2026, lo que marcaría el inicio formal de la construcción de una de las minas de cobre más grandes del planeta. «Estamos trabajando para que nuestros accionistas, BHP y Lundin Mining, puedan tomar la decisión final de inversión o la decisión de construcción para la Etapa 1 antes de que finalice el año», aseguró.

El evento, organizado hace 20 años por Panorama Minero, es el más grande hasta el momento realizado en la industria local para lo cual se montaron en El Parque de los Deportes, en el departamento sanjuanino de Pocitos, 13.208 m2 destinados a más 420 expositores.

Al participar en una de las charlas del Argentina Cobre – Sessions, un bloque ejecutivo que reunió a las principales compañías y referentes del sector, el CEO de Vicuña dijo que «2026 será un año de anuncios críticos que marcarán un antes y un después en la industria minera argentina y en el mercado global del cobre«.

«La decisión sobre las inversiones será una gran noticia para la Argentina y con la ayuda del RIGI debería haber noticias y habrá anuncios muy importantes este año«, aseveró sobre el tema, dejando abierta la posibilidad de que el inicio de la construcción sea inminente.

Un proyecto con 70 años de vida útil

Al referirse a la magnitud del proyecto que lo permiten catalogar como un activo de clase mundial, Hochstein explicó que «al combinar los dos yacimientos, esta operación tiene una vida útil de más de 70 años» y remarcó que, por su escala, el complejo «será una de las cinco minas de cobre más grandes del mundo, la tercera mina de oro más grande y la segunda mina de plata«.

El directivo, en una charla en inglés con el periodista Fernando Heredia, detalló que «ya fueron invertidos US$800 millones del presupuesto en ingeniería y en la infraestructura necesaria para mejorar las carreteras» y confirmó que, de hecho, «comenzaron los trabajos preliminares de movimiento de tierras hace una semana«.

Vicuña anunció un acuerdo para utilizar la ruta de acceso por La Rioja, pero avanza en la construcción de un camino dentro de territorio sanjuanino.

En cuanto a la resolución de las fricciones judiciales con el gobierno riojano por el uso de las rutas de acceso, el CEO anunció que el paso fronterizo interprovincial vuelve a estar operativo para los equipos técnicos. «Nos complace anunciar que la orden judicial se levantó hoy; nuestros equipos evaluarán la carretera mañana para determinar su estado, pero podremos volver a utilizarla«, afirmó el ejecutivo durante la presentación de avances.

«Esto no fue iniciado por nosotros, fue iniciado como una iniciativa popular de la comunidad y creo que esa es una de las cosas fuertes que nosotros como industria realmente comenzamos a mostrar cómo podemos beneficiar a las comunidades«, analizó sobre el entendimiento ente las partes. Para Hochstein, el conflicto en La Rioja sirvió para poner de relieve el respaldo social que el proyecto cosecha en las comunidades cercanas, donde los habitantes locales comenzaron a reclamar por la continuidad de los puestos laborales que genera la minería.

Al ser consultado sobre la planificación para la primera etapa del desarrollo de Vicuña, puntualizó que «la primera fase de construcción, que asciende a US$18.100 millones, incluye más de US$1.400 millones destinados a infraestructura» y que actualmente trabajan de forma intensa con la provincia de San Juan para avanzar en los permisos correspondientes.

EL RIGI, determinante para el FID

Pese a ratificar la magnitud de las cifras, BHP y Lundin a través de Vicuña presentaron al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) un programa de US$7.100 millones para los primeros años, cifra que se irá incrementando hasta el inicio de producción estimado para 2031.

Para Hochstein Un factor determinante para que los socios globales den luz verde definitiva al financiamiento total es la estabilidad normativa y los incentivos que ofrece el nuevo marco legal para las grandes inversiones en la Argentina. «Una de las cosas clave que estamos esperando para tomar esa decisión es la confirmación de nuestra solicitud del RIGI«, la cual fue presentada a finales del año pasado y sobre la cual mantienen conversaciones productivas con el Gobierno nacional.

En cuanto al impacto en la cadena de valor local refirió que ya comienza a percibirse en la contratación de mano de obra y en la escala que están adquiriendo las empresas de servicios que ya operan en el campamento minero. Sobre este punto, Hochstein mencionó que la hoja de ruta para los próximos doce meses estará marcada por una contratación masiva de especialistas y una expansión del personal de ingeniería para dejar listo el terreno para la sanción del proyecto por parte de la junta directiva.

«Nuestra empresa de ingeniería duplicará su personal el próximo mes y nuestro equipo de Recursos Humanos está muy ocupado contratando para demostrar a nuestros accionistas que estamos preparados para construirlo», aseguró el responsable de la firma canadiense.

En lo que respecta a la exportación de la producción futura, la compañía evalúa diversas variantes logísticas que priorizan la cercanía con los puertos de aguas profundas del otro lado de la cordillera de los Andes. «Estamos considerando el transporte a través de la Argentina y Chile, ya que está mucho más cerca«, adelantó Lundin, aunque aclaró que para las etapas posteriores se analizan obras de gran envergadura como plantas de desalinización y ductos de concentrado.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Mercuria Energy e Integra Capital, cerca de cerrar la compra de Raízen en la Argentina: el rol que podría tener Edenor en la transacción

La brasileña Raízen, la empresa que en la Argentina controla la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell, está cerca de cerrar la venta de su portafolio de activos en el país a un consorcio integrado por la suiza Mercuria Energy —uno de los mayores traders de materias primas del planeta— e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano.

La operación, valuada en torno a los US$ 1.200 millones, se cerraría antes de mediados de junio, según indicaron a EconoJournal fuentes directamente vinculadas con el proceso. Las negociaciones ingresaron en la etapa final luego de más de cinco meses de conversaciones y due diligence cruzadas entre las partes. Para Raízen, un consorcio en partes iguales entre el grupo Cosán y Shell, el deal es clave a fin de conseguir liquidez para avanzar con la reestructuración de su deuda con acreedores por más de R$ 65.000 millones (unos 13.000 millones de dólares).

El paquete incluye la refinería de Dock Sud, una de las plantas con mayor capacidad de conversión del país, y una red de más de 800 estaciones de servicio Shell distribuidas en todo el mercado local.

Uno de los puntos que demoró el closing de la operación fue la cesión de la licencia de la marca Shell a la nueva sociedad controlada por Mercuria e Integra. Ese proceso ya quedó cerrado y cuenta con el aval de la casa matriz de Shell en Londres. El acuerdo contempla un esquema de royalties —regalías— que los nuevos dueños le abonarán a la compañía anglo-holandesa hasta mediados de la década próxima.

Las sinergias con Edenor

Uno de los aspectos más novedosos de la operación es el eventual rol que podría asumir Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, controlada por una sociedad integrada por Manzano, Daniel Vila, su histórico socio en el sector de medios de comunicación y Mauricio Filiberti, dueño de Transclor, el principal productor de cloro de la Argentina. Edenor podría obtener una participación accionaria en la sociedad que termine controlando los activos de Raízen en el país.

La participación de la distribuidora eléctrica no responde solamente a su espalda financiera —Edenor cotiza además en Wall Street y registró en 2025 un EBITDA superior a los US$ 240 millones— sino fundamentalmente a la posibilidad de desarrollar sinergias operativas entre el negocio eléctrico y la red de estaciones de servicio Shell. La novedad había sido adelantada días atrás por el medio Energy News Today y fue luego confirmada a EconoJournal por fuentes involucradas directamente en las conversaciones.

Una de las iniciativas que se evalúan es avanzar con la instalación masiva de cargadores eléctricos en estaciones de servicio Shell, integrando la red de distribución eléctrica del AMBA con la infraestructura comercial de la petrolera.

Pero las sinergias potenciales van más allá de la electromovilidad. El proyecto también contempla desarrollar soluciones de generación distribuida bajo esquemas de solar roof, con instalación de unidades fotovoltaicas tanto en estaciones de servicio como en edificios aledaños. En esa lógica, Edenor podría transformarse en un abastecedor de energía para futuros desarrollos de data centers, un segmento que empieza a ganar relevancia en el mercado energético argentino por la creciente demanda eléctrica que implicará la expansión de infraestructura digital e inteligencia artificial y el potencial que tiene la Argentina como productor de gas natural en Vaca Muerta a precios muy competitivos.

Una apuesta de largo plazo

Hoy el mercado de electromovilidad en la Argentina todavía es incipiente. La combinación entre restricciones históricas a la importación, ausencia de incentivos específicos y los problemas estructurales del sistema eléctrico —atravesado durante dos décadas por congelamientos tarifarios que limitaron inversiones en redes y modernización tecnológica— demoró el desarrollo de infraestructura asociada a vehículos eléctricos.

Sin embargo, si se mantiene la normalización tarifaria del segmento regulado de distribución eléctrica, ese mercado tenderá a crecer gradualmente durante los próximos años. Desde esa óptica, Edenor, que abastece actualmente a más de 3 millones de usuarios en el área metropolitana de Buenos Aires, aparece en una posición privilegiada para capturar una porción relevante de ese eventual negocio y más si se suma a la sociedad que adquiera los activos de Raízen.

La eventual incorporación de Edenor podría convertir esta transacción en uno de los primeros movimientos corporativos de integración entre infraestructura eléctrica, downstream petrolero y nuevos negocios energéticos vinculados a electromovilidad, generación distribuida y data centers en la Argentina. Aunque, sin embargo, allegados a Edenor indicaron que su participación en la operación aún no está totalmente cerrada.

La mayor distribuidora eléctrica del país modificó en 2024 su estatuto a fin de poder incursionar de forma directa en negocios no regulados, como sucede con el segmento de utilities en algunos países de Europa y en EE.UU. El ente regulador (ENRE) aprobó esa modificación durante la gestión de Eduardo Rodríguez Chirilo, primer secretario de Energía de la gestión de Javier Milei.

Mercuria, Integra y el armado energético

Para Mercuria, la adquisición de Raízen implicaría consolidar una posición estratégica en el downstream argentino. La compañía ya tiene presencia en el país a partir del control del 95% de Phoenix Global Resources, mientras que Integra Capital posee el 5% restante. Phoenix opera activos en Neuquén y Río Negro y actualmente produce más de 20.000 barriles diarios de petróleo.

Phoenix es uno de los jugadores que expandió la frontera shale de Vaca Muerta a partir del desarrollo de áreas como Confluencia y Mata Mora, en Río Negro, donde logró perforar pozos no convencionales con productividades superiores a los 600 barriles diarios de crudo no convencional.

Integra Capital, por su parte, viene ampliando progresivamente su presencia en el sector energético. Además de controlar Edenor, también posee participación accionaria minoritaria en Metrogas.

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Los Azules acelera su financiamiento y apuesta a una “marea alta” para destrabar inversiones en San Juan

El CEO del proyecto Los Azules, Mike Meding, brindó detalles sobre los avances de la iniciativa en la Expo Interancional San Juan Minera.

SAN JUAN (Enviada especial)-. El CEO de Los Azules, Mike Meding, explicó que la compañía se encuentra en plena etapa de estructuración financiera del proyecto cuprífero, con el objetivo de reunir un volumen de capital significativo para avanzar hacia la decisión final de inversión. “Estamos trabajando en un primer esquema que contempla unos 4.000 millones de dólares de inversión total, con un componente importante de deuda. Es un proceso que requiere construir relaciones, presentar el proyecto en detalle y generar confianza en los mercados”, señaló en la Expo Internacional San Juan Minera

Meding destacó que ya existe interés concreto por parte de distintos actores internacionales. “Hemos recibido múltiples propuestas de financiamiento, lo que nos permite ver el panorama con optimismo. Hay interés de inversores europeos y asiáticos, y también estamos en conversaciones con organismos multilaterales”, afirmó.

Financiamiento para el proyecto de cobre Los Azules

El ejecutivo de Los Azules explicó que parte del financiamiento estará destinado  a la provisión de equipos. “Alrededor del 85% de la maquinaria representa una porción muy relevante del capital requerido. El resto se estructurará a través de project finance, con la participación de bancos y entidades de desarrollo”, indicó. En ese sentido, mencionó el trabajo con el Banco Mundial, que se encuentra realizando evaluaciones para garantizar el cumplimiento de estándares sociales y ambientales.

Consultado sobre el contexto financiero argentino, Meding reconoció que el acceso al crédito sigue siendo un desafío. “Sabemos que el financiamiento es costoso y que hay que hacer esfuerzos adicionales. Los bancos operan bajo lógicas de negocio y muchas veces responden a vínculos comerciales entre países. Por eso también es clave el rol de organismos como el CAF, que pueden aportar montos significativos”, explicó.

Dinámica positiva de San Juan

A pesar de ese escenario, el ejecutivo destacó una dinámica positiva en la provincia. “Estamos viendo un creciente interés por San Juan y por sus proyectos de cobre. Hay una percepción de oportunidad que se está consolidando”, sostuvo.

Cuellos de botella

En cuanto a los factores pendientes para avanzar hacia la construcción, Meding fue claro en señalar la infraestructura como uno de los principales cuellos de botella. “La disponibilidad de energía eléctrica es un punto crítico. Necesitamos desarrollar capacidad de transporte y generación. En ese sentido, presentamos iniciativas para líneas eléctricas que no solo benefician a Los Azules, sino también a otros proyectos como Vicuña”, detalló.

El CEO planteó que el desarrollo de infraestructura debe ser encarado de manera coordinada entre el sector público y privado. “Es lógico que la provincia y la Nación no puedan afrontar solas estas inversiones. Tiene sentido que las empresas participen, porque no se trata de obras que benefician únicamente a la minería, sino al conjunto de la economía”, aseveró.

Desde su perspectiva, la clave está en la articulación entre proyectos. “Deberíamos ser capaces de ponernos de acuerdo entre todos los actores para avanzar en soluciones comunes. Si eso ocurre, estamos frente a una oportunidad única. Estamos cerca de ver una marea alta en San Juan que va a elevar a todos los proyectos”, sostuvo.

Modificación a la Ley de Glaciares

Respecto al impacto de la reciente reforma de la Ley de Glaciares, Meding indicó que no tiene efectos directos sobre Los Azules, aunque sí contribuye a mejorar el clima de negocios. “Para un proyecto con horizonte de varias décadas, cualquier señal de mayor previsibilidad es positiva. Refuerza la confianza de los inversores”, explicó.

El ejecutivo también puso en valor el capital humano de la provincia, al que consideró un activo diferencial. “San Juan ha formado profesionales que hoy trabajan en distintos proyectos del país. Es un verdadero polo de conocimiento minero. Cuando se invierte en la gente, los resultados se ven en el desarrollo de la actividad”, destacó.

Meding remarcó la importancia de consolidar un marco macroeconómico y regulatorio estable. “Hay señales de que se busca simplificar normas y reducir burocracia. Ese es el camino. Argentina necesita reconstruir su credibilidad, volver a integrarse a los mercados internacionales y recuperar acceso al crédito. Si eso se logra, el potencial de proyectos como Los Azules puede materializarse plenamente”, concluyó.

, Loana Tejero

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Rolando Figueroa confirmó el interés de al menos ocho nuevas empresas para desembarcar en Vaca Muerta

HOUSTON (enviada especial). El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, confirmó el interés de nuevas empresas de servicio estadounidenses en Vaca Muerta y opinó que la entrada de Continental Resources fue clave para potenciar el atractivo de la formación. Además, defendió la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en el upstream y afirmó que le generará a la provincia ingresos por US$10.000 millones en cuatro años.

En la Offshore Technology Conference (OTC) que se realiza desde el 4 al 7 de mayo en en el NRG Center de la ciudad texana de Houston, el gobernador neuquino conversó con EconoJournal acerca de esta nueva misión que encabezó junto a integrantes de su gabinete para acercar nuevas empresas a la Cuenca Neuquina. Durante su visita al stand que Argentina tiene en la feria, aseguró que al menos ocho empresas de servicios ya manifestaron interés en ingresar a Vaca Muerta, en un contexto de creciente atención internacional sobre la formación.

“Ya vimos alrededor de ocho empresas de servicios interesadas en poder ir a competir en Vaca Muerta”, afirmó el mandatario, quien vinculó ese movimiento con el mayor posicionamiento global de la cuenca y con la estrategia provincial de promoción de áreas hidrocarburíferas. “Es el primer año que vemos que la expectativa de conocer lo que estamos haciendo ha subido mucho”, agregó.

Según explicó, el interés se da en paralelo al proceso de licitación de 15 nuevas áreas en la provincia, cuya apertura de sobres está prevista para el 19 de agosto. El gobernador oficializó durante esta misma gira cuáles serán éstas áreas en un evento organizado por la Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC).

Consultado por este medio, comentó que estos nuevos 15 bloques que Neuquén licitará a través de GyP son “áreas ubicadas en las ventanas de petróleo, de gas húmedo y de gas más seco. Hay oportunidades para distintos tamaños de empresas”, detalló.

El efecto de Continental Resources

Figueroa también aseguró que la llegada de Continental Resources, la empresa creada por el magnate Harold Hamm, fue clave para potenciar el atractivo por la formación no convencional neuquina: “Es una empresa muy prestigiosa, que se ha ganado el respeto de toda la industria en Estados Unidos. Que haya puesto el foco en Vaca Muerta genera interés y nos abre muchas puertas para que lleguen nuevos inversores”, sostuvo.

Las declaraciones del gobernador fueron en línea con lo comentado por muchas empresas del sector durante esta edición de la OTC 2026 ya que, no solo la entrada de Continental llamó la atención de empresas independientes de Estados Unidos, sino que las declaraciones hechas por sus directivos empujaron a esas compañías a hacerse presentes durante las eventos y reuniones encabezadas por el gobierno neuquino y empresas argentinas.

En esa línea, el gobernador consideró que la presencia de compañías de este calibre mejora la competitividad del play y acelera decisiones de inversión. “La gente de la industria entiende por qué queremos monetizar rápidamente todo esto: porque el mundo en 30 o 40 años no va a demandar más ni gas ni petróleo, con lo cual, si no extraemos lo que tenemos, lo vamos a perder. Las inversiones de capitales argentinos están agotadas, por eso están buscando financiamiento afuera. Nosotros como gobierno también tenemos que buscar otras empresas para que colaboren en monetizar el subsuelo”, agregó.

El RIGI para el upstream

El gobernador volvió a respaldar el RIGI para el sector del upstream de petróleo, al que definió como una herramienta clave para viabilizar proyectos de gran escala.

Figueroa criticó a quienes llamó “los detractores del RIGI” y añadió que la implementación del régimen le implica a la provincia resignar alrededor de US$3.500 millones en cuatro años en términos de coparticipación, pero dijo que ese costo se compensa con el ingreso de inversiones que rondarían los US$10.000 millones.

Si a eso le sumamos regalías y la actividad económica asociada, el impacto es claramente positivo”, señaló. El funcionario recalcó que, de ese monto estimado, un 76% son regalías “y el resto es la movilidad que nos genera la propia economía”.

A su vez, sostuvo que de las tres compañías que presentaron proyectos para el RIGI (Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía), las dos primeras lo harán en sociedad con la petrolera neuquina GyP. “Ahí también tenemos 300 millones de dólares. Ha sido una medida muy acertada, planificada y proyectada para que podamos generar este desarrollo. Creo que todo el ecosistema se armó junto con todos los actores dispuestos a desarrollar este potencial y eso se ha visto acá en Houston”, finalizó.

, Laura Hevia

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

TotalEnergies inauguró el parque eólico más austral del mundo: qué planes tiene en Tierra del Fuego y Vaca Muerta

TotalEnergies inauguró un proyecto híbrido con energía eólica y baterías cercano a sus plantas de tratamiento de gas natural en Tierra del Fuego.

RÍO GRANDE (enviado especial). Un proyecto único liderado por TotalEnergies vuelve a ratificar el compromiso histórico de la empresa francesa con el desarrollo del negocio energético en Tierra del Fuego. La segunda operadora de gas natural en el país puso en marcha la producción del parque eólico más austral del mundo. Se trata de una solución híbrida pionera para el sector que brindará energía limpia a las operaciones offshore para producir gas natural, las más importantes en el país por fuera de Vaca Muerta.

TotalEnergies junto a sus socios Harbour Energy (ex Wintershall DEA) y Pan American Energy inauguraron este martes un proyecto híbrido de energía eólica con baterías que logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones de tratamiento del gas en más de un 55 por ciento.

El director general de TotalEnergies en la Argentina, Sergio Mengoni, destacó en el evento de inauguración que el proyecto es pionero para el sector de hidrocarburos en el país y a nivel internacional. “Es el único sistema en el mundo de este tipo para una planta de Oil & Gas que no esta conectada a la red”, explicó Mengoni consultado por EconoJournal.

La petrolera internacional integra con Harbour Energy y PAE el consorcio que tiene la concesión sobre Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1). Las operaciones están a cargo de su filial Total Austral, que incluyen principalmente la producción hidrocarburífera en las plataformas marítimas y luego su tratamiento onshore en las plantas en Río Cullen y Cañadón Alfa.

El consorcio en 2024 puso a plena producción el proyecto Fénix, un nuevo campo dentro de CMA-1 que esta generando hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d). El desarrollo de Fénix requirió de una inversión de más US$ 700 millones.

Parque eólico con baterías en Tierra del Fuego

El proyecto híbrido permitirá reducir el consumo de gas natural en los compresores empleados en las plantas que separan y tratan el gas natural, el petróleo crudo y los líquidos provenientes desde las plataformas marítimas. Solo en gas la planta en Río Cullen tiene una capacidad nominal para tratar hasta 23 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), lo que supone cerca de 20% del suministro nacional de gas.

TotalEnergies estima que el proyecto generará un ahorro de 22 millones de metros cúbicos de gas por año, que ahora podrá volcar al gasoducto San Martín. Se estima que la inversión en el proyecto ascendió a unos US$ 60 millones.

El parque eólico cuenta con dos aerogeneradores de la firma Goldwind, con una potencia instalada de 9 MW de generación eléctrica. Las unidades están ubicadas aledañas a la planta de tratamiento en Río Cullen, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.

El country chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, junto al gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, en la inauguración del parque eólico.

El sistema se completa con baterías de la firma Saft, una subsidiaria de TotalEnergies, y un tendido eléctrico de 27 km para llevar energía también hasta la planta en Cañadón Alfa.

La construcción del proyecto llevó poco más de un año y contó con la participación de Siemens y Schneider Electric en la provisión de sistemas eléctricos. En la integración y construcción del proyecto intervino la constructora Dreicon.

La ejecución fue desafiante en cuanto a la logística y la naturaleza de algunas tareas. «En el pico de obra empleamos a 156 trabajadores, casi todos de Río Grande, para cavar 1500 metros cúbicos de zanja a mano, no podíamos hacerlo con máquinas porque había riesgos. Al principio tuvimos lesionados, pero contratamos a un entrenador y durante los cuatro meses de obra no tuvimos más lesionados», contó el CEO de Dreicon, Alejandro Bellorini.

Para TotalEnergies el proyecto expresa uno de sus pilares en su estrategia global, que es generar más energía y con menos emisiones. También es un ejemplo de la cultura de seguridad laboral que la compañía demanda en sus proyectos y operaciones.

Justamente, TotalEnergies el lunes celebró el día internacional de la seguridad, una jornada que realiza todos los años en sus operaciones en todo el mundo para capacitar y concientizar sobre la seguridad laboral. Mengoni participó de las actividades que se realizaron al respecto en la planta en Río Cullen.

TotalEnergies evalúa proyectos en Tierra del Fuego y Vaca Muerta

Inaugurado en las costas de Tierra del Fuego en 2024, Fénix es el desarrollo de gas offshore más reciente del país.

La empresa en este momento esta evaluando proyectos tanto en la cuenca neuquina como en Tierra del Fuego. Mengoni puntualizó que Vaca Muerta corre con cierta ventaja para anuncios de inversión y que se analizan proyectos de petróleo para calificar al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

«Un proyecto no convencional es mucho más rápido cuando ya tenés las instalaciones. Un proyecto en el offshore te lleva más tiempo y una inversión más grande», dijo el líder de TotalEnergies en la Argentina.

«Estamos equilibrados, tanto en Vaca Muerta, donde tenemos gas y ahora estamos viendo proyectos de petróleo a través del RIGI, y aquí en Tierra del Fuego tenemos un muy buen complemento para nuestro portafolio global», añadió durante una ronda con periodistas.

Aguada Pichana Este es el principal activo de gas que la empresa opera en Vaca Muerta, con una producción de 9,5 MMm3/d. En esta área tiene como socios a YPF, PAE y Harbour Energy.

En lo que respecta a Tierra del Fuego, TotalEnergies al día de hoy produce en los yacimientos Hidra, Kaus, Ara-Cañadón Alfa, Carina, Aries, Vega Pléyade y Fénix. La mayoría de estos son campos maduros.

El gobierno nacional modificó este año el régimen de cobro de retenciones a las exportaciones de petróleo convencional. Consultado por EconoJournal, Mengoni destacó esa iniciativa y consideró que la producción offshore también necesita de incentivos.

«En el offshore convencional hay que seguir bajando las cargas porque el valor agregado que viene de toda producción adicional es mucho más importante que la mejora fiscal», dijo.

Además de los negocios en hidrocarburos, la empresa también ha invertido y explora opciones en generación con renovables. TotalEnergies tiene una portfolio de 300 MW de renovables en el país y con dos flamantes parques solares en Chaco que entrarán en operación en junio.

, Nicolás Deza (desde Tierra del Fuego)

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Inversión a largo plazo: Austral Gold reactiva la producción de la mina Casposo en San Juan

Eduardo Elsztain afirmó que el proyecto Casposo demando un trabajo de más de diez años para su rectivación

La compañía Austral Gold comunicó este martes la reapertura de la mina Casposo, ubicada en el departamento de Calingasta, provincia de San Juan, retomando la producción del relevante proyecto minero de la región. Adquirida en 2016, la mina vuelve a operar luego de un período de cuidado y mantenimiento, tras una inversión superior a US$15 millones destinada a exploración y reacondicionamiento de planta.

El anuncio tuvo lugar durante un acto en el que participaron el gobernador Marcelo Orrego, el Secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, Eduardo Elsztain, presidente de la compañía, Stabro Kasaneva, CEO, y Rubén Femenía, gerente de Casposo. La mina cuenta con una vida útil estimada de entre 6 y 7 años y una producción proyectada cercana a las 120.000 onzas de oro equivalente.

El modelo operativo de Casposo combina producción propia con el procesamiento de mineral de terceros, convirtiéndose en un hub regional. La compañía mantiene presencia en San Juan con una estrategia de inversión de largo plazo en articulación con actores locales.

En tanto, para 2026, Austral Gold proyecta exportaciones por aproximadamente US$60 millones, consolidando su aporte a la generación de divisas. Actualmente, la operación genera más de 300 empleos entre directos e indirectos, con un 99% de trabajadores sanjuaninos, y un impacto en la economía del departamento de Calingasta y sus proveedores locales.

Orrego dijo que “la minería tiene que ver con mejorar la vida de la comunidad. Argentina es un país rico en recursos humanos y minerales, pero la ganancia de un gobierno es que haya más empleo, más valor agregado, que la gente elija vivir acá«.

La visión a largo plazo como eje de la reapertura de Casposo

“Este es un proyecto en el que trabajamos durante más de diez años. Haber llegado hasta acá demuestra que la visión de largo plazo vale la pena”, señaló Elsztain, presidente de la compañía. “Además del impacto local, este proyecto va a generar exportaciones por alrededor de US$60 millones de solo en 2026, contribuyendo al desarrollo productivo del país”, agregó.

Femenía destacó que «la reapertura de Casposo es el resultado de años de trabajo, aprendizaje y compromiso de todo el equipo. Hoy no solo volvemos a producir, sino que lo hacemos con una visión clara: consolidar a Casposo como un centro de procesamiento que permita sostener el empleo y el desarrollo en la región.”

“La minería moderna exige cada vez más responsabilidad -agregó el directivo-. Este proyecto refleja ese enfoque, con estándares ambientales, de seguridad y de trabajo con la comunidad que son centrales para nuestra forma de operar”.

La reactivación de Casposo se da en un contexto internacional favorable para los metales tanto por el alza sostenida de precios como por la demanda global de minerales que son clave para el proceso de electrificación de distintas actividades como parte de la transición energética.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Subsidios al gas: el gobierno presentó un proyecto de Ley para acotar el alcance del Régimen de Zona Fría

El proyecto propone restringir el Régimen de Zona Fría a la versión original, que incluía a la Patagónica, Malargüe (Mendoza) y la Puna.

El gobierno ingresó este martes en la Cámara de Diputados un proyecto de Ley para acotar el alcance del beneficio del Régimen de Zona Fría, un esquema de subsidios a hogares que viven en regiones de bajas temperaturas. El régimen se desmadró en 2021 a partir de una importante ampliación de los usuarios beneficiados, que pasaron de 800.000 a más de 4 millones por una modificación impulsada por el cristinismo en el Congreso. La operatoria del sistema de Zona Fría requiere hoy de subsidios del Tesoro Nacional por más de US$ 400 millones al año, una cifra que ahora el gobierno apunta a limar con un nuevo intento de acotar el restringir la cobertura del régimen en el Congreso.

En concreto, el proyecto presentado hoy prevé que los beneficios previstos en el régimen de Zona Fría —que prevé que los hogares alcanzadas reciben bonificaciones por entre un 30% y un 50% de sus facturas de gas— se aplique como tal únicamente en las provincias de la Patagonia, el Departamento de Malargüe (Mendoza) y la Puna, que eran las regiones incluidas en la versión original del esquema al momento de su creación en 2002.

El texto aclara, sin embargo, que el resto de los 3,2 millones de usuarios que hoy están alcanzados podrían seguir recibiendo algún tipo de beneficio porque el proyecto habilita al Ejecutivo a incluir “una bonificación adicional” para determinadas subzonas climáticas de las provincias que se incorporaron en 2021.

Además, el proyecto que presentó el Poder Ejecutivo incluye otros temas del sector energético como la eliminación del decreto 929 de 2013, conocido como “decreto Chevron”, que estableció un régimen de promoción a las inversiones hidrocarburíferas en Vaca Muerta. El texto también fija nuevas condiciones para cancelar obligaciones de las transportistas y distribuidoras con Cammesa. Además, propone prorrogar el Régimen de Promoción para las Energías Renovables de la Ley 27.191, que concluyó el 31 de diciembre de 2025, hasta 2045.

Qué dice el proyecto del gobierno

El inciso a) del artículo 1 del primer capítulo del proyecto oficial modifica el apartado 75 la Ley 25.565 de 2002, donde se enumeran las zonas de alcance del subsidios al consumo de gas por zona fría.

En rigor, el texto afirma que el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas (creado por la Ley 25.565 para financiar el esquema) financiará “las compensaciones a percibir por las empresas proveedoras por las ventas de gas natural y gas licuado de petróleo que efectúen a las distribuidoras y subdistribuidoras para los consumos de la Región Patagónica, Departamento de Malargüe (Mendoza) y de la región conocida como Puna, por la aplicación de una bonificación sobre el precio del gas natural y del gas propano indiluido por redes que comercialicen los productores de gas”, señala el texto.

El inciso b) aclara que el fondo fiduciario continuará financiando “una bonificación adicional por Zona Fría a la establecida por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)” para las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, de las zonas bio-ambientales que determinó la ley que amplió el régimen en 2021, que incluye a gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

Estas zonas se caracterizan por tener climas templados e importantes niveles de actividad económica. El texto no aclara cuál será la bonificación que fijará la Secretaría de Energía para los 3,2 millones de hogares incorporados por la Ley 27.637.

El mismo artículo también incluye dentro del Régimen de Zona Fría la financiación “a la venta de cilindros, garrafas o gas licuado de petróleo, gas propano comercializado a granel y otros, en la Patagónica, Malargüe y la Puna”.

Recargo en las facturas

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas que solventa el Régimen de Zona Fría continuará siendo financiado por el recargo de 7,5% en las facturas finales aplicado sobre “el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, por cada metro cúbico (M³) de 9300 kilocalorías (Kc), que se aplicará a la totalidad de los metros cúbicos que se consuman y/o comercialicen para su consumo, por redes o ductos”. El texto aclara que queda excluido el gas destinados a la exportación o de GNL (para exportación y el importado).

El recargo en las facturas que reciben todos los hogares del país para financiar el esquema de subsidio podrá incrementarse o reducirse hasta un 50%, es decir, el gobierno podrá llevarlo hasta 11,25%. Además, el proyecto propone que el régimen tenga vigencia hasta el 31 de diciembre de 2031.

Ampliación del Régimen de Zona Fría

La ampliación del Régimen de Zona Fría fue impulsada por el kirchnerismo en 2021, durante el gobierno de Alberto Fernández. Al incorporar hasta casi la mitad de los usuarios de gas de todo el país, la ampliación desvirtuó el espíritu original del esquema de subsidios por zonas frías, que tenía la intención de beneficiar el alto consumo de los hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas.

El Poder Ejecutivo había intentado a fin de 2025 eliminar la ampliación a través de un apartado incluido en el proyecto de Ley de Presupuesto, pero finalmente fue rechazado por la Cámara de Diputados en diciembre.

Decreto 929 y regulación del gas

El proyecto que presentó el gobierno también propone la eliminación del decreto 929, que fijó un régimen de promoción para Vaca Muerta que permitió a las petroleras exportar libremente el 20% de la producción a partir de inversiones de US$ 250 millones. El decreto 929 fue impulsado por el gobierno de Cristina Fernández en 2013 para impulsar inversiones en el desarrollo no convencional de Chevron en sociedad con YPF.

Además, el proyecto del gobierno incluye una modificación a la ley 24.076 que regula el transporte y la distribución del gas natural. El punto 8 del proyecto sustituye el inciso c) del artículo 38 de la Ley 24.076 por el siguiente: “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición. El Ente deberá garantizar el traslado automático a las tarifas de los distribuidores del referido costo de adquisición que resulte de procesos competitivos conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo Nacional sobre las condiciones de contratación”.

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

OTC en Houston: Por qué Vaca Muerta era como una «Fórmula 1 con autos viejos”

Nicolás Ziperovich, CEO de SAI, advirtió sobre los desafíos que presentan las empresas de servicio en Vaca Muerta.

HOUSTON (enviada especial). “Vaca Muerta era como una Fórmula 1 con autos viejos. Ahora vemos mejoras, pero necesitamos que toda la operación funcione con precisión, rapidez y equipos altamente coordinados”, sostuvo Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio International (SAI), durante su participación en Bilateral Energy Summit, organizado por la Argentina Texas Chamber of Commerce (ATCC)

Ziperovich participó del panel “Desde el campo: Operadoras y empresas de servicios escalando en Vaca Muerta”, junto a Patricio Whitney, Managing Director de SLB, y Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, donde puso en relieve algunas de las tensiones que presenta la expansión de Vaca Muerta.

En efecto, los ejecutivos del sector coincidieron en que el shale argentino entró en una nueva etapa en la que el desafío ya no es solo geológico, sino operativo. En este contexto, afirmaron que, para escalar la producción, Vaca Muerta deberá mejorar la eficiencia en la perforación, la logística y la tecnología.

Uno de los ejes centrales que abordó el panel de expertos fue la necesidad de mejorar la eficiencia operativa. Desde el sector de servicios advirtieron que todavía existen desvíos significativos en la utilización de recursos: “En un equipo de perforación estaba el 20% del personal y eso no es eficiente”, señaló Ziperovich. “Había mucha gente que no sabía qué hacer y lo que necesitamos es lograr consistencia para que la operación sea de clase mundial, como la Fórmula 1”.

El desafío de las empresas de servicios

El CEO de SAI expuso que el crecimiento de la actividad empezó a tensionar la capacidad del ecosistema de servicios y, en este contexto, afirmó también que será necesario facilitar la llegada de nuevos jugadores y fortalecer a los proveedores locales. “Si traés empresas de servicios, hay que ayudarlas a entender los desafíos y encarrilarlas para que trabajen bien”, planteó.

Por otro lado, Ziperovich llamó la atención sobre la disponibilidad de equipos de perforación para Vaca Muerta, en un contexto de alta demanda internacional: “La Cuenca Pérmica está aumentando la actividad y va a ser difícil conseguir equipos para Argentina”, advirtió.

Por su parte, Iguacel coincidió en que es necesario acompañar a las nuevas empresas de servicios y sostuvo que el foco debe estar puesto en la ejecución y los resultados. En ese marco, destacó la importancia de incorporar innovación tecnológica, especialmente en el uso de la sísmica.

“Hay que saber usarla e interpretarla correctamente. Sabemos dónde están las formaciones, pero hay bloques cercanos a volcanes o acuíferos. Existen riesgos y por eso es clave entender la geología. Ese proceso puede llevar entre tres y cuatro años hasta definir dónde perforar y obtener recursos”, explicó.

Datos, tecnología e Inteligencia Artificial

Patricio Whitney, Managing Director de SLB, habló acerca de la importancia de generar datos para la IA y saber protegerlos.

Por su parte, Whitney afirmó que entre los principales retos de las empresas de servicios está mejorar la curva de aprendizaje y generar mayor innovación.“Estos son los desafíos que nos impulsan a mejorar. Estamos evaluando qué necesita Vaca Muerta y buscamos acelerar la curva de aprendizaje, porque de eso se trata”, aseguró.

En este punto, el Managing Director de SLB señaló que es necesario impulsar la innovación para lograr mayor consistencia y predictibilidad en las operaciones.

“Antes de pensar en Inteligencia Artificial, el primer paso es construir bases de datos confiables”, añadió. También advirtió que la ciberseguridad debe formar parte de la agenda del sector: “Si no protegés los datos, no podés coordinar bien la operación”, concluyó.

, Laura Hevia

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Andreani invierte US$30 millones en su planta de Pacheco e incorpora inteligencia logística a sus envíos Buenos Aires

Se trata de una inversión de u$s30 millones que incorpora tecnología de última generación orientada a mejorar la experiencia de consumidores, emprendedores y empresas.

Andreani, la plataforma dedicada a las soluciones logísticas, presentó una transformación tecnológica con la automatización integral e inteligente de su planta de Pacheco. Se trata de una inversión de US$30 millones que incorpora tecnología de última generación orientada a mejorar la experiencia de consumidores, emprendedores y empresas en todo el país.

El desarrollo incluye inteligencia artificial, sistemas avanzados de clasificación y procesos de presorting que permiten tener una mayor eficiencia en la gestión del flujo logístico y alcanzar una capacidad de procesamiento de hasta 26.000 paquetes por hora, indicaron desde la empresa.

Planta de Pacheco

El hub Pacheco, con una superficie total de 70.000 m², representa un salto significativo en capacidad y eficiencia operativa, ya que permite procesar hasta 520.000 envíos diarios, optimizando de manera sustancial los tiempos de clasificación y despacho, según destacaron.

Junto a la Central Inteligente de Transferencias (Tigre), con una capacidad de procesamiento de 8.000 paquetes por hora, y las automatizaciones implementadas en las plantas del AMBA y Córdoba, Andreani alcanza una capacidad total de procesamiento de hasta 928.000 productos por día en su red operativa.

El desarrollo incluye inteligencia artificial, sistemas avanzados de clasificación y procesos de presorting que permiten tener una mayor eficiencia en la gestión del flujo logístico

Incorporación de inteligencia logística

“En Andreani tenemos una decisión empresaria muy clara: sostener un modelo de inversión y desarrollo de capacidades con foco en nuestros clientes y con una mirada de largo plazo. Esta inversión incrementó de manera sustancial nuestra capacidad de procesamiento y prepara a la compañía para absorber mayores volúmenes”, destaca Oscar Andreani.

En términos de capacidad, la automatización instalada permite absorber picos de demanda, escalar las operaciones y garantizar eficiencia, velocidad y confiabilidad en la recepción y despacho de mercadería. Esta combinación de volumen, diversidad y capacidad operativa posiciona a la planta como un socio logístico preparado para acompañar distintas industrias clave de la economía local como indumentaria; alimentos y bebidas; salud y farmacéutica; tecnología; retail; e‑commerce; industria; energía y automotriz, entre otras. “La logística es un sector ultra competitivo, por eso la adopción de tecnología, automatización y hoy de inteligencia artificial no son una opción, sino una condición indispensable para ser competitivos”, destaca Carlos Cirimelo, CEO de Andreani.

Automatización

“En un contexto en donde la automatización ya es estándar; lo que aporta un valor agregado a nuestras operaciones es la inteligencia aplicada. La ventaja competitiva ya no está en automatizar, sino en hacer que la tecnología piense la operación”, explica Cirimelo.

El sistema del Hub Pacheco analiza datos operativos, anticipa necesidades y actúa según las prioridades del negocio, lo que permite reducir errores, mejorar la eficiencia y sostener la coherencia operativa en momentos críticos. En rigor, a través de un sistema de clasificación inteligente que analiza variables como tamaño, peso y destino, se minimizan los desvíos y las demoras asociadas. Esta evolución tecnológica también impacta directamente en el crecimiento de los comercios online. Al contar con una logística más eficiente y escalable, empresas, PyMEs y emprendedores pueden ampliar su oferta, gestionar picos de demanda —como Hot Sale o CyberMonday— y mejorar sus condiciones de venta.

Análisis de datos

A través del análisis de datos operativos y la toma de decisiones en tiempo real, la plataforma permite sostener la estabilidad del sistema incluso en momentos críticos. La planta de Pacheco cuenta además con un centro de almacenamiento dedicado al servicio de Fulfillment, una solución pensada para acompañar a pymes y emprendedores en todo su proceso de venta. Integrado con los servicios de Paquetería ecommerce y Llega Hoy, permite llegar rápidamente a compradores de todo el país.

Los productos se reciben y controlan en el warehouse de la planta, quedan disponibles para la venta y el cliente puede monitorear su stock online y en tiempo real. Una vez concretada la operación, Andreani se encarga del picking, el embalaje y la distribución a cualquier punto del país.

«Con esta inversión, la compañía reafirma su apuesta por la innovación, la tecnología y el desarrollo de soluciones logísticas que acompañen el crecimiento del país y generen un impacto positivo en toda la cadena de valor», concluyeron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Milei firmó el decreto que designa al directorio del nuevo ente regulador del gas y la electricidad que reemplazará al Enargas y al ENRE

El decreto 318 saldrá publicado en las próximas horas con las firmas de Javier Milei y Luis Caputo.

El presidente Javier Milei firmó este lunes el decreto 318 que designa al directorio del nuevo Ente Nacional del Gas y la Electricidad (ENRGE), el cual saldrá publicado en las próximas horas en el Boletín Oficial. La creación del organismo estaba prevista en la Ley de Bases de julio de 2024, pero su constitución se fue demorando y recién quedará operativo cuando asuman las nuevas autoridades. De este modo, desaparecerán en Enargas y el ENRE y deberá encararse un complejo proceso de fusión entre las dos estructuras.

La presidencia del nuevo ente quedará a cargo del doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del ENRE, quien ocupará el cargo por un período de 5 años. En la vicepresidencia designaron a Vicente Serra por 4 años, mientras que el directorio se completa con tres vocales. El economista Marcelo Alejandro Nachon, interventor actual de Enargas, será primer vocal por 3 años, la doctora Griselda Lambertini será segunda vocal por 2 años y el ingeniero Sergio Falzone tercer vocal por 1 año.  

Los cinco especialistas surgieron de un proceso de selección que comenzó en octubre con una convocatoria abierta a integrar el directorio. El comité evaluador se oficializó el 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 del año pasado; 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 seleccionaron a tres personas para cada puesto y elevaron la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti. Entre Energía, Economía y Presidencia seleccionaron finalmente a los cinco candidatos. El gobierno elevó entonces su propuesta al Congreso y como no surgieron objeciones ahora procederá a su oficialización.

Diferencias entre los nuevos directores

La semana pasada se generó la primera polémica entre los futuros miembros del organismo por la renovación de 73 contratos en el Enargas. EconoJournal reveló que Lamboglia había sugerido el 8 de abril en una reunión informal no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos, hasta que el ENRGE estuviese en funciones, peroNachon, interventor del Enargas avanzó igual con las renovaciones de los contratos que vencían recién el 30 de junio.

Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.

Esa decisión provocó roces entre los miembros que volvieron a reunirse el lunes de la semana pasada en el ENRE para intentar limar asperezas. Varias de las personas a las que se le extendió el contrato integraban el cuerpo de asesores del ex interventor Casares. En la reunión del 8 de abril Lamboglia, quien no tiene cuerpo de asesores en el ENRE, se había manifestado en contra de la continuidad de un cuerpo de asesores en el ENRGE con el argumento de que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo. Nachón, en cambio, había dicho que creía conveniente su continuidad, adaptada al nuevo ente. Por lo tanto, pareciera que el principal foco de conflicto está puesto en ese cuerpo asesor

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

CAEM pidió facilitar acuerdos para que el RIGI no perjudique a los proveedores locales

Roberto Cacciola reclamó un equilibrio entre el RIGI y la competitividad de los proveedores locales para garantizar la sostenibilidad social de la actividad.

El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, afirmó que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aceleró las decisiones de inversión de las compañías, pero reclamó que los proyectos beneficiados logren un equilibrio que contemple la competitividad de la industria nacional. La Mesa Federal Minera reunirá esta semana a los gobernadores de ocho provincias para coordinar el trabajo con las empresas y lograr una cadena de valor que genere empleo local.

Que de afuera venga lo que sea imprescindible, pero que la industria nacional se fortalezca y para eso la mesa de gobernadores debe articular el trabajo con un coordinador del Gobierno nacional, que reúna a todos los actores”, afirmó Cacciola este lunes en un encuentro con la prensa por el Día de la Minería nacional. Ese encuentro está convocado para el jueves en la provincia de San Juan en ocasión de la Expo Internacional San Juan Minera que se realizará del miércoles al viernes de esta semana.

Para el directivo “la mesa federal es para mejorar la competitividad porque si no hace nada, se toma la letra del RIGI y que el 80% venga de afuera va a ser contraproducente para la actividad. Esto no es pedir modificar la ley sino que los gobernadores y las empresas trabajen en cómo hacer una industria más competitiva y que el gobierno facilite lo que se pueda abastecer localmente. Es tan malo el compre local indiscriminado como el que venga lo que quieran”.

Cacciola destacó la relevancia del RIGI al informar que ya existen 13 proyectos presentados y 7 aprobados bajo este esquema. Al respecto, el directivo consideró que “lo más lógico sería que el régimen no finalice el año próximo, sino que continúe para consolidar un proceso más ambicioso. Si el proceso se consolida, un RIGI más amplio que considere la ampliación de vida útil y cuestiones que tenemos a un costado por resolver. Esto debe continuar, acompañar procesos no invalida seguir reclamando lo que es justo», sostuvo.

El titular de la entidad empresaria hizo hincapié en que la sostenibilidad social de la minería depende del crecimiento de la cadena de valor doméstica. Al respecto, sostuvo que «la minería no va a ser aceptada si no hay un efecto de crecimiento que se vea en el país«, y remarcó el peso que tiene la industria en la generación de empleo. “Por cada puesto directo que hay en la mineria hay dos indirectos. Un proyecto en la primera etapa de producción demanda 800 empresas proveedoras y en operación 550 empresas proveedoras. Si van todos los proyectos adelante va a ser un generador de empleo importante”, aseguró.

El efecto precios y el crecimiento exportador de la minería

Cacciola comparó el volumen de divisas que genera el sector con el principal motor exportador de la economía nacional. «El campo va a exportar US$39.000 millones, la minería ya es un 20% de lo que es el campo con una posibilidad de proyección aun más interesante», detalló para graficar el peso estratégico de la actividad en la macroeconomía. Y este salto responde al crecimiento de la producción de litio en el país y el otro a una mejora sustancial del precio del oro y de la plata.

Las exportaciones del sector representan el 20% de lo generado por el campo y proyectó que podrían superar los US$10.000 millones en 2026.

En cuanto a las proyecciones para los próximos meses, el presidente de CAEM destacó el potencial de crecimiento si los mercados acompañan. «Si comparamos lo exportado en 2025 con US$6.056 millones de ingresos de divisas, tuvimos un 30% más que 2024, y los US$9.000 millones previstos para 2026 es una cifra muy conservadora porque si los precios se mantienen ese valor puede subir más de US$1.000 millones«, indicó al esperar al menos un alza del 49% interanual.

Sin embargo, el directivo planteó una señal de alerta sobre la realidad de la minería metalífera convencional. Cacciola advirtió que «si hoy se mantuvieran los valores más bajos de 2022 prácticamente todas las minas de oro y plata en la Argentina no estarían operando, lo cual sigue siendo un tema para atender» debido a la falta de nuevos proyectos que reemplacen a los actuales. La contracara positiva se encuentra en el sector del litio, que impulsa las estadísticas de producción.

«Litio es la realidad del crecimiento de la minería en la Argentina. De 35.000 toneladas en 2022 a 116.000 en 2025 y se produce a pesar de una contrapartida enorme con la caida de precios; en 2026 con precios que se recuperan las exportaciones estarán por encima de US$2.400 millones porque la situación cambió muchísimo», subrayó el dirigente al señalar que durante la caída de cotización internacional varios proyectos ralentizaron su construcción pero no la detuvieron.

Sobre los problemas de infraestructura, el representante de las empresas mineras confió en que la inversión privada y estatal acompañará el ritmo de los yacimientos. «La infraestructura va a tener que correr de la mano con el desarrollo de proyectos. Habrá demoras seguramente pero no hay otra alternativa porque además es necesaria para muchas actividades, lo que hace un desafio a encarar con inteligencia no pensando en la coyunutura actual sino en una minería para los próximos 100 años», aseguró sobre los cuellos de botella en transporte y energía.

Cacciola también valoró la estabilidad que brindan los mandatarios de las provincias con recursos minerales frente a eventuales giros políticos. «Lo que tiene una fuerza impresionante y es una barrera para cualquier cambio son los gobernadores; no veo un problema importante que cambie la posición de política de Estado vinculada a los gobiernos provinciales», afirmó. No obstante a nivel nacional entendió que “hay temas básicos que todo el mundo reconoce de equiibrio fiscal, evitar subsidios, abrirse a la inversión, que tendrá que considerar cualquier gobierno que asuma porque hubo un cambio cultural en el país , aunque no suficientemente profundo”.

Finalmente, sobre las exigencias de cupo laboral en las provincias, Cacciola dijo que «cuando se habla de niveles globales y porcentajes de empleo hay que atender las realidades de cada lugar, el 90/10 es aspiracional y posible en una parte del escenario de contratación, pero cuando vamos a técnicos y profesionales hay provincias que no los tiene«, explicó el directivo. «No sirve una declamación global para todos, hay que trabajar en cada uno de los sectores y qué hacer para que mejore la cantidad de personal de las comunidades», concluyó.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Figueroa reveló cuáles son las 15 nuevas áreas de Vaca Muerta que licitará GyP

HOUSTON (enviada especial). El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó este domingo de la Bilateral Energy Summit, el encuentro previo a la Offshore Technology Conference (OTC) que se realiza en Estados Unidos, donde presentó por primera vez el detalle de las 15 nuevas áreas hidrocarburíferas que la provincia de Neuquén licitará a través de la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

«Queremos que el mundo nos mire, por eso estas licitaciones son muy importantes para que lleguen otras empresas . Creemos que la llegada de Continental Resources va a permitir desembarcar a nuevas compañías de servicios y también vamos a a ser más eficientes porque estamos trabajando y colaborando con la industria para que esto suceda», sostuvo el mandatario neuquino durante el panel que encabezó en Texas, Estados Unidos.

Con el objetivo de atraer a las empresas americanas que participan en el desarrollo del Permian, Figueroa señaló que los recursos de Vaca Muerta sixtuplican la capacidad de consumo de la Argentina por los próximos 20 años, pero también destacó el potencial de otras formaciones como Quintuco o Los Molles: «El camino que se ha trazado es el correcto. Se ha armado un sistema resiliente y estamos convencidos de que vamos a crecer mucho», agregó.

Bajo este contexto oficializó la convocatoria denominada Ronda 1/2026 que apunta a atraer inversiones para la exploración, desarrollo y eventual explotación de bloques ubicados dentro de la formación Vaca Muerta y otras ventanas geológicas de la provincia. Se trata de una licitación de carácter nacional e internacional que permitirá a empresas privadas asociarse con GyP bajo un esquema contractual en el que la petrolera provincial mantiene la titularidad de las áreas, pero comparte el desarrollo con operadores e inversores.

Las 15 áreas en licitación

Estos bloques están distribuidos en la zona norte y centro de la provincia y combinan áreas con distinto grado de madurez exploratoria, lo que permite ampliar el espectro de interesados, desde grandes operadores con experiencia en shale hasta compañías de perfil más exploratorio.

Según el pliego oficial, las áreas incluidas en esta primera ronda son:

Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.

Esquema regulatorio

El modelo licitatorio prevé que las empresas adjudicatarias se asocien con GyP, que conservará una participación de entre el 10% y el 20% en cada proyecto. A cambio, los privados asumirán el riesgo y el financiamiento completo de la etapa exploratoria. El proceso contempla un período inicial de exploración de hasta ocho años -dividido en dos etapas de 4 años y una eventual concesión de explotación por 35 años en caso de descubrimientos comerciales.

Las empresas interesadas podrán postularse hasta el 10 de agosto y las ofertas se conocerán el 19 de ese mismo mes.

Uno de los ejes centrales del esquema es el compromiso mínimo de inversión, que será clave en la evaluación de las ofertas, junto con variables como regalías, bono de acceso y plan de trabajos exploratorios para dar impulso a otros bloques con menor actividad.

, Laura Hevia

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Milicic Minería participará en la Expo San Juan Minera 2026

Milicic compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros.

Milicic Minería invita a visitar su stand E541 | E557, ubicado en el Pabellón 2, donde compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán conocer más sobre la experiencia de Milicic en el sector, su propuesta de valor y su compromiso con las comunidades en las que opera, según precisaron desde la empresa.

«Con más de 30 años de experiencia en los principales proyectos mineros del país, Milicic Minería viene trabajando en el desarrollo de capacidades para estar a la altura de las oportunidades del sector. Ello demanda inversión, capacidad de gestión de múltiples actores y sobre todo una cultura y orientación al servicio de las necesidades de los clientes», destacaron desde la firma.

“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería. Los estándares de este segmento de mercado exigen ser eficientes con el servicio, integrando a la propuesta de valor el trabajo con todo el ecosistema local y la sostenibilidad en la gestión”, destaca Marian Milicic, gerenta general.

“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería”, destaca Marian Milicic, gerenta general.

Presencia en distintos puntos del país

Con una fuerte presencia en distintos puntos del país, Milicic Minería participa en la actualidad en proyectos vinculados a la minería metalífera y del litio, así como también en la industria de minería de cemento, acompañando el desarrollo de los sectores productivos más dinámicos.

En la provincia de San Juan, Milicic Minería desarrolla actualmente tareas para Minera Andina del Sol SRL, Barrick Mining Corporation & Shandong Gold Group en Veladero,donde se encuentra finalizando la fase 8A2 y 8B vinculadas a la construcción e impermeabilización del valle de lixiviación. En Santa Cruz, estuvimos trabajando recientemente en Cerro Negro para Oroplata SA y Newmont.

Proyectos

En el norte del país, la compañía avanza en proyectos vinculados al litio, con trabajos en el Salar del Rincón (Salta) para Rio Tinto; en el Proyecto Sal de Oro (Salta/Catamarca) para Posco Argentina SAU. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires y en La Calera, provincia de San Luis.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Vaca Muerta busca posicionarse en Houston como un socio confiable para el mercado mundial de energía

DESDE HOUSTON.- Una misión argentina desembarcó este domingo 3 de mayo en la ciudad de Houston para participar de la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 con el objetivo de posicionar al país como un socio capaz de convertirse en un proveedor protagónico en el mercado mundial.

La antesala del evento –reconocido como la mayor feria tecnológica del offshore– fue el Bilateral Energy Summit organizado por la Cámara de Comercio Argentina–Texas (ATCC) cuya meta fue mostrar nuevas oportunidades de inversión en Vaca Muerta, presentando a la formación neuquina ya no como un potencial sino como una realidad ineludible.

En efecto, en aquel evento se probó que Argentina ya no llega a Houston a contar lo que podría hacer sino a mostrar lo que está haciendo. Vaca Muerta se presenta en la OTC 2026 no como una promesa, sino como una realidad lista para conectarse con el mercado internacional.

Bilateral Energy Summit: la tradicional antesala de la OTC

El programa comenzó con la Bilateral Energy Summit, la tradicional cumbre que se realiza en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reúne a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales.

Allí se dieron lugar representantes de compañías como Continental Resources o San Antonio junto con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, entre otros.

«El momento de invertir es ahora» y «Argentina y Texas son socios complementarios» fueron dos de los ejes principales del evento que funciona como antesala de la OTC. Con más de 400 participantes y la presencia de figuras como Ariel Masut (ATCC) y Diego Sucalesca (PromArgentina), el debate inició en la creación de una asociación estratégica entre la Cuenca Neuquina y Permian, el gigante de Texas.

Referentes de compañías como Pluspetrol, TotalEnergies, Geopark y Quintana Energy se enfocaron en los planes y desafíos de la Cuenca Neuquina. Mientras que operadores locales y las empresas de servicios, representadas por figuras como Javier Iguacel (Bentia Energy) y Nicolás Ziperovich (San Antonio Internacional), profundizaron acerca de cómo captar la tecnología y el capital necesarios para dar el siguiente salto productivo.

Una de las grandes novedades de esta edición de la OTC es que por primera vez Argentina como país liderará uno de los paneles centrales del evento. Bajo el nombre “Argentina como socio energético confiable: el papel de Vaca Muerta en el mercado energético mundial”, el martes disertarán Horacio Marín, el gobernador Figueroa, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, Marcelo Gioffré (VP Supply Chain PAE) y Mauricio Uribe, presidente de FECENE.

El evento se enmarcará en mostrar la confiabilidad de los proyectos argentinos a través de la escala y la calidad del recursos. Además, tanto el gobierno de Neuquén como los representantes de las operadoras, intentarán remarcar el progreso obtenido en la cuenca neuquina a través de la productividad y la competitividad lograda en los últimos años, junto con los avances en las infraestructura y los grandes proyectos exportadores.

Con esta hoja de ruta integrada, Argentina cerrará su primera jornada en la OTC enviando un mensaje contundente: el país tiene el recurso, está construyendo la infraestructura y busca socios estratégicos para alimentar la demanda energética global.

Energy Trade Mission: la agenda de la misión de la ATCC

En paralelo, la Energy Trade Mission organizada por la ATCC estructurará una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios para la comitiva de empresarios que llegaron a Houston.

La misión incluirá una visita a la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica. Además, recorrerán instalaciones de empresas como Halliburton, Precision Drilling y Oliden Technology, entre otras.

, Laura Hevia

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Por qué es importante que las pymes sorteen la dificultad en el acceso al crédito y cómo pueden hacerlo

Gastón Díaz, socio de Australis Capital; y Nicolás Gandini, director de EconoJournal

El desarrollo de Vaca Muerta y de otros sectores estratégicos como la minería y la agroindustria vuelve a poner en primer plano una limitación estructural de la economía argentina que es el acceso al crédito. En ese contexto, fondos de crédito privado como Australis Capital buscan posicionarse como un puente entre el sistema financiero y el entramado de pequeñas y medianas empresas que sostienen la cadena de valor.

Australis Capital es un fondo cuyo objetivo es financiar pymes vinculadas a la economía real, como la energía, minería, agroindustria e infraestructura, bajo la premisa de que existe una brecha significativa de financiamiento en la Argentina, en la que los bancos no siempre ofrecen productos adecuados en términos de plazo y estructura. La firma apunta a cubrir ese espacio con créditos de entre dos y cinco años, diseñados a medida de cada empresa, y tickets que van de US$1 millón a US$15 millones.

En una edición especial de Dínamo, Gastón Díaz, socio de Australis, planteó que el problema de fondo es la baja penetración del crédito en el país. “La Argentina tiene un problema estructural de acceso al crédito. La penetración del crédito al sector privado está entre el 10% y el 15%. El promedio en América Latina es del 60% y hay países que alcanzan el 80%”, señaló.

Las Pymes y la dificultad de acceso al crédito

Según Díaz, esta limitación impacta especialmente en las pymes, que suelen acceder a financiamiento bancario de corto plazo o a instrumentos del mercado de capitales con vencimientos que rara vez superan los 24 o 30 meses. “Ese es un problema para proyectos que requieren inversión y maduración en el tiempo. La dificultad está en cómo calzar financiamiento de largo plazo con proyectos también de largo plazo”, explicó.

Este desafío se vuelve más evidente en el contexto de expansión de Vaca Muerta. Con niveles de producción en aumento y obras de infraestructura en marcha, como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o la expansión de Oldelval, las empresas operadoras demandan a sus proveedores un crecimiento acelerado y que puedan estar a la altura.

“Cuando el operador te dice ‘necesito que me perfores el doble el año que viene’, la pyme tiene que dar un salto que no puede financiar solo con su flujo actual. Necesita capital”, aseveró Díaz en una edición especial de Dínamo.

Frente a este escenario, Australis propone esquemas de financiamiento de mediano y largo plazo que contemplen las particularidades de cada empresa. “Los bancos miran principalmente los últimos tres estados financieros, que reflejan el pasado, pero no necesariamente lo que viene. Nosotros combinamos análisis cuantitativos con cualitativos como quién es el dueño, cuáles son sus clientes, proveedores, cómo opera la empresa. Eso nos permite estructurar soluciones a medida”, detalló el socio de la compañía.

Según explicó, el diseño de esos instrumentos busca adaptarse al ciclo productivo de las pymes. “Si una empresa necesita importar maquinaria y recién va a generar flujo dentro de seis o 12 meses, no tiene sentido exigirle repago de capital desde el primer mes. Hay que armar esquemas que funcionen con la realidad del negocio”, agregó.

Barrera cultural: pensar en endeudamiento a largo plazo

«Nosotros combinamos análisis cuantitativos con cualitativos (…) Eso nos permite estructurar soluciones a medida”, detalló Díaz.

Díaz subrayó que también existe una barrera cultural asociada al financiamiento. “En la Argentina hay una lógica muy marcada de corto plazo y en muchos casos cierto temor al endeudamiento. La deuda es una mala palabra. Este es un proceso que tenemos que transitar como país. Empezar a pensar en el largo plazo”, sostuvo.

En esa línea, mencionó que iniciativas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) pueden actuar como catalizadores. “El RIGI obliga a pensar en el largo plazo y está atrayendo capital que se compromete por muchos años. Para que eso funcione, necesitamos que las pymes, que forman parte de la economía real, puedan acompañar ese proceso”, indicó.

Díaz también comparó la situación local con otros mercados de la región. “Estamos varios pasos atrás. En países como México hay una multiplicidad de oferta de crédito. Acá no estamos en ese nivel y eso explica por qué las pymes están poco apalancadas. En otras economías, los activos de las empresas se aprovechan mucho más desde el punto de vista financiero”, explicó.

Australis incluye una estrategia federal. La empresa busca acercarse a los territorios en los que se desarrollan los proyectos productivos, en contraste con la concentración histórica del sistema financiero en el Área Metropolitana de Buenos Aires. “El desafío es ir a donde están las pymes. El día a día muchas veces les impide salir a buscar financiamiento. Por eso creemos que el valor está en recorrer, conocer a los dueños y entender en detalle cada negocio”, señaló.

La firma ya inició contactos con empresas en distintas provincias y prioriza sectores como energía -con foco en Neuquén y Santa Cruz-, minería (incluido el litio en el norte), renovables y economías regionales. “Las grandes empresas hoy captan la mayor parte del mercado de capitales. Nuestro rol es ir a buscar a las pymes y evaluar el potencial de sus proyectos”, explicó Díaz.

En términos de impacto, el socio de Australis destacó el efecto multiplicador que pueden tener estas actividades sobre el empleo. “En economías como la australiana, el ratio es de cuatro empleos indirectos por cada empleo directo. Hay un derrame importante en toda la cadena de valor: construcción, insumos, servicios. Pero para aprovecharlo necesitamos proveedores que estén a la altura, y eso implica financiar su crecimiento”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Garrafas vs. tarifas de gas: entre el impacto de la desregulación del GLP y la estabilidad de precios para el segmento residencial

Mientras el gobierno comienza con la implementación del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) el resto de las piezas del tablero se ubica en un escenario como mínimo dicotómico. Por un lado, el subsidio a las garrafas representa apenas un tercio de su valor, y por el otro, el gobierno protegió a las tarifas de gas en el segmento residencial evitando que recayera en ellas el impacto del mercado internacional del petróleo.

«Hay una decisión de política de estabilizar la tarifa de gas para el segmento residencial incluido los sectores de grandes ingresos de la provincia de Buenos Aires y en paralelo, una desregulación de mercado de GLP que te va a dar un aumento en la garrafa significativo. Es como contradictorio», sostuvo Nicolás Arceo, director de la Consultora Economía y Energía en el capítulo N°5 de Dínamo -Charlas de energía, el podcast de EconoJournal.

El panel, que contó además con la participación de Juan José Carbajales, titular de la Consultora Paspartú; Gustavo Pérego, director de la Consultora Abeceb, Nadia Sager, asesora integral energética y la conducción de Nicolás Gandini, estuvo dedicado a analizar el impacto de las decisiones del gobierno de Javier Milei sobre las tarifas energéticas.

Desregulación del mercado de GLP y su impacto en el subdidio a las garrafas

En enero de 2025 el gobierno implementó la desregulación del mercado de GLP. Para ello, eliminó los cupos mínimos de asignación de volúmenes de gas licuado de petróleo por empresa y al mismo tiempo, los precios de referencia para venta al consumidor. En la práctica esto se tradujo en un aumento significativo del costo de la garrafa, que impacta directamente en buena parte de los sectores de menores ingresos que se abastecen de gas únicamente de ese modo.

«El aumento del consumo en invierno se explica en buena medida a través de la demanda residencial. En menor medida, por las usinas mientras que la industria mantiene un consumo relativamente estable a lo largo del año», explicó Arceo.

«En un mecanismo de mercado se esperaría que el segmento residencial absorbiera el sobrecosto de invierno porque es el que aumenta la demanda. Sin embargo, el gobierno lo que hizo fue trasladar ese sobrecosto al segmento industrial y de usinas, protegiendo tarifas residenciales», continuó.

Y aquí es dónde se produce la paradoja. Arceo explicó que mientas esto ocurre, la desregulación del mercado de GLP se tradujo en el incremento del costo de la garrafa que consume gran parte de los sectores de menores ingresos. «Entonces, para algunos hay mercado y para parte de los que no hay mercado son justamente los sectores de altos ingresos de la Argentina», agregó Arceo.

«El 45% de la población usa garrafas. Involucra el polo urbano, Mesopotamia, Patagonia, Tierra del Fuego. Es crítico. Para muchos de ellos, es su medio de calefacción único. Ahí lo que tenés es que liberaste los precios de toda la cadena de importación y exportación y a la vez el subsidio está fijo, frenado desde mediados de 2023 cuando el precio se cuadruplicó», sostuvo por su parte Juan José Carbajales.

«El esquema de Subsidios Energéticos Focalizados reglamentó una garrafa en verano y dos en invierno de eso, el 50%. Pero al mismo tiempo, sacó dos criterios que estaban antes que eran: cantidad de usuarios por familia ni tuvo en cuenta el tema geográfico. Entonces, te queda una garrafa en invierno. ¿Cuál va a ser el efecto de eso? No van a ser las familias las que paguen esto: van a ser las provincias. Las provincias están haciendo la segmentación que no hicieron antes», agregó.

«Creo que hay que rescatar el hecho de que quieren alinear precios«, sostuvo por su parte Pérego, ex Subsecretario de Integración de Políticas Productivas durante la gestión de Cambiemos. «Ahora, al final del día, todos los gobiernos en Argentina eligieron la parte residencial como el eje. Y eso es voto. Entonces, de alguna manera, siempre se repite esta condición. Y como se venía con una escalada en la inflación, tiene al menos lógica política la decisión adoptada, más teniendo el escenario global que tenemos», explicó.

Las disparidades de la política tarifaria de gas

El Gobierno decidió evitar que las tarifas de gas residencial sufrieran el impacto del mercado internacional de petróleo.

El escenario actual –inminencia del invierno, suba de precios internacionales del petróleo por el conflicto bélico en Medio Oriente, depreciación del subsidio– se suma al impacto de la Ley de Zona Fría (N° 27.637) que establece descuentos de hasta el 50% para los hogares en áreas de bajas temperaturas del país en sus tarifas de gas natural. La normativa, que estará en vigencia hasta 2031, encuentra en la práctica asimetrías marcadas.

«En este momento, la Ley de zona fría permite que en la zona patagónica, por ejemplo, una estancia de altos ingresos pague el gas a un 50%», ejemplicó Arceo.

Para Juan José Carbajales la complejidad del escenario se explica por la falta de una toma de postura clara de parte del Gobierno en materia de tarifas. «Hay una decisión de fondo del gobierno que viene de la Ley de Bases –Ley 27.742-. Acá hay un trade off entre dogmatismo y pragmatismo», indicó.

«Si el Gobierno hubiera sido consistente con la ley de Bases tendría que haber ido a fondo en uno de los dos sentidos o en los dos: esto pasa a los privados, corro al estado y traspaso los precios internacionales a las tarifas», agregó Carbajales.

La decisión gubernamental fue evitar el traslado del costo del petróleo a las tarifas seguramente impulsado por el objetivo de evitar su impacto en el número de inflación que lejos estuvo de sus espectativas originales. Esto se evidenció en la decisión del gobierno de no avanzar con el agregador privado para que sean las industrias las que cubran el costo del gas importado y reducir al máximo los montos de los subsidios que paga el Estado.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Pecom le compró a Pluspetrol cuatro yacimientos de petróleo en Mendoza y La Pampa

Pecom superará los 50.000 kbbl/d operados y se convertirá en uno de los cinco principales operadores del país.

Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, anunció la firma de un acuerdo con la petrolera de capitales nacionales Pluspetrol para la adquisición de su participación del 57% en el bloque El Corcobo, que incluye cuatro áreas convencionales ubicadas en las provincias de Mendoza y La Pampa.

El bloque totaliza un volumen de producción de alrededor de 18.000 barriles diarios de petróleo por día (kbbl/día). Una vez completada la transacción, Pecom superará los 50.000 kbbl/d operados y se convertirá en uno de los cinco principales operadores del sector en el país, según afirmó la compañía del grupo Pérez Companc en un comunicado.

En los hechos, Pecom, en conjunto con su subsidiaria relacionada San Benito Upstream, adquirió las concesiones de explotación de hidrocarburos a las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III, que conforman El Corcobo.

Pecom ya había adquirido en febrero el histórico yacimiento convencional Manantiales Behr en Chubut, donde sumó a su operación 25.000 barriles diarios de producción de petróleo pesado en el país.

Por su parte, Pluspetrol confirmó el acuerdo de la venta del 100% de su participación en las cuatro áreas convencionales a través de un hecho relevante publicado este jueves ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Bloque de áreas convencionales

El Bloque El Corcobo está compuesto por activos maduros con potencial para la aplicación de técnicas de recuperación terciaria (EOR), “un campo en el que Pecom cuenta con amplia experiencia técnica y operativa”, afirma el comunicado de la petrolera grupo Pérez Companc. “Esta capacidad constituye un diferencial clave para maximizar el valor de este tipo de yacimientos, optimizando factores de recobro y extendiendo la vida útil de los activos”, agrega el comunicado.

Horacio Bustillo, CEO de PECOM, señaló que “estamos dando un paso histórico completando una adquisición que consolida a Pecom entre los cinco principales operadores del sector en el país. Basados en nuestras capacidades, a partir de una gestión eficiente en la superficie y un profundo conocimiento del subsuelo, estamos convencidos de que podemos agregar mucho valor a El Corcobo”.

La transacción, que se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones precedentes, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes, se enmarca en la estrategia de crecimiento de Pecom en el segmento upstream en el país, con foco en la gestión eficiente de activos convencionales.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Adorni incluyó en su informe al Congreso el detalle de gastos de las tarjetas corporativas durante el paso de Reidel por Nucleoeléctrica

El presidente Milei junto a Demian Reidel.

“Informe todos los gastos efectuados con las tarjetas corporativas de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) Detalle destino de las erogaciones efectuadas y el valor de cada una”. La solicitud fue enviada al jefe de Gabinete, Manuel Adorni, por los legisladores de Unión por la Patria como parte de las preguntas previas a su exposición del miércoles. El funcionario podría haber eludido la respuesta, pero decidió adjuntar a su informe de gestión un documento de 58 páginas con todo el detalle de los gastos realizados con las tarjetas corporativas de la compañía estatal entre el 1 de marzo de 2025 y el 12 de febrero de 2026, algo que no suele ser habitual en estos casos.  

Pregunta incluida en el informe de gestión presentado el miércoles.

Lo que hizo Adorni fue replicar la contestación que había realizado el Ministerio de Economía hace pocas semanas como parte de un pedido de acceso a la información pública sobre el mismo tema. El período detallado no es casual. Coincide prácticamente con los meses en los que Demian Reidel estuvo al frente de Nucleoeléctrica antes de ser despedido el pasado 9 de febrero.

La salida del físico experto en finanzas –con quien el presidente Javier Milei dijo en mayo de 2024 que iba a escribir un libro que podía llegar a posicionarlos para la obtención del premio Nobel de Economía– estuvo marcada por denuncias sobre supuesta corrupción y malversación de fondos públicos. Por eso los legisladores preguntaron puntualmente sobre el uso de las tarjetas corporativas de NA-SA, la firma encargada de operar las tres centrales nucleares de potencia que tiene el país.

El documento que adjuntó la Jefatura de Gabinete no permite conocer puntualmente los gastos que hizo Reidel con la tarjeta de NA-SA porque si bien se detallan todos los consumos realizados por los funcionarios de la empresa, no se identifica qué compró cada uno. Además, fuentes cercanas a NA-SA aseguraron que el informe incluye datos de 103 tarjetas de 11 directivos –entre directores y gerente general-  y 92 técnicos.

Otra dificultad estaba dada por el formato en que se presentó la información. No se facilitó un Excel, sino un PDF donde los datos aparecen en un orden aleatorio y en formato imagen, lo que impide copiarlos o editarlos. A través del programa Gemini de inteligencia artificial, EconoJournal transformó ese archivo en un documento de Excel para poder ofrecer cifras agregadas e identificar algunas tendencias en el patrón de esos consumos.

El informe incluye en total 3861 consumos por un monto global de 443.229.614 pesos. Al tipo de cambio actual, de 1415 pesos, que no es el mismo de cuando se realizaron muchos de esos gastos, la cifra equivale a unos 313 mil dólares, gastados a lo largo de 11 meses y 12 días.

Adorni puso a Reidel de nuevo en escena.

El detalle de los gastos

Las erogaciones más significativas corresponden a gastos en hoteles de 5 estrellas de máximo nivel como Ritz-Carlton Georgetown, The St. Regis Singapore, W South Beach de Miami, InterContinental San Francisco, SO/ Vienna y Meliá Vienna. Todas esas son cadenas y marcas de primer nivel que operan bajo estándares internacionales de alta gama, como los utilizados por guías especializadas como Forbes Travel Guide. Por lo tanto, podría suponerse que allí se hospedaron directores de NA-SA y no los técnicos, aunque la información no lo aclara. El listado también incluye gastos en otros hoteles 5 estrellas que se ubican un escalón por debajo, como The Westin, Embassy Suites, Grand Mercure Rio Copacabana y Loews Hotels. Además, hay numerosos gastos en restaurantes, cafeterías, supermercados y servicios de transporte, ya sea alquiler de auto, Uber e incluso Metro.

El directorio de Nucleoeléctrica comandado por Reidel en abril de 2025.

Entre las erogaciones también se pueden ver conceptos específicos referidos a la actividad nuclear, vinculados con instituciones del sector como World Nuclear Association, Zachry Nuclear Engineering, Nuclear Energy Institute, Canadian Nuclear Association y la Asociación Brasileña para el Desarrollo de las Actividades Nucleares.

En enero y febrero aparecen también numerosos gastos en la ciudad costera de Angra dos Reis, cercana a Río de Janeiro, pero desde Nucleoeléctrica se encargaron de aclarar que eso se debe a que un grupo de unos veinte técnicos viajaron allí para colaborar con la Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, conocida como Central nuclear de Angra, que se encuentra en la playa de Itaorna.

En los resúmenes de las tarjetas corporativas sobresalen también gastos menores en tiendas de ropa como Adidas, Reebok, El Corte Inglés, la cadena de descuentos Primark e incluso entradas al Park Guell y Castell de Montjuic en la ciudad de Barcelona, pero lo más llamativo son los gastos en locales duty free, en su mayoría ubicados en los aeropuertos.

Los gastos en locales duty free

EconoJournal relevó 46 operaciones en locales duty free por 7,8 millones de pesos a lo largo de todo el período informado. Como los empleados de NASA disponen un monto diario de viáticos por día, se supone que cada uno gasta ese dinero como prefiere, pero hay un dato que llama la atención.

De las 46 compras realizadas en esos locales, 34 de ellas –el 74%- fueron en un lapso de apenas 25 días, entre el 18 de enero y el 11 de febrero de 2026. Es más, el sábado 7 de febrero, dos días antes de que el gobierno despidiera a Demian Reidel de Nucleoeléctrica, figuran once compras en comercios duty free por un monto total de 1493 dólares. El domingo 8 hay una operación más por 65,8 dólares, mientras que el miércoles 11 de febrero, dos días después del despido de Reidel, hubo otras siete compras por 1751 dólares.

De hecho, ese 11 de febrero se realizaron las tres compras más onerosas realizadas en locales duty free durante todo el período analizado: una por 586,3 dólares, otra por 382 dólares y la tercera por 349,5 dólares. Por lo tanto, de los 7,8 millones gastados en locales duty free entre el 1 de marzo de 2025 y el 12 de febrero de 2026, 4,7 millones –el 60%- corresponden a gastos realizados en la misma semana en la que echaron a Reidel. No está claro quien realizó esos gastos porque en la información que proporcionó el gobierno al Congreso no se identifica a ningún empleado de Nucleoeléctrica.

Adelantos de efectivo

Al observar las operaciones con las tarjetas corporativas, también sobresale la cantidad de adelantos en efectivo que realizan sus titulares. En el período analizado hay 502 operaciones de adelantos por 60,3 millones de pesos. Fuentes cercanas a Nucleoeléctrica señalaron a EconoJournal que cuando los trabajadores viajan disponen de una tarjeta corporativa para realizar sus gastos, pero si prefieren disponer de efectivo pueden hacer retiros. De hecho, muchas de esas extracciones son en dólares en el exterior, pero luego el banco las convierte a pesos.

Al igual que en el caso de los gastos en los locales duty free, lo que se puede observar es una aceleración de retiros de efectivos hacia el final de la gestión de Reidel. Entre el 1 de marzo y el 31 de diciembre de 2025 hay 196 retiros por 35,5 millones de pesos y en los 43 días de 2026 relevados los retiros suman 306 retiros por un total de 24,7 millones de pesos.

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Respaldo de la Cámara de Comercio de EE.UU. al financiamiento para minerales críticos: «La Argentina debe recibir un tratamiento preferencial»

La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina
(AmCham Argentina) y la U.S. Chamber of Commerce firmaron este jueves un documento para consolidar una agenda de cooperación en minerales críticos. El vicepresidente senior para las Americas de la Chamber of Commerce, Neil Herrington, consideró que los proyectos mineros en la Argentina deberían recibir apoyo financiero y económico federal estadounidense.

La declaración conjunta firmada por la Cámara de Comercio estadounidense y su representación en la Argentina busca
traducir en acción el acuerdo bilateral sobre minerales críticos rubricado por los gobiernos de la Argentina y EE.UU. en febrero de este año, para avanzar en inversión concreta, alianzas tecnológicas y desarrollo productivo.

El objetivo es avanzar hacia un modelo de articulación público-
privada
que permita transformar el potencial de la Argentina en realidad a través de cuatro línea de trabajo: el financiamiento de proyectos, el desarrollo de infraestructura, la transferencia tecnológica y el agregado de valor en origen.

El CEO de AmCham Argentina, Alejandro Díaz,

Del evento también participaron la presidente de AmCham Argentina, Mariana Schoua, el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, el secretario de Relaciones Económicas Internacionales de la Nación, y Fernando Brun, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero.

Respaldo al financiamiento de EE.UU. para proyectos de minerales críticos en Argentina

El gobierno de los EE.UU. destinará fondos federales para acelerar el financiamiento de proyectos mineros prioritarios en países aliados, con hasta US$ 100.000 millones comprometidos. La Corporación Financiera de Desarrollo (DFC) y el EximBank oficiarán como vehículos para el financiamiento.

El financiamiento será para proyectos en países que acuerden participar en la zona comercial preferencial para minerales críticos y tierras raras impulsada por EE.UU. La administración de Donald Trump esta evaluando y conversando con otros gobiernos distintos instrumentos para dar garantías a las inversiones dentro de esa área comercial internacional, como el establecimiento de precios mínimos.

Herrington

«Argentina se ha convertido en un aliado muy importante y debe recibir tratamiento preferencial«, dijo el representante de la Cámara en rueda de prensa ante una consulta de EconoJournal.

instrumentos como DFC y EXIM —con hasta US$100 mil millones comprometidos para cadenas
de suministro aliadas—, posicionando a la Argentina como un beneficiario estratégico y
promoviendo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para atraer inversión
estadounidense. Además, se busca impulsar el desarrollo de capacidades locales de
procesamiento, especialmente en litio y cobre, a través de transferencia tecnológica y alianzas
industriales, junto con la mejora de la infraestructura mediante esquemas público-privados.

Cooperación en minería

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Litio: cuáles son los desafíos regulatorios y de infraestructura que impactan en la calidad de las inversiones

El análisis de CIPE, Fundación Libertad e Invecq subraya la necesidad de modernizar el control fiscal para capturar de forma adecuada la renta minera del litio.

El Center for International Private Enterprise (CIPE) junto a la Fundación Libertad y la consultora Invecq analizaron las oportunidades y obstáculos que enfrenta la minería de litio en la Argentina, un recurso que representa el 21% de las reservas mundiales. El informe advierte que su participación en la producción global aún es limitada: actualmente representa el 5,2% del mercado, posicionándose como el cuarto productor, detrás de Australia, Chile y China.

El diagnóstico técnico señala que el aprovechamiento de este potencial geológico depende de una modernización fiscal que establezca precios de transferencia específicos contra la subfacturación, junto al fortalecimiento de la Mesa del Litio para armonizar criterios entre Nación y provincias, para reducir la fragmentación normativa.

También contempla la adhesión a los estándares internacionales de transparencia de la EITI, el impulso de programas de formación técnica para integrar el empleo local y la priorización de corredores logísticos en el NOA bajo esquemas de inversión público-privada que mejoren la competitividad operativa del sector.

Zona gris en la regulación

El documento señala una carencia fundamental al indicar que «el sector del litio opera bajo las leyes mineras generales, lo que deja una ‘zona gris’ legal respecto a regulaciones específicas que podrían fomentar inversiones de mayor valor agregado». Esta falta de especificidad técnica en la legislación vigente impide que se desarrollen mecanismos de control más precisos para un mineral con dinámicas de mercado muy distintas a la minería tradicional.

La fragmentación administrativa entre las jurisdicciones locales y el Gobierno nacional aparece como uno de los principales frenos a la competitividad. El análisis destaca que «la falta de criterios uniformes entre las provincias y la Nación en temas de regalías, fideicomisos y participación estatal genera incertidumbre y puede actuar como una barrera para la llegada de inversiones de largo plazo», un factor que eleva el riesgo percibido por los operadores internacionales.

En cuanto a la fiscalización de las rentas, el informe pone el foco en las vulnerabilidades del sistema de exportaciones. Textualmente, advierte sobre las «deficiencias en el régimen de precios de transferencia y el control de las exportaciones, lo que facilita maniobras de subfacturación». Esta situación no solo erosiona la recaudación fiscal, sino que también afecta la transparencia y la reputación del sector ante los organismos de crédito y los mercados externos.

La consolidación de proyectos en la Puna demanda una mejora urgente en la logística regional. El déficit en transporte y energía eleva los costos operativos y la viabilidad económica.

El informe fue elaborado de manera conjunta por el Centro Internacional para la Empresa Privada (CIPE por su sigla en inglés), una organización afiliada a la Cámara de Comercio de los Estados Unidos que promueve la transparencia y la gobernanza en más de 100 países; la Fundación Libertad, un centro de pensamiento con sede en Rosario que trabaja desde hace 38 años en la difusión de políticas de desarrollo institucional y económico en la región; y la consultora Invecq, especializada en análisis macroeconómico y estrategia de negocios.

Los grises legales y la infraetructura como limitantes

Javier Bongiovanni, Economista Senior de Fundación Libertad, afirmó sobre el trabajo que «no basta con tener una de las mayores reservas de la región; el éxito del litio depende de la capacidad para ser un socio confiable en el mundo. El informe demuestra que la transparencia y la coordinación entre Nación y provincias son las únicas herramientas capaces de atraer inversiones de alto valor que generen empleo calificado y transferencia tecnológica.»

El concepto de calidad del capital resulta central en este diagnóstico técnico. El trabajo diferencia las corrientes de inversión y subraya que «el capital constructivo busca valor a largo plazo y sostenibilidad, mientras que el capital corrosivo aprovecha los vacíos legales para obtener beneficios rápidos». La consolidación de reglas claras aparece, entonces, como el único filtro eficiente para evitar la degradación del entorno de negocios minero.

La infraestructura logística en la región del NOA representa otro condicionante crítico para el escalamiento de la producción. Según el relevamiento, «el déficit de infraestructura en transporte y energía en las zonas de salares encarece los costos operativos», limitando la viabilidad económica de yacimientos que, aun siendo técnicamente aptos, quedan marginados por la falta de conectividad ferroviaria o acceso a redes eléctricas de alta tensión.

Respecto a la transparencia internacional, la Argentina muestra avances pero aún restan pasos formales por completar. El informe recomienda enfáticamente «avanzar en la adhesión plena a la Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI)», como un mecanismo para estandarizar el reporte de pagos y beneficios, alineando la producción local con las exigencias de los mercados de la Unión Europea y los Estados Unidos.

La Mesa del Litio, integrada por Jujuy, Salta y Catamarca, es evaluada como una herramienta de coordinación con potencial, aunque todavía insuficiente. El texto señala la necesidad de «fortalecer institucionalmente la Mesa del Litio para coordinar políticas productivas y sociales», buscando que las decisiones de las provincias no colisionen con la estrategia de inserción internacional que diseña la Cancillería y la Secretaría de Minería.

Empleo de calidad, sostenibilidad y financiamiento público-privado

Dana Barringer, de CIPE, destacó que «a diferencia de los capitales corrosivos, que buscan rentabilidad a corto plazo y benefician al país inversor, el capital constructivo contribuye al desarrollo económico del país receptor en el largo plazo”. Esto se refleja en «la generación de empleo de calidad, la operación bajo modelos en los que priman la transparencia y la rendición de cuentas, la transferencia de conocimiento y tecnología, y el pago adecuado de impuestos y regalías, entre otros beneficios.»

El acceso a los mercados de Europa y Estados Unidos demanda certificaciones de sostenibilidad y trazabilidad, para lo cual se recomienda la adhesión plena a la iniciativa EITI.

En el plano de los recursos humanos, el diagnóstico identifica una brecha entre la demanda industrial y la oferta educativa en las provincias mineras. El trabajo afirma que existe un «déficit de perfiles calificados para cubrir oficios críticos en las plantas de procesamiento», lo que obliga a las empresas a incurrir en costos adicionales de capacitación o a buscar personal fuera de las comunidades de influencia directa del proyecto.

La sostenibilidad social y el vínculo con las comunidades locales también forman parte de la ecuación de riesgo. El documento sostiene que se requiere «formalizar criterios mínimos para la participación estatal provincial en los proyectos», de modo que el beneficio para los erarios públicos locales sea previsible y no dependa de negociaciones puntuales que puedan interpretarse como discrecionales por parte del inversor.

Para mitigar el déficit de inversión pública, el informe propone el uso de nuevos instrumentos financieros. Sugiere, por ejemplo, «financiar infraestructura estratégica mediante esquemas de inversión público-privada (PPP)», permitiendo que las operadoras mineras adelanten capital para obras de conectividad que luego resulten compensadas mediante créditos fiscales o cánones, optimizando los tiempos de construcción de los proyectos.

Hacia adelante, el éxito de la Argentina en el mercado del litio dependerá de su capacidad para ofrecer un entorno previsible. Como conclusión, el informe recalca que «la transparencia y la estabilidad de las reglas de juego son los principales atractivos para la inversión responsable», marcando que el país tiene ante sí el desafío de transformar su riqueza geológica en un motor de desarrollo económico genuino y trazable.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Vista presentará dos proyectos de upstream al RIGI y eleva sus metas de producción para 2026 en Vaca Muerta

Miguel Galuccio presentó los resultados del primer trimestre de Vista y anunció que apelará al RIGI para adelantar inversiones.

Vista Energy anunció este jueves que aplicará al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) con dos de sus activos estratégicos en Vaca Muerta. El anuncio fue realizado por su presidente y CEO, Miguel Galuccio, durante la presentación de resultados del primer trimestre, en la cual destacó que la documentación para los bloques Águila Mora y Bandurria Norte se presentará formalmente hacia el final del segundo trimestre.

Esta decisión busca traccionar inversiones que, de otra manera, hubieran quedado relegadas en el cronograma de la compañía. Según explicó Galuccio, el impacto del RIGI es determinante para mejorar las tasas de retorno en estos bloques no desarrollados. Sin estos incentivos fiscales, el desarrollo masivo de ambas áreas recién se habría priorizado cerca de 2030, pero el marco normativo permitirá acelerar el despliegue de capital.

El panorama inversor para la empresa se completa con la expectativa sobre el bloque Bajo del Toro. Galuccio mencionó que, tras cerrar la operación con Equinor, evaluarán si dicha área también califica para el RIGI, aunque aclaró que la solicitud debería ser canalizada a través de YPF, operador del bloque.

La operadora revisó al alza sus metas operativas para el cierre de 2026. Gracias a una productividad por pozo superior a la esperada y un escenario de precios internacionales al alza, Vista elevó su proyección de producción anual de 140.000 a 143.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). Este ajuste implica sumar más de un millón de barriles adicionales en el año, con un claro destino al mercado exportador.

Los números del primer trimestre

Los números que respaldan este escenario son parte del balance del periodo, donde la compañía alcanzó una producción total de 134.741 boe/d, lo que representa un salto interanual del 67%. Este crecimiento se explica por la exitosa integración del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y por una agresiva campaña de perforación que mantiene un ritmo constante en sus áreas operadas.

En términos financieros, los ingresos de la firma treparon a US$ 694,3 millones, marcando un incremento del 58% respecto al mismo período del año anterior. El EBITDA ajustado, por su parte, se situó en US$ 450,8 millones, con un margen del 65%. Estos resultados demuestran la capacidad de la operadora para compensar las fluctuaciones de precios mediante eficiencia operativa y una estructura de costos ajustada.

El costo de extracción (lifting cost) se redujo a US$ 4,3 por barril, un 8% menos que el año previo, mientras que los gastos comerciales registraron un ahorro del 41%. Estas métricas reflejan la madurez en la operación de sus principales yacimientos y la optimización de la infraestructura logística necesaria para evacuar el crudo desde la Cuenca Neuquina.

El perfil exportador de la compañía también se consolidó, con ventas externas que representaron el 64% de los ingresos totales, sumando US$ 431 millones. Este flujo de divisas se sostiene sobre una inversión de US$ 391,2 millones ejecutada en el trimestre, la cual se destinó a la perforación de 19 pozos y la conexión de 23 nuevas unidades, además de obras clave para el soporte de las operaciones en campo.

, Redacción EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Primer intento del Gobierno para que las industrias cubran el costo del GNL importado en invierno

La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.

La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.

Sin interés industrial

La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.

El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.

Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.

Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.

Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.

El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.

Tampoco respondieron las distribuidoras

La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.

El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.

El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.

En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.

El final de una campaña

Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.

Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.

El nuevo esquema de transporte busca transparentar la disponibilidad de rutas y optimizar el despacho hacia los grandes usuarios industriales.

El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria

Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.

En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.

Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.

La transición hacia un nuevo mercado

El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.

Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.

La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.

Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.

Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.

Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.

Los precios del gas local

En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.

Los industriales aseguran que la dependencia del gas regasificado proyecta valores cercanos a los US$ 20 por millón de BTU para el próximo invierno.

La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.

La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.

A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.

Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi, una solución integrada de servicios en Vaca Muerta

Brava nació con un perfil técnico, enfocada en ingeniería, obras civiles y servicios para la industria de Oil & Gas. Peduzzi construyó su trayectoria en el transporte, con fuerte presencia en cargas líquidas y servicios para la perforación.

En Vaca Muerta, donde la aceleración de la actividad en no convencional redefine los estándares operativos, también cambia la lógica de contratación de servicios. Las operadoras demandan cada vez más eficiencia, coordinación y capacidad de respuesta, lo que empuja a los proveedores a ampliar su alcance. En ese escenario, la articulación entre Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi muestra cómo dos compañías pueden converger en un esquema operativo integrado sin perder su identidad.

Ambas firmas comparten una dirección estratégica común orientada a la prestación de soluciones completas. “Nuestra mirada es clara: brindar soluciones. Tengo que darle una respuesta al cliente y, con la cartera de servicios que tenemos, hoy lo logramos de punta a punta”, explica Juan Cruz López, presidente de Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi.

El cambio de enfoque fue progresivo. Brava nació con un perfil técnico, enfocada en ingeniería, obras civiles y servicios para la industria de Oil & Gas. Peduzzi, en tanto, construyó su trayectoria en el transporte, con fuerte presencia en cargas líquidas y servicios para la perforación. La evolución de la demanda llevó a ampliar esas capacidades.

“El salto se dio cuando dejamos de decir ‘brindo un servicio’ para pasar a ‘te brindamos una solución’”, resume el ingeniero Juan Cruz López. Ese giro implicó no solo sumar nuevas unidades de negocio, sino también repensar la forma de operar.

“Nuestra mirada es clara: brindar soluciones. Tengo que darle una respuesta al cliente y, con la cartera de servicios que tenemos, hoy lo logramos de punta a punta”, sostiene Juan Cruz López, presidente de Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi.

Complementariedad operativa

En la práctica, la interacción entre ambas compañías permite cubrir múltiples etapas dentro de un yacimiento, desde la construcción de locaciones y el movimiento de suelos hasta la logística, el mantenimiento y servicios específicos. Todo bajo estándares operativos alineados.

“Las dos empresas tienen la misma idea: brindar un servicio de excelencia. Muchas veces el cliente, cuando le falla otro proveedor, sabe que puede confiar en nuestras soluciones”, señala López.

Uno de los desafíos iniciales fue integrar carteras de clientes que, en muchos casos, no coincidían. “No era automático. Los clientes de Brava y los de Peduzzi no se cruzaban. El trabajo fue justamente lograr esa integración y poder ofrecer soluciones más completas”, explica.

Hoy, ese proceso se traduce en la posibilidad de centralizar servicios. “La idea es que el cliente encuentre todo en un solo lugar, con una sola gestión y un único punto de contacto”, agrega.

La posibilidad de integrar servicios como transporte, obras, gestión de sólidos, hot oil y soluciones energéticas permite ampliar el alcance operativo y mejorar los tiempos de respuesta

Escala y adaptación al no convencional

El crecimiento de la actividad en Vaca Muerta también obligó a adaptarse. “En los últimos dos años el negocio cambió mucho. Pasamos de tener una fuerte presencia en convencional a operar en un 90% en no convencional”, detalla López.

Esa transición requirió inversiones en equipamiento y en capital humano. En la actualidad, la operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.

“Es un flujo de trabajo difícil de dimensionar. Necesitás un equipo de management y mandos medios que acompañe ese ritmo”, sostiene el ejecutivo.

En paralelo, se reforzó la estructura profesional. “Invertimos en tener los mejores camiones, la mejor maquinaria y un equipo con mucha experiencia. El nivel de respuesta que tenemos hoy es algo que incluso a nosotros nos sorprende”, afirma.

La operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.

Servicios especializados y nuevas demandas

La ampliación de servicios también incluyó la incorporación de soluciones más específicas que refuerzan la lógica de integración. Entre ellas, el control de sólidos y los servicios de hot oil, clave para operaciones de mantenimiento y optimización en los yacimientos.

“Son servicios muy específicos que forman parte de la estrategia de integración, porque nos permiten aportar valor concreto dentro de la operación”, explica López.

A esto se suma el desarrollo de soluciones vinculadas al GNC, en línea con una agenda cada vez más presente en la industria: la eficiencia energética y la reducción de emisiones. “Estamos trabajando en medición de huella de carbono y en el diseño de parques solares para compensarla. También incorporamos equipamiento que reduce la huella. Es un diferencial que cada vez más clientes empiezan a demandar”, afirma el directivo. 

La incorporación de estas unidades no responde únicamente a diversificación, sino a una lógica de complementariedad. La posibilidad de integrar servicios como transporte, obras, gestión de sólidos, hot oil y soluciones energéticas permite ampliar el alcance operativo y mejorar los tiempos de respuesta.

Un diferencial local

En un contexto donde crece la presencia de empresas internacionales, el conocimiento del territorio aparece como una ventaja competitiva. “Ser una empresa con fuerte arraigo local nos da un diferencial. Conocemos Vaca Muerta, las localidades y cómo se opera en cada lugar”, asegura López.

Esa cercanía también se refleja en la relación con los clientes y en la capacidad de adaptación. “Somos muy dinámicos. Interpretamos rápido lo que necesita el cliente y nos reinventamos. Eso fue clave en nuestro crecimiento”, agrega.

Con la actividad en expansión y mayores exigencias operativas, la integración de servicios gana peso dentro del esquema productivo. En ese proceso, Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi avanzan en una lógica de complementariedad que busca responder a un mercado donde la eficiencia ya no depende solo de cada servicio, sino de cómo se articulan entre sí.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Primer intento fallido del Gobierno para que las industrias cubran el costo del GNL importado en invierno

La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.

La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.

Sin interés industrial

La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.

El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.

Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.

Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.

Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.

El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.

Tampoco respondieron las distribuidoras

La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.

El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.

El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.

En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.

El final de una campaña

Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.

Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.

El nuevo esquema de transporte busca transparentar la disponibilidad de rutas y optimizar el despacho hacia los grandes usuarios industriales.

El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria

Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.

En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.

Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.

La transición hacia un nuevo mercado

El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.

Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.

La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.

Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.

Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.

Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.

Los precios del gas local

En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.

Los industriales aseguran que la dependencia del gas regasificado proyecta valores cercanos a los US$ 20 por millón de BTU para el próximo invierno.

La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.

La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.

A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.

Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Cómo es el plan de Neuquén que obliga a las petroleras de Vaca Muerta a informar sus emisiones de gases

La provincia de Neuquén presentó el Procedimiento de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para la medición de emisiones en el sector hidrocarburífero junto con un plan a 2030 que apunta a reducir la huella de metano y otros gases en la actividad. La nueva metodología se aplicará en una primera fase al upstream (producción) y fija una meta de disminución del 16% de la intensidad de gases para los próximos 20 años, contemplando un fuerte crecimiento de la producción.

El nuevo mecanismo forma parte del Programa de Monitoreo y Mitigación del Sector Hidrocarburífero que Neuquén comenzó a delinear en 2024 y que tómó más fuerza con la Resolución 285/25. El objetivo ahora es culminar en 2027 un inventario de gases efecto invernadero consolidado y apunta, de esta forma, a que los hidrocarburos generados en la Cuenca Neuquina se adapten a los altos estándares ambientales exigidos por la Unión Europea.

Una prueba piloto

El procedimiento oficializado por la provincia fue generado tras una prueba piloto hecha en 2025 en conjunto con la Comisión de Emisiones del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) y alcanzó a todas las operadoras de la cuenca.

Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, comentó a EconoJournal que “durante este año desarrollamos un diagnóstico para construir un procedimiento unificado y homogéneo para las empresas del sector. La realidad es que nos encontramos con un panorama muy heterogéneo, con algunas compañías que hacían mediciones, otras que no y criterios muy diversos entre las que sí las hacían”.

Para resolver esto, la provincia tomó como referencia el OGMP 2.0 (Oil & Gas Methane Partnership 2.0), el estándar internacional más riguroso para medición, reporte y verificación (MRV) de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos.

“Estamos alineando a Neuquén y Vaca Muerta con los estándares más altos de reporte porque nos planteamos un camino gradual a 2030 que implica que, cuando haya un salto de producción significativo, podamos contar con mayores exigencias metodológicas, sobre todo en el metano”, afirmó el funcionario de la cartera de Ambiente.

Cómo se implementará

La provincia tomará como punto de partida cinco niveles de reporte diferente, desde el más global -que toma como referencia los activos o bloques de cada compañía para obtener un cálculo genérico-, hasta las mediciones in situ que permiten obtener un mayor nivel de exactitud de las emisiones de cada una.

“En el caso del metano, la Agencia Internacional de Energía (IEA) señaló que las emisiones informadas por los países tienen una subestimación del 80% sobre los valores reales. En Neuquén el metano es el gas predominante y tener una política certera, requiere avanzar en mayores controles metodológicos”, agregó Nogueira.

Para alcanzar estos cinco factores, primero Neuquén separó a las operadoras en grandes y pequeñas, dependiendo si su producción es mayor o menor a los 9.000 barriles de petróleo equivalentes al año. El primer grupo incluye a todas las operadoras de Vaca Muerta que son las que tendrán mayores exigencias.

En este sentido, el plan determina qué tipo de factor de medición deberá aplicar cada una anualmente hasta llegar al 2030 donde sumarán a las exigencias la fiscalización a través de mediciones con terceros independientes y auditorías propias de la Secretaría de Ambiente.

“El recorrido es distinto en cuanto a exigencias y es un poco más flexible de acuerdo a la perspectiva de producción que tiene cada actividad. En el no convencional la curva de emisiones va a hacia arriba, pero en el convencional, la realidad es diferente”, explicó.

Este primer reporte que ya comenzó a elaborarse en 2025 será presentado en septiembre de este año y permitirá contar por primera vez con una estimación de las emisiones generadas en el sector hidrocarburífero de Neuquén. En este sentido, el subsecretario de Cambio Climático, indicó que este año se incluirá solo a las compañías del upstream porque allí se generan el 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero, sin embargo, el plan incluye sumar al midstream y al downstream.

“El objetivo es para 2027 tener un inventario de gases efecto invernadero consolidado, con robustez metodológica para trazar una meta sobre los valores de intensidad de esos gases. Lo importante es que estamos alineando nuestros procedimientos con estándares de la Unión Europea y que lo estamos encarando con tiempo y diálogo”, señaló Nogueira.

, Laura Hevia

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Confirmado: El primer gasoducto de exportación de GNL de Argentina será construido por Sicim y Víctor Contreras

Tal como adelantó EconoJournal, la UTE conformada por la italiana Sicim y la firma local Víctor Contreras se adjudicó la construcción del primer gasoducto dedicado a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. La decisión fue tomada por unanimidad por San Matías Pipeline, la sociedad integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, accionistas a su vez de Southern Energy (SESA).  

La oferta presentada por Sicim-Víctor Contreras resultó la más competitiva no sólo en términos de precio, sino también por condiciones contractuales que resultaron determinantes para los accionistas del proyecto, según destacaron fuentes cercanas a la iniciativa a este medio.

En concreto, el consorcio ofreció mayor flexibilidad financiera al no requerir anticipo, garantizó que la obra cumplirá con los estándares de diseño previstos (“fit for purpose”) y presentó mejores garantías de reaseguro de cumplimiento de contrato. De esta manera, Techint y Sacde, que están encargadas de construir el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), quedaron fuera de este proyecto.

En paralelo, la compañía Oilfield Production Services (OPS) fue seleccionada para llevar adelante la construcción de la planta compresora asociada al sistema.

Cómo fue el proceso de licitación del gasoducto de GNL

El proceso licitatorio se llevó adelante a través de una plataforma digital que garantizó la transparencia y trazabilidad de todas las etapas, desde la evaluación técnica hasta la económica y financiera, según destacaron.

La apertura de las ofertas económicas se realizó ante escribano público. En total, participaron cinco oferentes para el gasoducto: Víctor Contreras-Sicim; Techint-SACDE; Contreras-Bonatti-Pumpco; OPS; y BTU.

El proyecto contempla la construcción de un gasoducto de 471 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, que conectará Tratayén, en Neuquén, con el Golfo San Matías, en Río Negro.

El ducto tendrá una capacidad de transporte de hasta 27 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y será clave para abastecer las unidades flotantes de licuefacción previstas en la costa atlántica.

La licitación se estructuró en cuatro renglones: tres correspondientes al tendido del ducto, que fueron adjudicados a la UTE Sicim-Víctor Contreras, y un cuarto vinculado a la construcción de una planta compresora intermedia de 46.000 HP, que será instalada a la altura del kilómetro 80 de la traza, en Río Negro.

Para la construcción de la planta compresora, que fue adjudicada a OPS, también compitieron SACDE, PECOM, BTU y Contreras. La compañía presentó la oferta más conveniente en términos de garantías y esquema de pagos, consolidándose como la opción más competitiva para ese segmento de la obra.

El impacto de la obra sobre Vaca Muerta

La adjudicación del gasoducto representa un paso clave para el desarrollo del esquema exportador de Southern Energy, que prevé la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías.

A su vez, la iniciativa es determinante dentro del esquema de Southern Energy debido a que garantizará el abastecimiento para las plantas y facilitará las exportaciones de gas de Vaca Muerta hacia Europa y otros mercados globales.

, Loana Tejero

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Horacio Marín, CEO de YPF: “Agárrate con los RIGI que vamos a meter en mayo y junio”

“El objetivo de YPF es que la Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares», aseguró Marín.

El CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, trazó un diagnóstico sobre el presente y el futuro de la petrolera. Uno de los ejes centrales de la exposición fue el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL). “No había GNL en la Argentina. Todas las empresas miraban iniciativas chiquitas. Llamé a los tiburones de la industria, como Galuccio, y me di cuenta que no se podía hacer un proyecto de LNG entre argentinos. El grande había que hacerlo con extranjeros, abriendo mercados”, explicó.

Marín destacó los acuerdos con ENI y Adnoc. “Vamos a exportar 15.000 millones de dólares por año. Y 2.500 millones con el proyecto de Southern Energy (SESA)”, detalló.

“Tenemos que hacer una infraestructura nunca vista. Hay que hacer un poliducto y una planta en Río Negro. Todo esto en cuatro años. Es terrible el trabajo que tenemos”, aseguró Marín.

Además, planteó que el esquema de financiamiento es el más importante de Latinoamérica, con un volumen estimado en 20.000 millones de dólares, y anticipó que para materializarlo enviarán varias propuestas para aplicar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en mayo y junio. «Agárrate con los RIGI que vamos a meter en mayo y junio”, aseveró.

El juicio por la expropiación de YPF

El CEO de YPF puso énfasis en el impacto del juicio internacional vinculado a la expropiación de la compañía. “Fue impresionante. Me habían dicho que si perdíamos el juicio con Burford iba a dejar de existir YPF. Había que analizar todo con mucho detalle. Es muy difícil lo que logró la República”, afirmó Marín, al referirse al litigio que enfrentó al país en tribunales internacionales, en la Expo EFI, que tuvo lugar este martes en Centro de Convenciones Buenos Aires.

Más allá del frente judicial, Marín planteó una visión ambiciosa para el sector energético argentino. “El objetivo de YPF es que la Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares. La Argentina va a ser un exportador neto de gas y de petróleo. Ahora empezó el juego de la colaboración con la industria”, sostuvo.

El ejecutivo de le petrolera bajo control estatal vinculó el rumbo de la compañía con los lineamientos del gobierno de Javier Milei: “La idea es generar valor para los accionistas. Eso es lo que quería Milei. Hay que hacer un camino. Y ahí nació YPF 4X4. Somos un tractor con tracción en las 4 cubiertas. No me pongas una pared, porque la rompo”.

Producción récord y salto operativo

Marín aseguró que la compañía atraviesa un punto de inflexión productivo. “YPF está en el pico máximo operativo de toda su historia. En dos años nos vamos a ir del gráfico”, puntualizó. A su vez, indicó que en 2026 se superará el millón de barriles de producción de petróleo.

“El año pasado batimos récord de producción de petróleo y gas. Este año vamos a romper el millón de barriles. Es un círculo virtuoso”, explicó. También destacó el incremento de la actividad: “Este año vamos a tener 19 rigs, más del 50% más que el año pasado. Nos vamos a ir para arriba y no vamos a parar”.

Nuevos formatos y foco en el consumidor

Marín expuso que YPF avanza en una estrategia orientada al consumidor final. En esa línea, anunció innovaciones en servicios financieros y comercialización: “Queremos dar servicio a la gente. YPF es la argentinidad al palo. La gente va a poder comprar acciones con la aplicación”. También destacó el crecimiento del consumo nocturno, que aumentó un 48% el último año, y presentó nuevos formatos de estaciones de servicio.

Por un lado, YPF Black, orientado al segmento premium, con combustibles de alta gama, gastronomía de chefs reconocidos como Mauro Colagreco y alianzas con McDonald’s. “Queremos que entren a la estación de servicio y que haya productos premium”, señaló.

Por otro, el concepto Refiplus, de perfil low cost y autoservicio, que podría incorporar servicios complementarios: “Queremos ver si podemos poner un Farmacity y dar un servicio a la comunidad”.

, Loana Tejero

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Adorni en Diputados: “El Plan Nuclear anunciado por el Presidente en diciembre del 2024, aún no entró en vigencia”, dice el informe de gestión

«La política nuclear del sector sigue siendo una prioridad en la agenda de esta gestión», remarca el informe de Gestión presentado por Adorni.

“El Ministerio de Economía informa que el Plan Nuclear anunciado por el Presidente de la Nación en diciembre del 2024, aún no entró en vigencia; se desarrolla bajo la órbita de la Subsecretaría de Política Nuclear. No obstante ello, la política nuclear del sector sigue siendo una prioridad en la agenda de esta gestión”, dice el informe presentado este miércoles en Diputados por el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en la respuesta 343.

«La implementación de las políticas dirigidas al sector nuclear, debe analizarse en función de la consolidación institucional del sector y de la evolución de cada iniciativa en particular, considerando que las acciones y líneas de trabajo se realizan de manera progresiva«, aclara luego el texto.

En esa línea, el informe oficial destaca como “hitos relevantes” de gestión “la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares mediante el Decreto 866/2025, que permitió establecer una instancia de conducción estratégica específica” y “la designación de sus autoridades a través de los Decretos 875/2025 y 98/2026, lo que completa la estructura responsable de la coordinación de la política nuclear”.

Por último, se aclara que “se impulsan líneas de trabajo orientadas al desarrollo tecnológico, la evaluación de nuevos proyectos y la articulación de capacidades existentes, con el objetivo de fortalecer el posicionamiento del país en el mercado nuclear internacional”, sin dar ninguna precisión adicional al respecto.

El Plan Nuclear Argentino

El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, y el entonces asesor presidencial Demian Reidel. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA. El gobierno nunca informó si ese Consejo se reunió alguna vez.

El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel ese día.

La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club el 23 de abril de 2025, horas antes de asumir la presidencia de Nucleoeléctrica Argentina—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, que van a sumar 1.200 MW en ese lugar. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, es un montón, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.  

El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó Reidel quien fue despedido de la presidencia de NASA en febrero de este año en medio de varias denuncias por corrupción.

En el informe enviado al Congreso se aclara que “no se inició la construcción del reactor modular pequeño en la central Atucha”. “En cuanto al grado de avance del consultado plan y como ya fuera precisado, el mismo no se encuentra vigente”, subraya el informe.

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

La italiana Sicim y Víctor Contreras, a un paso de quedarse con la licitación para construir el primer gasoducto de exportación de GNL de la Argentina

El consorcio integrado por la constructora italiana Sicim y su par local Víctor Contreras —que participan en una unión transitoria de empresas (UTE) con participaciones del 51% y 49%, respectivamente— está a un paso de adjudicarse la licitación para construir el primer gasoducto dedicado a la exportación de gas natural licuado (GNL) de la Argentina.

El consorcio presentó la oferta económica más competitiva para la construcción del ducto que conectará la cuenca Neuquina con el Golfo San Matías, en la costa de Río Negro, una obra clave para viabilizar el primer proyecto de exportación de GNL del país.

Tras varias semanas de negociaciones para cerrar los detalles finales y la letra chica del contrato con San Matías Pipeline —la sociedad creada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Golar y Harbour Energy, accionistas a su vez de Southern Energy (SESA), la empresa madre que comercializará el fluido—, la adjudicación formal del proyecto, valuado en más de 500 millones de dólares, podría concretarse en las próximas horas, indicaron a EconoJournal fuentes privadas al tanto del avance de la iniciativa. La UTE Sicim-Víctor Contreras integró esta semana las garantías financieras y los avales bancarios para completar el proceso de licitación.  

Una carrera competitiva

En concreto, la oferta liderada por Sicim-Víctor Contreras habría desplazado a la UTE conformada por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, que contaba con una ventaja competitiva relevante: al estar a cargo de la construcción del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto de exportación de crudo que sigue prácticamente la misma traza que el gasoducto impulsado por SESA, contaba con sinergias logísticas para optimizar campamentos y compartir recursos operativos en el territorio.

También quedó relegado el consorcio integrado por la italiana Bonatti —que busca ingresar en la Argentina tras hacer pie en Chile y otros mercados de la región—, la estadounidense Pumpco, una de las principales constructoras de infraestructura de Oil&Gas de EE.UU., que es controlada por el grupo de los hermanos Jorge y Alejandro Mas, dueños del club Inter de Miami donde juega Lionel Messi, y Contreras Hermanos, una de las principales firmas del sector en el país. Y también otras constructoras nacionales como BTU, de la familia Mundin.

Una obra crítica para el esquema exportador

El proyecto contempla la construcción de un gasoducto dedicado exclusivamente a la evacuación de gas desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro, donde se instalarán dos unidades flotantes de licuefacción.

La obra es un eslabón central dentro del esquema de Southern Energy, ya que permitirá abastecer las plantas flotantes de GNL y habilitar exportaciones a gran escala hacia Europa y otros mercados internacionales.

En ese sentido, los plazos de ejecución aparecen como un factor crítico: el ducto deberá estar operativo en línea con la instalación de la segunda unidad flotante (MK2), prevista para mediados de 2028, que permitirá escalar la capacidad de procesamiento hasta unos 27,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas.

Dentro del proceso de evaluación, el factor económico jugó un rol determinante. Para los accionistas del proyecto, seleccionar al contratista EPC más competitivo es clave en un negocio —como el del GNL— que presenta márgenes más ajustados que el segmento petrolero.

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

La infraestructura es el principal desafío de la minería, advierten desde los proyectos más importantes en marcha

Los grandes proyectos mineros que empiezan a ponerse en marcha ya advierten sobre las limitaciones de infraestructura y reclaman articular soluciones con lo público.

Varios de los mayores operadores mineros del país advirtieron que la falta de infraestructura logística y energética se transformó en el principal obstáculo para el despegue de la actividad en la Argentina. La falta de redes ferroviarias, rutas y acceso a energía de escala se consolidó como el principal cuello de botella que puede demorar los proyectos millonarios anunciados en distintas regiones.

Este diagnóstico fue el eje central de la mesa minera en Expo EFI, donde los referentes del sector advirtieron que la Argentina está «llegando tarde» a la adecuación de su infraestructura. Participaron del panel Hernán Soneyro (Cantesur), Rolando Ortiz (Eramet Eramine), Nestor Aris (AbraSilver Resource), Norma Ramiro (Vicuña) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources), con la moderación de la periodista Sofía Diamante.

Los especialistas coincidieron en que la magnitud de los proyectos actuales, especialmente en la zona cordillerana, hace que sea «prácticamente imposible» imaginar un desarrollo sostenible sin las obras prioritarias. Ante la falta de presupuesto público, la industria ya plantea esquemas de articulación donde los privados puedan adelantar obras a cambio de regalías, una medida de emergencia para evitar que el país pierda la el ritmo de desarrollo.

Soneyro puso el foco en la minería no metalífera, responsable de los áridos necesarios para la construcción, y alertó sobre el profundo déficit de infraestructura vial. «Australia y Estados Unidos, con una topografía similar a la nuestra, están arriba de los 30 kilómetros de rutas por cada mil habitantes, mientras que la Argentina no llega a cinco«, sentenció. Para el directivo, esta carencia limita el consumo interno de materiales clave, que en el país se ubica por debajo de una tonelada anual por habitante, frente a las más de seis toneladas del promedio mundial.

Hernán Soneyro (Cantesur) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources).

El empresario calificó a su actividad como «la minería de la puerta de casa, la ruta y el edificio», resaltando su carácter federal. Sin embargo, advirtió que el costo logístico distorsiona la competitividad del sector, ya que el valor de la piedra ronda los US$12, pero el transporte suele ser más oneroso que el producto mismo. Al respecto, fue categórico sobre la necesidad de dar señales claras: «Tenemos hambre y no podemos ponerle candados a la heladera; hay que dar certezas hacia afuera y hacia adentro de que esta es una de las industrias que nos va a sacar adelante».

La demanda de la minería metalífera y del litio

Desde la óptica del cobre, Norma Ramiro detalló la envergadura del Distrito Vicuña que prevé iniciar su construcción en 2027 con una inversión de US$7.000 millones en su primera etapa. La directiva explicó que la planificación debe ser precisa debido a la altitud y la naturaleza binacional de los yacimientos. «Josemaría está en condiciones de iniciar su construcción el año que viene, y se apunta a una vida útil de más de 70 años para Filo del Sol, pero para eso necesitamos una infraestructura que incluya desde energía hasta mineroductos para transportar el mineral hacia el Pacífico», describió.

Ramiro amplió la discusión hacia la «infraestructura del conocimiento», señalando que el desarrollo técnico es tan vital como el físico. «El desafío no es solo caminos y energía, sino también capacidades técnicas especializadas; necesitamos competencias actualizadas para una minería del siglo XXI automatizada», sostuvo. En ese sentido, propuso que la creación de centros de capacitación regionales sea una prioridad para que el impacto positivo de proyectos de gran escala se traduzca en empleo calificado para la zona.

Por su parte, Poodts describió el avance de Altar en San Juan, un proyecto de exploración avanzada que requiere una logística de gran escala. El ejecutivo fue insistente en señalar que la infraestructura ferroviaria es la única vía para movilizar los volúmenes previstos: «Pensar en un desarrollo del cobre sin trenes es prácticamente imposible por la magnitud de proyectos y, como industria, estamos a la expectativa de qué pasa con el Belgrano Cargas y el Tren San Martín«.

Ante el retraso en las obras estatales, Poodts planteó la necesidad de buscar alternativas de financiamiento que permitan acelerar los tiempos de construcción. «Ya estamos en etapas de construcción y la realidad es que estamos atrasados, por lo que habría que ver una articulación público-privada para que los privados avancen a cambio de regalías«, propuso. Para el directivo, «el cambio de paradigma es evidente y la minería se convirtió en una realidad que requiere soluciones urgentes».

La experiencia de la Puna minera

Ortiz analizó la complejidad del litio en Salta, cuya producción industrial en Centenario Ratones comenzó a mediados de 2025. El CFO explicó que la planta química requiere un movimiento logístico constante no solo para la exportación, sino para el ingreso de insumos críticos: «Se necesitan entre 4 y 5 toneladas de reactivos por cada tonelada de producto final». Esta dinámica que es similar para todas las empresas, según advirtió, «terminará por saturar las rutas actuales si no se mejora la conectividad con los puertos y se integra el sistema ferroviario».

Rolando Ortiz (Eramet/Eramine) y Néstor Aris (AbraSilver Resource).

El ejecutivo también destacó que el potencial de expansión de la compañía está ahora vinculado a las condiciones que ofrece el RIGI, aunque subrayó que la infraestructura sigue siendo una responsabilidad compartida. «El costo logístico es significativo y en otros países las minas están al borde del mar con puertos dedicados, pero aquí la inversión necesaria para desarrollarla corresponde a las instituciones públicas», afirmó Ortiz, enfatizando que la previsibilidad macroeconómica y jurídica es clave para consolidar estas inversiones de largo aliento.

Finalmente, Aris expuso la situación de Diablillos, un proyecto de oro y plata en Salta que busca optimizar conceptos geológicos para alcanzar la producción. El directivo señaló que la región se transformó en los últimos diez años por la llegada de empresas mineras, pero que el esfuerzo de mantenimiento quedó desproporcionadamente en manos del sector privado. «Hoy hay un mantenimiento del privado para circular por esos medios, es una acción que debería organizarse entre el privado y el público para tener mejores condiciones«, sugirió.

Para la representante de AbraSilver, el fortalecimiento de la exploración está dando resultados, pero el paso a la etapa de producción depende de la factibilidad técnica y ambiental en un entorno conectado. «La minería es el camino a un futuro más sustentable y el sector energético se va a basar en ella«, afirmó, tras recordar que todavía queda un enorme potencial por descubrir, dado que solo se exploró el 35% de la extensión territorial disponible.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Emiratos Árabes abandona la OPEP: los motivos de una jugada que sacude el mapa de poder del petróleo

El ministro de Industria y Tecnología Avanzada y CEO de la petrolera estatal ADNOC, Sultan al Jaber, difundió la novedad este martes en sus redes sociales.

Emiratos Árabes Unidos sacudió este martes el mapa del poder petroleo global con el anuncio de su salida de la Organización de Países Exportadores de Pétroleo (OPEP). El histórico club perderá a su miembro más relevante luego de Arabia Saudita, si se considera que son los miembros con las mayores capacidades ociosas de producción de petróleo crudo.

La salida de la OPEP, que será efectiva a partir del 1 de mayo, fue comunicada a través de la agencia oficial de noticias WAM. «Ha llegado el momento de centrar nuestros esfuerzos en lo que dicta nuestro interés nacional y en nuestro compromiso con nuestros inversores, clientes, socios y los mercados energéticos mundiales», reza el comunicado. El Estado árabe es el controlante de la petrolera estatal ADNOC, que ingresó el año pasado al proyecto Argentina LNG que lidera YPF.

La organización fue fundada en 1960 por Irak, Iran, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela para coordinar metas de producción y pujar con las grandes petroleras occidentales por la formación de los precios en el mercado internacional. Emiratos Árabes Unidos (EAU) se sumó en 1967 a través del Emirato de Abu Dabi y luego continuó siendo miembro tras la formación del país en 1971.

Según las últimas metas de producción anunciadas a comienzos de este mes, EAU se comprometió a un objetivo de producción de 3.477.000 de barriles por día, aunque el país cuenta con una capacidad de producción de al menos 4,8 millones de bpd.

Los motivos de Emiratos Árabes Unidos para dejar la OPEP

La salida de EAU es un golpe directo a la capacidad de la OPEP de influir en la formación de los precios internacionales del petróleo. Una capacidad de influencia que se erosionó en la última década tras el ingreso en escena del shale oil en los Estados Unidos.

La jugada también explicita la intención de incrementar significativamente su capacidad de producción, una postura que en los últimos años generó fricciones con Arabia Saudita al interior del cartel petrolero.

«Con una amplia y competitiva base de recursos, los EAU seguirán colaborando con sus socios para desarrollar dichos recursos, impulsando así el crecimiento económico y la diversificación», agrega el comunicado.

La discusión interna de los últimos años giraba en torno a las líneas base de producción, que sirven para establecer las cuotas de producción por país y fijar los aumentos o recortes en función de estas. La prioridad para EAU era incrementar su cuota de mercado.

En cambio, Arabia Saudita, el principal productor y exportador del grupo, presionaba para no volcar más producción al mercado, en pos de detener la baja de los precios, que se revirtió tras el estallido de la guerra en Medio Oriente.

La consultora Rystad Energy destacó que la salida de los Emiratos supone un golpe directo a la OPEP al perder a un miembro con una capacidad ociosa de producción muy relevante. «Una OPEP estructuralmente más débil, con menor capacidad de producción concentrada dentro del grupo, tendrá cada vez más dificultades para ajustar la oferta y estabilizar los precios», dijo la consultora en una nota difundida en la tarde del martes.

Rystad también señala que el movimiento puede responder a una intención de incrementar su cuota en un mercado global cuya demanda alcanzará eventualmente un techo y luego declinará.

«Los Emiratos Árabes Unidos, con una capacidad de producción de alrededor de 4,8 millones de barriles diarios y un margen considerable para aumentar la producción, están en una posición especialmente ventajosa para seguir una estrategia de este tipo fuera del grupo«, concluyó.

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Shell reformula su estrategia global: desembolsa US$ 16.000 millones para adquirir una petrolera canadiense

La compra de ARC Resources podría respaldar nuevas expansiones de GNL en la terminal LNG Canada, en la que Shell ya es accionista.

La petrolera Shell desembolsará más de US$ 16.000 millones para adquirir ARC Resources, una petrolera en Canadá que opera en la formación no convencional de Montney. La transacción le permitirá sumar reservas probadas de gas natural y una importante producción de líquidos en la costa oeste de Canadá, en donde ya tiene una participación en una terminal de exportación de GNL inaugurada en 2025.

La expansión de Shell en Canadá se inscribe en su estrategia global de inversiones para reforzar su liderazgo global en la producción y comercio de gas natural licuado. También supone un interés especial por activos con una salida directa por el océano Pacífico para atender los mercados en Asia, lo cual contrasta con la decisión el año pasado de no avanzar con la fase inicial del proyecto Argentina LNG.

Más allá de esa decisión, Shell ratificó a comienzos de año sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muerta, donde planea invertir este año unos US$ 700 millones tras inaugurar una planta de procesamiento de gas natural y petróleo en Bajada de Añelo, un bloque que comparte con YPF en un 50%.

Acuerdo millonario de Shell con una petrolera canadiense

La petrolera angloholandesa anunció este lunes un acuerdo por un valor de 16.400 millones de dólares para adquirir los activos de ARC Resources. La empresa reportó el año pasado una producción diaria de 374.000 barriles equivalentes de petróleo por día (BOEPD), de los cuales un 40% correspondió a líquidos asociados al gas natural.

Esto consolida a Canadá como un territorio clave para Shell, al tiempo que impulsa nuestra estrategia de ofrecer más valor con menos emisiones”, dijo el CEO de Shell, Wael Sawan. La transacción se concretará en la segunda mitad de este año.

Las operaciones de upstream de ARC Resources se concentran en Montney, una formación de shale que se extiende entre las provincias de Columbia Británica y Alberta. Shell actualmente posee el yacimiento Groundbirch en Columbia Británica y el proyecto Gold Creek en Alberta.

La transacción generará sinergias con las actuales operaciones de Shell en Canadá, al combinar los aproximadamente 440.000 acres netos ya posee en Montney con los más de 1,5 millones de acres netos de ARC Resources. De esta forma, Shell añadirá aproximadamente 2000 millones de barriles de reservas probadas y probables equivalentes de petróleo.

Exportación de GNL desde Canadá

La petrolera internacional tiene una participación en la terminal de licuefacción y exportación LNG Canadá, proyecto al que suministra con gas desde Groundbirch. «Las reservas probadas y probables de gas de ARC tienen el potencial de respaldar el crecimiento de Shell en GNL en Canadá«, destacó la empresa.

LNG Canada es la primera terminal de exportación de GNL de Canadá. La planta realizó su primera exportación de gas natural licuado en junio del año pasado. La instalación cuenta con dos trenes de licuefacción en operación y con una capacidad global de producción de 14 millones de toneladas por año (MTPA).

Shell tiene como socios en LNG Canada a Petronas, PetroChina, Mitsubishi y la surcoreana KOGAS. La joint venture podría tomar este año una decisión final de inversión (FID) para una segunda fase que permitirá duplicar la capacidad actual de producción de GNL para el 2030.

Los movimientos de Shell son consistentes con su estrategia de incrementar las ventas de GNL entre un 4 y 5% por año hasta 2030. La petrolera proyecta que la demanda mundial de gas natural licuado aumentará en torno a un 60% para 2040, impulsada en gran medida por el crecimiento económico en Asia, la reducción de emisiones en la industria pesada y el transporte, así como por el impacto de la inteligencia artificial.

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Vaca Muerta en ExpoEFI: ¿Cómo es el proyecto de desarrollo diseñado por las empresas energéticas para los próximos años?

Maximiliano Westen (YPF) al micrófono, seguido de Hernán Andonegui (Pluspetrol), Fausto Caretta (PAE) y Pablo Ferrero (MSU Energy).

La industria del gas y petróleo en el país ajusta su ritmo de inversión a la volatilidad del mercado global, bajo la premisa de que las condiciones de competitividad las fija el escenario externo. El desarrollo de proyectos de escala en los que están embarcadas las principales operadoras de Vaca Muerta tiene un horizonte de oportunidad hasta la futura, pero segura, caída de las cotizaciones internacionales. En este contexto, la estrategia de las operadoras es utilizar el actual período de precios favorables y acelerar el desarrollo de los recursos.

Durante la mesa energética de la Expo EFI, los directivos Maximiliano Westen (YPF), Hernán Andonegui (Pluspetrol), Fausto Caretta (Pan American Energy) y Pablo Ferrero (MSU Energy), con la moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, coincidieron en que la ventana de oportunidad actual permite adelantar inversiones para blindar el flujo de caja futuro. Según los expositores, el objetivo es evitar que la producción local quede en «offside» frente a competidores actualmente más eficientes cuando el ciclo de precios altos se revierta.

Maximiliano Westen, Vicepresidente de Estrategia, Desarrollo de Negocios y Control de YPF, señaló que «en un modelo exportador las reglas de juego dependen de un mercado externo caracterizado por su volatilidad«. En ese sentido, explicó que estar atento a las oportunidades es determinante para no quedar en «offside» ante las oscilaciones de los valores internacionales, por lo que la prioridad es consolidar la infraestructura y las eficiencias antes de escalar los niveles de actividad.

«Si hay algo que sabemos es que el precio va a volver a caer cuando haya cierta coordinación geopolítica en el mundo y tenemos que asegurarle al accionista la capacidad de entregar valor en esos escenarios de precios más bajos», afirmó respecto a la necesidad de operar con un lifting cost de US$40 a US$ 45 por barril.

Sobre la evolución operativa, el directivo destacó que «el plan 4×4 se consolidó como una marca de gestión a dos años de su lanzamiento, enfocada en delinear y ejecutar metas claras para poner en valor la roca de Vaca Muerta«. Westen detalló que los resultados actuales responden a un manejo activo del portfolio y a la decisión de concentrar esfuerzos en los activos más rentables para ganar competitividad global. «Tuvimos que elegir dónde podíamos ser eficientes y competitivos para dejar lugar a que otras compañías puedan hacerlo en una gran transformación», sostuvo en relación a la desinversión en cuencas donde la firma no hacía foco.

las principales operadoras coincidieron en la necesidad de acelerar las obras de infraestructura para blindar sus proyectos ante la volatilidad del mercado internacional de crudo y gas

En cuanto a los proyectos de escala, Westen presentó al oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (Vmos) como el principal ejemplo de desarrollo colaborativo con el resto de la industria para garantizar una salida hacia el océano Atlántico. Esta obra de US$3.600 millones registra un avance superior al 60% y prevé iniciar sus exportaciones a finales de este año, con una capacidad que escalará de 180.000 a 550.000 barriles diarios hacia fines de 2027. El sistema, que es expandible hasta los 700.000 barriles, se complementa con el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), donde la compañía proyecta una inversión de US$20.000 millones en infraestructura para convertir el gas en un commodity global.

Resiliencia operativa en un mercado global

Hernán Andonegui, gerente de Operaciones de Pluspetrol, detalló que la compañía se encuentra en una etapa de consolidación de su cartera tras la adquisición de activos estratégicos a ExxonMobil finales de 2024. Según el directivo, la puesta en valor de áreas como Bajo del Choique-La Invernada permite proyectar un crecimiento sostenido basado en recursos que compiten en productividad con los mejores yacimientos de Estados Unidos. «Es un momento de desarrollo de mucha confianza -dijo-, ya es más que optimismo, es certeza de la productividad que nos permitió pasar de una producción de 5.000 barriles inicial a 30.000 barriles en apenas un año«.

Respecto a la volatilidad del mercado, Andonegui hizo hincapié en que «la eficiencia debe ser el eje de toda la cadena de valor para absorber los vaivenes de los precios internacionales«. Explicó que, «debido a los tiempos lógicos entre la perforación y la puesta en producción, la industria debe estar preparada para escenarios de bajas cotizaciones». Asimismo, destacó que este desarrollo debe ir acompañado de una mejora en la conectividad logística y en las condiciones de las comunidades, citando acuerdos de colaboración con la provincia del Neuquén para fortalecer zonas como Rincón de los Sauces.

Fausto Caretta, director general de Upstream de Pan American Energy (PAE), centró su análisis en la oportunidad de transformar el gas de Vaca Muerta en un commodity global a través del Gas Natural Licuado (GNL). Advirtió que, «al ingresar al mercado internacional, la Argentina se enfrenta a un entorno abierto donde debe competir directamente con el productor más eficiente del mundo, que es Estados Unidos«. En este sentido, Caretta resaltó que «el marco normativo del RIGI aportó la seguridad jurídica necesaria para avanzar en proyectos de largo plazo que permitan vender la molécula de gas en condiciones competitivas».

Luis Caputo en la Expo EFI: el titular del Palacio de Hacienda enfatizó la necesidad de un esfuerzo compartido entre el sector público y el privado para fomentar la inversión.

Sobre los hitos del proyecto Southern Energy (SESA), el ejecutivo destacó la incorporación de socios internacionales como Golar y la firma del primer contrato para el 80% de la capacidad del primer barco hacia finales de 2027. «Es un hito histórico para el país, no solo para los socios, va a ser la primera exportación de GNL de la Argentina«, afirmó, proyectando un escenario donde «el país podría situarse entre los cinco mayores exportadores mundiales para el año 2030». Caretta subrayó que la demanda global de GNL tiene una visibilidad de hasta 40 años, lo que garantiza un mercado sostenido para el recurso local.

Finalmente, Pablo Ferrero, director ejecutivo de MSU Energy, analizó el proceso de desregulación iniciado para que los servicios eléctricos comiencen a reflejar los costos reales del sistema. Según Ferrero, «el desarrollo de Vaca Muerta genera un efecto virtuoso en el sector eléctrico, ya que gran parte de la generación termoeléctrica argentina se sustenta en el gas natural«. Esta disponibilidad de recurso «facilita, además, el crecimiento de las energías renovables, dado que no es posible expandir estos parques sin un respaldo firme de generación térmica que garantice la estabilidad del sistema».

El directivo también advirtió sobre la urgencia de invertir en infraestructura de transmisión para que los recursos lleguen efectivamente a los centros de consumo. Ferrero explicó que «las líneas de alta tensión son fundamentales para convertir los centros de generación en polos de desarrollo productivo, complementándose con tecnologías de rapidez como las baterías para resolver nodos críticos«. En ese sentido remarcó que el soporte de potencia firme sigue dependiendo del sistema termoeléctrico ante los picos de demanda.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Privatización de Transener: Genneia y Edison Energía presentaron la oferta ganadora

Culminó la etapa económica de la privatización de Transener con la apertura de sobres.

Finalmente, el consorcio integrado por Genneia y Edison Energía resultó ganador de la licitación nacional e internacional de la parte accionaria del Estado de la sociedad controlante de Transener, la empresa encargada de operar la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

Tal y como anticipó EconoJournal, la oferta de Genneia y Edison Energía -USD 356.174.811,78- superó a la de los otros dos candidatos que habían alcanzado la etapa económica del proceso de privatización: Central Puerto S.A y Edenor S.A. y se queda con el total de la participación accionaria del Gobierno en CITELEC S.A. la sociedad controlante de Transener. El otro 50% de la empresa está en manos de Pampa Energía, el holding liderado por Marcelo Mindlin.

Según consigna el gobierno en su página oficial, la adjudicación está prevista para el mes próximo, tal y como lo establece el cronograma oportunamente detallado dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).

El rol clave de Transener en el sistema eléctrico nacional

El Estado licitó la totalidad de su participación accionaria en CITELEC S.A, la controladora de Transener.

Transener tiene un rol clave dentro del funcionamiento eléctrico nacional. En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz, en la práctica, la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

La venta de sus activos resultó una de las prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno no solo desde lo estructural, sino además, desde lo financiero ya que de acuerdo con los últimos balances, la compañía presenta utilidades anuales superiores a los 200 millones de dólares.

A pesar de las expectativas de la administración de Javier Milei, el atractivo de Transener no fue suficiente como para que en el proceso se sumaran capitales de inversión extranjeros.

Para Genneia, el pliego ganado implica el ingreso de un nuevo vertical de negocios en el segmento del transporte eléctrico, mientras que para el holding Edison Energía representa la consolidación de su crecimiento en el sector eléctrico donde ya cuenta con activos de peso.

, Lorena Alem

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Para Caputo, Argentina se encamina a niveles récord de exportaciones impulsados por energía y minería

El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó este martes que la Argentina se encamina a niveles récord de exportaciones, apalancadas por la energía y la minería. En la apertura de la Expo EFI, en la ciudad de Buenos Aires, el funcionario estimó una balanza energética acumulada para la próxima década con exportaciones de US$350.000 millones en energía y otros US$160.000 millones en minería, sectores que calificó como los motores del superávit estructural que mantendrá el país.

«Estamos en niveles récord de exportaciones en cantidades. Por primera vez vamos a estar llegando o acercándonos a los US$100.000 millones de exportaciones», afirmó Caputo. Para el ministro, esta cifra es una «muestra contundente de que el debate sobre el tipo de cambio es secundario» frente a la creación de condiciones para el desarrollo privado.

En ese sentido, destacó que el programa económico resistió un «shock interno brutal de dolarización y una suba externa de combustibles del 60% que en otro momento hubiera sido suficiente para desestabilizar cualquier gobierno» en la Argentina.

Otro eje central de la presentación fue el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en la balanza de divisas. Caputo reveló que actualmente existen 36 proyectos presentados por un total de US$95.000 millones. «Dentro de las próximas semanas van a estar entrando 7 u 8 proyectos más por hasta US$40.000 millones adicionales, donde la mayoría se van a concentrar en el upstream«, precisó el titular de Hacienda.

Con un marcado optimismo sobre los compromisos de inversión que viene presentando el sector energético y su impacto en la macroeconomía, Caputo subrayó que la maduración de estas inversiones es acelerada: «Un pozo en desarrollarse tarda 6 a 8 meses y en menos de un año ya están generando dólares».

Las cifras «impactantes» de la energía y la minería

Caputo señaló a la minería como un pilar de crecimiento en el país.

En cuanto al sector hidrocarburífero, el ministro presentó cifras que describió como «impactantes» para los próximos diez años. «Solamente en energía, de este año a 2035, prevemos un superávit de US$350.000 millones, y ese número está totalmente subestimado y va a ser mucho más alto«, vaticinó.

La minería también fue señalada como otro pilar para el ingreso de divisas y el fortalecimiento de las reservas del Banco Central. «En minería van a ser unos US$160.000 millones de superávit. Entre ambos sectores hay casi un Producto Bruto Interno por los próximos 10 años, son 50.000 millones adicionales por año de exportaciones», detalló el ministro ante el auditorio del Centro de Convenciones porteño.

«Hay que tomar conciencia de los números que son conservadores», pidió el ministro. Esta transformación marca un cambio de era para el sector, tras décadas de déficit: «Importamos US$30.000 millones entre 2013 y 2023, y ahora vamos a ser exportadores netos porque dimos previsibilidad y señales de precios«.

«En este contexto, el Banco Central esta teniendo que comprar dólares para sostenerlo en pleno shock externo y la tasa bajando 15 puntos porcentuales. Teníamos un escenario de compras moderado de US$7.000 millones objetivo conservador, y US$17.000 millones más optimistas y hoy estamos por arriba consecuencia de las inversiones en minería y energía principalmente«, aseguró.

Según su visión, este fenómeno responde a un cambio de modelo, ya que «la roca de Vaca Muerta siempre estuvo ahí, las montañas son las mismas, pero ahora se ofrecen las señales necesarias» para que el capital de riesgo se radique en el país.

La estabilidad monetaria y su relación con la consolidación de la macroeconomía

Los activos de Transener se encuentran en la lista de las desestatizaciones que prevee el Gobierno a corto plazo.

Respecto a la consolidación de la macroeconomía, Caputo vinculó directamente el éxito de estas inversiones y exportaciones con la estabilidad monetaria. «El Banco Central tiene que comprar divisas todos los días para defender el valor del dólar y que el peso no se aprecie más, porque esto no pasó nunca«, explicó para graficar la robustez del programa.

A pesar de reconocer indicadores negativos en el inicio del año por la caída de la demanda de dinero, aseguró que «la recaudación ya empieza a crecer» y que «los indicadores de marzo muestran signos positivos en sectores antes retrasados como la industria y la construcción«.

El plan oficial también contempla una fuerte inyección de fondos a través de desestatizaciones en el corto plazo. «Esperamos ingresos por US$2.000 millones antes de fin de año por privatizaciones y concesiones«, adelantó Caputo.

La lista de activos incluye empresas estratégicas para el sector energético y logístico como Transener, las centrales térmicas Manuel Belgrano y San Martín bajo control de Enarsa, y la segunda etapa de concesiones hidroeléctricas, además de otras firmas como Belgrano Cargas, Intercargo, AySA y la Casa de la Moneda.

Sobre el mercado de trabajo, el funcionario buscó relativizar las cifras de desempleo al diferenciar la situación del sector formal e informal. «Se habla mucho del nivel de empleo, que no cayó, sino que cayó el nivel de empleo registrado«, analizó, y defendió la ley de modernización laboral como una herramienta clave para revertir esta tendencia. «La realidad es que se crearon más de 100.000 puestos en el sector informal, pero la cantidad de empleo subió», remarcó para sostener su visión optimista sobre la recuperación económica.

Caputo también se refirió a la dinámica de precios y la tasa de interés como señales de recuperación de la confianza en la moneda local. «Cuando la tasa de interés baja y el tipo de cambio se aprecia, es muestra de que se está recuperando la demanda de dinero», sostuvo. Aunque admitió un pico inflacionario en marzo debido a factores estacionales y al shock externo, fue tajante en su pronóstico: «El proceso de desinflación se va a retomar tras un pico de marzo, pero esperamos que abril retome a la baja».

Finalmente, el ministro proyectó un escenario de mayor competitividad para el final del mandato en 2027. Según su esquema, «el modelo apunta a que los ciudadanos accedan a una mayor cantidad de bienes de mejor calidad y menor precio». Para lograrlo, enfatizó la necesidad de un esfuerzo compartido entre el sector público y el privado: «Desde lo público necesitamos seguir bajando impuestos, regulaciones y la logística, y se necesita invertir y competir desde el sector privado«.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Transener: se define la privatización con el consorcio Edison-Genneia como principal candidato para quedarse con el activo

El gobierno abrirá este martes por la mañana los sobres con las ofertas económicas de la licitación para privatizar el 50% de Citelec, la sociedad controlante de Transener, que está en manos de Enarsa. El otro 50% de Citelec está controlado por Pampa Energía, el holding que lidera Marcelo Mindlin.

Según un relevamiento realizado por EconoJournal en base a diversas fuentes del sector eléctrico, la oferta mejor posicionada —y que aparece como principal candidata a adjudicarse el proceso— sería la del consorcio integrado en partes iguales por Edison Energía y Genneia. Así lo indicaron a este medio tres encumbrados directivos de compañías eléctricas sin contacto entre sí.

La propuesta económica de Edison-Genneia habría dejado atrás a las otras dos ofertas presentadas por Central Puerto, la mayor generadora de energía del país, y Edenor, la principal distribuidora del mercado local.

La confirmación oficial, sin embargo, se conocerá este martes a las 10, cuando se abran los sobres con las ofertas económicas en una de las privatizaciones más relevantes que está llevando adelante el gobierno de Javier Milei en el área energética.

Apuesta por un nuevo vertical en energía eléctrica

De confirmarse este escenario, el holding Edison Energía —creado el año pasado por los hermanos Juan y Patricio Neuss— consolidaría su crecimiento en el sector eléctrico, donde ya controla activos importantes. Entre ellos se destacan participaciones en transportistas como Litsa, distribuidoras provinciales como Edersa en Río Negro y las represas hidroeléctricas Alicurá y Planicie Banderita, que fueron adjudicadas a fines del año pasado en el proceso de reconcesión impulsado por el gobierno de La Libertad Avanza (LLA).

El holding está integrado además por empresarios con presencia en el mercado local como Guillermo Stanley, Federico Salvai y Carlos Giovanelli —vinculados al grupo Inverlat—, junto con Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

Su socio en la operación es Genneia, presidida por Jorge Brito —principal accionista del Banco Macro—, que hoy es la mayor generadora de energía renovable del país. La eventual adjudicación le permitiría a Genneia avanzar en el desarrollo de un nuevo vertical de negocios en el segmento de transporte eléctrico, un eslabón estratégico del sistema que requiere fuertes inversiones para ampliar las redes de media y alta tensión.

Ese segmento es hoy uno de los principales cuellos de botella que enfrenta hoy el sector para incorporar nueva generación de energía.

Transener, un activo estratégico

Transener es la empresa encargada de operar la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

Desde el punto de vista financiero, la compañía presenta indicadores sólidos, con un EBITDA superior a los 200 millones de dólares anuales, lo que la posiciona como un activo atractivo dentro del proceso de privatización impulsado por el Gobierno.

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El gobierno define el pliego de la licitación para avanzar con la ampliación del sistema de transporte eléctrico

La primera licitación de transporte eléctrico será AMBA I, que demandará alrededor de US$ 1.100 millones.

El gobierno nacional define los últimos detalles del pliego de la licitación pública nacional e internacional para las obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), la zona de mayor consumo de energía del país y donde las redes están saturadas. Fuentes oficiales y del sector eléctrico afirmaron a EconoJournal que el pliego se conocerá en los próximos días. Se trata de la primera de tres convocatorias que el gobierno tiene previsto lanzar este año para expandir el sistema de transporte eléctrico en el país.

La primera licitación será para la obra AMBA I, una línea de alta tensión de 500 kilovoltios (Kv) y de alrededor de 500 kilómetros de extensión con nuevas plantas transformadoras que unirá las localidades de Plomer (oeste del conurbano bonaerense) y Vivoratá (cerca de Mar del Plata) en la provincia de Buenos Aires y que permitirá reforzar el mallado que rodea a la zona donde se consume el 40% de energía del país.

La obra demandará una inversión alrededor de US$ 1.100 millones. La intención del gobierno es que la convocatoria salga cuanto antes para que el proceso de adjudicación del ganador de la compulsa finalice en el último trimestre del año.

Ampliación del sistema de transporte

En paralelo, este año el gobierno de Javier Milei también tiene previsto que se avance con dos licitaciones más que permitirán ampliar el sistema de transporte eléctrico en el país: la primera corresponde a la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins (700 km), un corredor que permitirá la evacuación de más generación que se pueda instalar en la región Cuyo y parte de la generación de Comahue. La segunda es la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca (760 km), que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Las tres obras forman parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico que estableció el gobierno a través de la resolución 311 de la Secretaría de Energía del año pasado.

AMBA I es un proyecto de infraestructura eléctrica prioritario que está planificado por el Estado desde hace varios años. El gobierno de Mauricio Macri no lo pudo concretar bajo el esquema Participación Público-Privada (PPP). Tampoco pudo hacer la obra el gobierno de Alberto Fernández, que intentó realizarla con financiamiento de China.

Cuáles son los puntos centrales del pliego AMBA I

En primer lugar, AMBA I no se hará bajo el formato de obra pública, el esquema del Estado más utilizado para este tipo de obras de infraestructura, en el cual el proyecto lo realiza un privado pero se financia con fondos del presupuesto público. Mediante este mecanismo, el privado no explota ni obtiene ingresos por el uso de la línea de alta tensión.

En cambio, el gobierno nacional eligió el esquema de licitación donde el privado financia la totalidad de la obra por adelantado a través de la modalidad de concesión, ya sea con capital propio, emisión de deuda o financiamiento bancario.

Una vez que AMBA I esté concluida, el privado comenzará a recuperar la inversión a través de una tarifa especial que abonará el usuario. Como está previsto que no todos los usuarios abonen esta tarifa, será Cammesa, empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la encargada de determinar el universo de usuarios que en cada caso la page.

La oferta que resulte ganadora de la compulsa será para construir, mantener y explotar la línea de alta tensión AMBA I. En la actualidad, casi el 90% de la operación de las líneas de alta tensión del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) están a cargo de Transener, cuya participación estatal a través de Enarsa el gobierno está privatizando.

Según fuentes consultadas por EconoJournal, el pliego de la licitación para AMBA I será por un contrato de concesión por 30 años y contará con una garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), un aspecto relevante para los privados ante el riesgo de un cambio de escenario de la economía argentina o la posibilidad de un futuro congelamiento o atraso de tarifas.

Además, la entidad financiera ya prestó apoyo técnico a la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, realizando un sondeo de mercado para evaluar la percepción de riesgo y validar el interés del sector privado en AMBA I.

Las mismas fuentes indicaron que el gobierno descartó fragmentar la obra, es decir, que haya varias licitaciones con ofertas que construyan tramos más cortos, como se contempló en algún momento. En otras palabras, la licitación pública para construir AMBA I va a ser una sola y el pliego cubrirá la obra completa.

El gobierno de Javier Milei demoró más de dos años en encontrar el instrumento acorde para concretar las ampliaciones de la infraestructura eléctrica. Incluso, en diciembre de 2024 se había anunciado la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad de todos los usuarios del país para financiar AMBA I, pero finalmente esta idea no prosperó. La iniciativa la impulsaba el Ministerio de Economía, pero el sector del gobierno que responde al asesor presidencial Santiago Caputo no habilitó esta modalidad.

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El comercializador global Vitol firma un MOU con Camuzzi Gas para sumarse al proyecto LNG del Plata

Vitol evaluará integrarse como socio estratégico a través de una inversión accionaria directa en la nueva sociedad exportadora.

Camuzzi Gas Inversora y el gigante neerlandés Vitol anunciaron este lunes la firma de un Memorando de Entendimiento (MoU) orientado al desarrollo de un acuerdo de compra de producción (offtake) y una posible participación accionaria en LNG del Plata. El proyecto, controlado actualmente en su totalidad por Camuzzi, busca consolidar una infraestructura clave en el Puerto de La Plata para la exportación de gas natural licuado (GNL).

El acuerdo con Vitol, uno de los mayores traders de energía a nivel global, otorga al proyecto un respaldo comercial clave, ya que la firma podría adquirir hasta el 100% de la producción mediante un contrato de offtake de largo plazo. Además, se informó que Vitol evaluará integrarse como socio estratégico a través de una inversión accionaria directa en la nueva sociedad exportadora.

La iniciativa, anunciada en diciembre en ocasión del Energy Day de EconoJournal, contempla una inversión total estimada en US$3.900 millones a lo largo de los próximos 20 años. El cronograma trazado por la compañía prevé que las obras preliminares comiencen durante el transcurso de este año, con el objetivo de alcanzar la operación comercial hacia los inicios de 2028.

Desde el punto de vista técnico, LNG del Plata se apalanca en el excedente estacional de gas natural proveniente de Vaca Muerta, utilizando la capacidad ociosa del sistema de transporte durante los meses de verano. El plan incluye la instalación de un barco de licuefacción y una plataforma offshore frente a las costas de Ensenada, conectada mediante un ducto submarino de aproximadamente 10 kilómetros.

Cómo es el proyecto LNG del Plata

Una vez que la planta alcance su fase operativa, se estima una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Este volumen equivale al procesamiento de unos 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, lo que permitiría a la Argentina posicionarse como un proveedor diversificado en el mercado internacional.

Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A., destacó que este paso es fundamental para la integración de la Argentina al mercado global de GNL. Según el directivo, el objetivo es «desarrollar una infraestructura competitiva, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional«.

Por su parte, Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, subrayó el rol relevante que tendrá la Argentina en la demanda global gracias a sus abundantes reservas de gas. «Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi para avanzar en este proyecto estratégico«, afirmó el ejecutivo, cuya compañía reportó ingresos superiores a los US$340.000 millones en 2025.

El proyecto LNG del Plata se enfoca en el mercado externo, aunque su diseño permite una operación dual que podría reforzar el suministro interno. Durante los meses de invierno, el esquema contempla la posibilidad de liberar gas hacia la red nacional o incluso revertir el flujo para inyectar GNL al sistema en el nodo crítico del Gran Buenos Aires.

La concreción de esta mega inversión se encuentra sujeta a la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes. En este sentido, la empresa ya manifestó su intención de solicitar el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para asegurar la previsibilidad jurídica y fiscal necesaria para un desarrollo de estas características.

Con esta alianza, Camuzzi acelera su transformación de distribuidora a nuevo actor en el upstream y la exportación de energía. El respaldo de Vitol, que el año pasado entregó 23 millones de toneladas de GNL en todo el mundo, fortalece la viabilidad financiera y logística de una de las apuestas en marcha para monetizar los recursos de la Cuenca Neuquina.

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, magnitud de la infraestructura y dimensión geográfica, cubriendo el 45% del país en dos regiones contiguas. Opera un sistema de gasoductos de transporte y redes de distribución de 56.000 km lineales y abastece a 2 millones de usuarios de Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Vaca Muerta tiene más sensores que nunca: ¿Alguien está leyendo los datos?

Hoy Vaca Muerta es una operación industrial de escala, cientos de pozos en producción simultánea y equipos trabajando en múltiples locaciones con una cadena logística y operativa que no se detiene. En ese contexto, la digitalización avanzó al ritmo que exigía la complejidad de sensores industriales, sistemas de telemetría, plataformas de monitoreo y redes de comunicación que hoy generan un volumen de información sin precedentes en la historia del sector en Argentina.

Pero esa madurez tecnológica trajo consigo una paradoja que la industria todavía está procesando: más datos no equivalen, necesariamente, a mejores decisiones. El problema que define la próxima etapa de Vaca Muerta no es la captura de información, sino su interpretación en tiempo real.

De la exploración a la operación industrial

Durante el desarrollo inicial de la cuenca, el foco estaba en el subsuelo: entender la geología, validar la productividad de las formaciones y reducir la incertidumbre exploratoria. A medida que Vaca Muerta consolidó su perfil como cuenca de producción no convencional a escala industrial, la complejidad migró hacia la superficie, y hoy el desafío está en operar con eficiencia un sistema de alta densidad donde la velocidad de decisión importa tanto como la calidad del dato.

Un operador en sala de control de un pad activo puede tener frente a él múltiples dashboards con cientos de variables actualizándose en tiempo real, es decir que la información está ahí, disponible, técnicamente accesible. Y sin embargo, la decisión tarda, o se toma con datos que ya tienen horas de antigüedad porque el proceso de consolidación y análisis no opera a la misma velocidad que la operación, y este es el núcleo del problema: falta capacidad de decidir con ella, eso responde a tres factores que se retroalimentan.

  • El primero es el ruido: cuando todo genera datos, es difícil distinguir lo urgente de lo relevante, lo relevante de lo accesorio.
  • El segundo es la falta de priorización inteligente: las alertas se acumulan sin discriminar criticidad, generando fatiga operativa y respuestas demoradas.
  • Por último la latencia, no solo técnica sino interpretativa: el dato llega, pero el contexto para entenderlo no siempre está disponible en el mismo momento.

El efecto concreto es que muchas decisiones operativas siguen basándose en reportes históricos, en la experiencia acumulada del operador o en criterios que no incorporan la totalidad de las variables disponibles. La brecha entre el dato generado y la acción tomada sigue siendo, en muchos casos, más amplia de lo que la tecnología disponible permitiría.

El concepto que empieza a ganar terreno en los equipos más avanzados de la cuenca es el de interpretación en tiempo real, ya que ahora no alcanza con visualizar lo que está pasando: hace falta un sistema que ayude a entender por qué está sucediendo, qué tan crítico es y qué acción tiene sentido en ese momento. Eso implica pasar de dashboards estáticos a entornos donde la información ya viene procesada con contexto, donde la correlación entre variables se hace automáticamente y donde la reducción de ruido no depende del criterio individual de quien está frente a la pantalla.

Teracloud y el diseño de soluciones orientadas a la decisión

En ese espacio es donde empieza a tomar relevancia el trabajo de Teracloud como AWS Advanced Tier Partner, dentro del sector energético; viene participando en proyectos vinculados a la arquitectura de datos en entornos operativos complejos, con foco en reducir la distancia entre lo que ocurre en campo y la capacidad de respuesta. El punto de partida es la integración: unificar fuentes heterogéneas como sistemas legacy, telemetría industrial y herramientas de gestión en una arquitectura única sobre AWS, eliminando la dependencia de consolidaciones manuales y reportes diferidos.

Sobre esa base, la propuesta evoluciona hacia algo cualitativamente distinto al monitoreo tradicional. Los dashboards potenciados con inteligencia artificial que desarrolla Teracloud no funcionan como una capa adicional de visualización, sino como un mecanismo para ordenar la operación en tiempo real: priorizan eventos por criticidad, correlacionan variables de distintas fuentes y presentan la información con el contexto necesario para actuar sin tener que navegar múltiples sistemas en paralelo.

A eso se suma la incorporación de interfaces de consulta con IA generativa, que representan un cambio más profundo en la forma en que los equipos operativos interactúan con sus datos. En lugar de interpretar gráficos o consolidar reportes, el operador puede formular preguntas directas sobre el estado de la operación y recibir respuestas sintetizadas en lenguaje natural, en tiempo real, con trazabilidad sobre las fuentes que las respaldan. Es una capa de inteligencia que no reemplaza el criterio del operador, sino que le da insumos más precisos para ejercerlo.

El resultado no es más información. Es la información correcta, en el momento correcto, con el contexto necesario para actuar. Para una cuenca como Vaca Muerta, donde cada hora de tiempo muerto tiene impacto directo en los costos y en la eficiencia operativa, esa capacidad empieza a ser una ventaja concreta y medible.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Expo San Juan Minera 2026: la minería argentina se reúne en un evento clave marcado por el cobre y la agenda federal

San Juan será nuevamente el epicentro de la industria minera argentina del 6 al 8 de mayo de 2026, con la realización de la 11° edición de la Expo San Juan Minera, organizada por Panorama Minero y con el Gobierno de San Juan como partner institucional.

El evento exhibe una escala creciente y una convocatoria consolidada: más de 18.000 m² de exposición total, con 13.208 m² destinados a stands e islas comerciales, 422 expositores, más de 80 auspiciantes y más de 500 empresas participantes, incluyendo compañías mineras, proveedores y actores estratégicos. A la fecha, se registran 15.000 asistentes acreditados y participación confirmada de delegaciones de más de 20 países.

La magnitud de la convocatoria también se refleja en la logística: la capacidad aérea y hotelera de la provincia se encuentra prácticamente colmada para las fechas del evento, con asistentes que estarán llegando incluso desde provincias vecinas. “Este comportamiento refuerza el carácter federal de la Expo y su capacidad de movilización a nivel regional, con San Juan como la región protagonista de la actualidad minera argentina”, indicaron desde la organización.

Una plataforma integral: negocios, inversión y articulación sectorial

La Expo se desarrollará en el predio del Estadio del Bicentenario, con el Velódromo Vicente Chancay como eje de conferencias y actividades institucionales, junto a espacios complementarios para exposiciones, networking y reuniones de negocio.

El evento integrará exhibición industrial y comercial, agenda ejecutiva y conferencias estratégicas, espacios de vinculación empresarial, jornadas técnicas y formación profesional, y actividades abiertas a la comunidad. Además, más de 30 empresas proveedoras locales participan en la operación del evento, reforzando el entramado productivo regional: “Todos los proveedores son sanjuaninos, con los que hemos estado trabajando codo a codo en estos últimos dos años para llevar lo mejor de la minería a la comunidad y partes interesadas”, indicaron.

Día 1: el cobre como eje estratégico de la agenda

La jornada inaugural tendrá como actividad central el Argentina Cobre – Sessions, un bloque ejecutivo que reunirá a las principales compañías y referentes del sector. El programa abordará el estado de los proyectos cupríferos, las condiciones de inversión y financiamiento, los requerimientos de infraestructura y el posicionamiento internacional de Argentina.

Participarán referentes como Michael Meding (Los Azules – McEwen Copper), Javier Robeto (Altar), Ron Hochstein y José Morea (Vicuña Corp.), Martín Pérez de Solay (Glencore Argentina), Federico Elewaut (Presidente de Citigroup), Sonia Delgado (Challenger Gold); y Fernando Brun (Secretaría de Relaciones Económicas Internacionales), entre otros. Además, las jornadas del Argentina Cobre estarán iniciadas por el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, quien ahondará en el estado de situación de la minería provincial, y de Gustavo Fernández, ministro de la Producción, profundizando en la Zona Franca de Jáchal y los beneficios previstos con este nuevo desarrollo.

El cierre de la jornada incluirá el corte de cintas oficial, el recorrido institucional encabezado por el Gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, y el cóctel inaugural, junto al Gobierno provincial, la Cámara Minera de San Juan y Panorama Minero.

Como agregado, se realizará un toque de campana simbólico junto al Toronto Stock Exchange, apoyado por Banco San Juan, el Gobierno de San Juan y Panorama Minero, cuya filmación será transmitida en vivo durante la apertura del mercado del 7 de mayo, en consonancia con el Día de la Minería.

Día 2: Día de la Minería y consolidación de la Mesa Federal Minera

El 7 de mayo será el eje político e institucional del evento, con la celebración del Día de la Minería y la realización de uno de los principales hitos de esta edición: la Mesa Federal Minera. Este espacio reunirá a más de 10 gobernadores de provincias mineras e industriales, junto a altos funcionarios del Gobierno nacional, entre ellos Karina Milei y Diego Santilli, además de referentes empresariales e institucionales.

La instancia estará orientada a fortalecer la articulación entre minería e industria, consolidar una agenda federal de desarrollo y promover condiciones para que el crecimiento del sector tenga mayor impacto en el entramado productivo nacional. Tras la Mesa, las principales autoridades participantes encabezarán el Acto por el Día de la Minería, instancia central del evento donde se abordarán los ejes estratégicos que marcarán la próxima etapa de la industria en Argentina.

Agenda técnica, formación y vinculación

A lo largo de las tres jornadas, la Expo incluirá una agenda técnica y formativa con foco en capacidades, innovación y empleo. Entre las principales actividades se destacan el bloque Demand & Contracting Outlook, orientado a prioridades de abastecimiento de los proyectos mineros, las Jornadas Técnicas de Ingeniería de Minas y Geología Aplicada, el Foro de Perforistas, el Ciclo Alemania enfocado en tecnología e integración industrial, y el programa 24 Horas de Ingenio en la Minería, dirigido a estudiantes.

También se desarrollará la Sala de Emprendedores y Productores Regionales, con participación de iniciativas locales vinculadas a la cadena de valor.

Acceso y participación

La Expo San Juan Minera 2026 será de acceso libre y gratuito para la comunidad, con acreditación previa. Registro y agenda completa: www.exposanjuan.com.ar

Una exposición, toda la minería

Con una propuesta que integra escala, contenido y actores clave, la Expo San Juan Minera 2026 se consolida como un espacio central para la industria, en un contexto donde el cobre, la inversión y la coordinación federal marcan el rumbo económico y de desarrollo en la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Garrafas: Paso a paso, cómo inscribirse al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados

La reinscripción obligatoria se debe realizar en argentina.gob.ar/subsidios

El Gobierno nacional implementó una actualización estructural en la asistencia energética con la puesta en marcha del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Esta nueva plataforma centraliza la gestión de los beneficios e incluye a los usuarios del servicio eléctrico, gas por redes y gas envasado o garrafas.

En el último caso, los usuarios de Gas licuado de petróleo (GLP) deben reinscribirse de forma obigatoria para dar continuidad al beneficio del antiguo Programa Hogar.

La reinscripción debe realizarse incluso cuando en los hechos el subsidio del Programa Hogar estaba discontinuado desde hace exactamente un año -abril de 2025-. La exigencia tiene un por qué: El Estado dispuso que la validación de datos se realice de forma digital, cruzando información de ingresos y patrimonio para determinar la elegibilidad de los solicitantes en un contexto de segmentación más rigurosa.

Cómo inscribirse al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados

A partir de la creación del Régimen de Subsidios Focalizados, y en lo que respecta en este caso al gas, la asistencia queda reservada estrictamente a hogares sin conexión a la red. Al mismo tiempo, el sistema fija un umbral de ingresos y elimina intermediaciones a partir de la digitalización del beneficio.

  • ¿Cómo acceder al formulario?

El acceso para completar el formulario del nuevo Registro de Subsidios se realiza a través de una plataforma digital oficial de subsidios: argentina.gob.ar/subsidios. Allí y únicamente de manera digital, el sistema solicitará los datos necesarios para la carga de datos personales, del hogar y de la situación económica de quien solicite el beneficio.

  • ¿Qué documentación es necesario presentar?

Para iniciar el trámite, el interesado debe contar con el último ejemplar de su DNI y el número de CUIL de todos los convivientes mayores de 18 años.

  • ¿Qué requisitos son necesarios para aplicar al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados?

En términos de solvencia, el requisito principal establece que el ingreso total del hogar debe ser inferior al valor de tres Canastas Básicas Totales (CBT). Además, resulta indispensable poseer una cuenta activa y validada en la plataforma Mi Argentina, ya que funciona como la llave de acceso única para el inicio de la gestión en el sitio oficial.

Según consigna el Enargas desde su sitio oficial, también podrán aplicar para recibir el subsidio aquellos hogares que incluyan al menos un integrante que cuente con:

  1. Certificado Único de Discapacidad (CUD), -en este caso, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación evaluará de qué forma el CUD implica necesidad de ayuda económica para el pago de los servicios energéticos-.
  2. Certificado de Vivienda Familiar expedido por el ReNaBaP.
  3. Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.
  • ¿Cómo se realiza el proceso de carga de datos?

El proceso de carga de datos en la web se divide en módulos que abarcan desde la declaración de los integrantes del hogar hasta la situación patrimonial del grupo. Es fundamental que el solicitante detalle con precisión su ubicación geográfica ya que el sistema está diseñado para validar automáticamente si el domicilio cuenta con acceso a la red de gas natural.

En caso de que no exista infraestructura de red en la zona, el formulario habilita la opción específica para el subsidio de gas envasado, cumpliendo así con el criterio de servicio focalizado.

La carga digital de datos promete validar automáticamente si el domicilio cuenta con acceso a la red de gas natural.
  • ¿Para qué sirve el número de gestión?

Una vez concluída la carga de datos, el sistema genera un número de gestión que sirve como comprobante y herramienta de seguimiento. Si la solicitud es aprobada, el beneficio se acredita mediante transferencias o descuentos en medios de pago virtuales vinculados a la cuenta del titular.

Este esquema busca agilizar la liquidación de los fondos y reducir la intermediación, asegurando que la asistencia financiera llegue de forma directa a los sectores que carecen de servicios básicos de red. Sin embargo, presenta un flanco sensible: no todos los usuarios tienen conectividad o saben cómo manejarse en plataformas digitales.

  • ¿Qué hacer si no se dispone conectividad?

Frente a posibles dificultades técnicas o falta de conectividad, las autoridades habilitaron canales de soporte específicos. El Centro de Atención Telefónica de Energía atiende consultas en el 0800-222-7376, de 8 a 20 horas, orientando a los usuarios sobre la opción correspondiente al Programa Hogar. También se pueden realizar consultas en la web www.argentina.gob.ar/subsidios/consultas

, Redacción EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Descartada la opción de un agregador privado, Enarsa licitó la importación de tres cargamentos de GNL para mayo

Enarsa publicó este viernes a última hora un primer tender (pliego licitatorio) para la compra de tres cargamentos de gas natural licuado (GNL), con entrega prevista para la segunda quincena de mayo.

La empresa estatal avanzó así con la contratación directa de los volúmenes necesarios para garantizar el abastecimiento de gas en el mercado interno de cara al inicio del período invernal.

La decisión era esperada en el sector, luego de que esta semana el Gobierno oficializara que desistía de contratar un agregador comercial privado que, por primera vez en casi dos décadas, se hiciera cargo de la importación y comercialización del GNL requerido durante los meses de mayor consumo.

GNL: ventanas de entrega y plazos ajustados

De la convocatoria publicada se desprende que los proveedores interesados deberán presentar sus ofertas el miércoles, con entregas previstas en tres ventanas: el 20 o 21; el 25 o 26 y, por último, el 31 de mayo.

La principal incógnita pasa por el costo que deberá convalidar la empresa estatal para acceder a esos cargamentos. Hasta el momento, el único cargamento adjudicado para mayo se cerró con una prima particularmente competitiva: inferior a los 30 centavos de dólar por millón de BTU —ofrecida por Naturgy, paradójicamente la misma compañía que había resultado ganadora en la licitación por el agregador comercial, que finalmente fue descartada por el Ejecutivo—.

Sin embargo, en el mercado consideran poco probable que ese nivel de precio se repita en este nuevo tender, principalmente por los ajustados plazos de entrega. El primer cargamento deberá entregarse apenas 20 días después de su adjudicación, lo que podría encarecer las condiciones comerciales.

Calendario de compras

Más allá de este primer proceso, en el sector anticipan que, una vez adjudicados estos tres cargamentos, Enarsa avanzará rápidamente con nuevas licitaciones de GNL para cubrir la demanda de los meses más críticos del invierno.

Habitualmente, la empresa estatal adquiere entre cuatro y seis cargamentos mensuales durante junio y julio, el período de mayor exigencia para el sistema gasífero por las bajas temperaturas.

En ese sentido, el resultado de este tender funcionará como referencia para medir el nivel de precios que deberá convalidar el Gobierno en el mercado internacional.

Con esa información, se espera que la compañía —que conduce Tristán Socas, asesor del equipo de Santiago Caputo— avance con un calendario de compras más agresivo para asegurar el suministro durante el trimestre más desafiante del año en términos de abastecimiento de gas.

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Horacio Marín: «Vaca Muerta es world class, pero si hay subsidios, no hay productividad»

Horacio Marín durante el V Simposio de la SPE en Neuquén, donde vinculó la competitividad de la industria con la eliminación de los subsidios.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, vinculó la eficiencia operativa del sector energético con la eliminación de las intervenciones estatales. «Si hay subsidios no hay productividad», sostuvo durante su discurso en el «V Simposio de Exploración y Producción de Recursos No Convencionales de la SPE», en la ciudad de Neuquén. En ese sentido, hizo especial hincapié en la importancia de reconocer el esquema de costos del sector para viabilidad su desarrollo.

Al analizar el potencial de la cuenca neuquina frente a sus competidores globales, Marín destacó la calidad del recurso pero advirtió sobre la necesidad de optimizar la gestión. «Vaca Muerta es mejor que cualquiera de los shales de Estados Unidos y la mezcla entre regalías, impuestos y demás hoy hace que los economics de una y otra sean muy parecidos», explicó y profundizó luego en la idea de trabajar sobre la eficiencia como una constante para no perder terreno.

Respecto a la evolución del sector en la Argentina, Marín ensayó una crítica sobre el funcionamiento del sistema en las últimas décadas. «La Argentina tiene una industria que fue bastante improductiva toda su historia, pero que nadie se sienta que lo estoy puteando, estoy diciendo que el sistema hacía que la productividad no fuera importante», señaló el titular de la petrolera, diferenciando la responsabilidad de los trabajadores de la inercia que generaba el esquema de incentivos previo.

En ese tramo de su discurso, el presidente de YPF abordó la relación con los sindicatos y buscó despejar decisiones vinculadas a la eficiencia operativa. «Cuando uno habla con los gremios piensan que lo que estoy diciendo es que voy a echar gente, y eso es un error nuestro que asumíamos que la productividad tenía que ver con el número de empleados, puede tener que ver, pero no es condición necesaria y suficiente», argumentó ante el auditorio.

En ese sentido, el directivo resaltó el cambio de tendencia en la balanza energética y el nuevo rol de la Argentina como proveedor global. «Tenemos en Vaca Muerta un activo que es world class, nuestros productos van al mundo y para que sigan yendo al mundo se terminó el subsidio; si hay subsidio no hay actividad y lo muestra la producción histórica de YPF y la realidad», sentenció Marín, tras recordar que el año pasado se batió el récord histórico de producción de petróleo y gas.

El proyecto de GNL y la aceleración ante el contexto global

El presidente de YPF destacó que Vaca Muerta ya compite en rentabilidad con los desarrollos de los Estados Unidos, a pesar de regalías e impuestos.

En otro tramo de la charla Marín afirmó que la coyuntura geopolítica global aceleró los plazos previstos para el salto de escala de la cuenca neuquina con el proyecto Argentina LNG. “Lo que generó la guerra de Medio Oriente es que se va a adelantar la expansión al 2027”, afirmó Marín.

«En este momento hay en Buenos Aires 50 extranjeros entre ENI y Adnoc viendo los documentos para salir rápidamente con el FID” del proyecto exportador de GNL que se conoce como Argentina LNG, lo que marca el ritmo de trabajo para concretar la inversión. Esta aceleración en los plazos se encuentra alineada con lo que está ocurriendo globalmente y el renovado interés en el país.

Marin recordó que Claudio Descalzi, “el CEO de ENI, declaró hace 48 horas que lo más importante para 2026 es el FID en la Argentina y estoy seguro que lo vamos a lograr”, en una ratificación de confianza que posiciona al proyecto como una prioridad global para la operadora italiana. Fue en ese sentido que afirmó que “Lo que generó la guerra de Medio Oriente es que se va a adelantar la expansión al 2027” del proyecto.

Respecto a la exploración de fronteras no convencionales fuera de Neuquén, Marín se refirió al potencial de Palermo Aike en Santa Cruz, aunque con cautela respecto a su dimensión frente a la cuenca neuquina. Confirmó que este año se realizará un pozo para evaluar la continuidad del proyecto tal el compormiso tomado con la provincia.

“Si da bien va a ser muy bueno para la Argentina, para la cuenca austral, para Santa Cruz especialmente. En el caso de YPF, en nuestro portfolio de recursos pueden ser 800 pozos, en otro lado tenemos 16.000”, diferenció en referencia a sus activos en Vaca Muerta.

El ejecutivo expresó un marcado optimismo sobre el futuro del offshore en el Atlántico, comparando el potencial geológico con los hallazgos en Namibia y Guyana. Ratificó el acuerdo con Eni para perforar a finales de 2027 o principios de 2028 en áreas de aguas profundas.

Marín concluyó que, si se confirman estas proyecciones y se mantiene el ritmo en el no convencional, la Argentina experimentará un cambio radical: “Argentina, si es con Vaca Muerta, puede llegar a ser una producción de un 1,8 millones de barriles”.

Según Marín, el crecimiento de YPF en los próximos años se va de escala

El ejecutivo confió en que el proyecto de GNL se acelerará hacia 2027 como una de las consecuencias del conflicto en Medio Oriente.

Ante un auditorio técnico especializado, Marín trazó un panorama de crecimiento exponencial para la compañía y la industria energética local, en un discurso centrado en la eficiencia operativa y la apertura de mercados internacionales. “Estamos en el pico histórico de YPF y en los próximos tres años se va de escala; habría que ir dos veces a lo que produce hoy”, explicó Marín, quien además proyectó un horizonte exportador de unos US$45.000 millones anuales hacia inicios de la próxima década.

En términos de rentabilidad y gestión, el CEO destacó que «la empresa YPF registró el año pasado el tercer Ebitda más grande de su historia, a pesar de los desafíos que implicó el inicio de la salida de los campos convencionales y el precio del petróleo a la baja».

Para el ejercicio actual, las expectativas son aún superiores debido a la mejora en los indicadores de producción. Según precisó, la compañía logró números sólidos en el último período: “Subimos 42% la producción de Vaca Muerta, bajamos 45% los costos operativos”.

Uno de los pilares de esta estrategia es el desarrollo de infraestructura crítica para eliminar las restricciones de transporte de crudo. En este sentido, Marín puso el foco en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). “El VMOS saca el cuello de botella para una producción que vamos a batir este año: el millón de barriles por primera vez en la historia”, anunció. Además, remarcó la importancia de la eficiencia en el segmento del refino, donde la operatividad de las plantas alcanzó niveles cercanos al 99% de su capacidad nominal.

Finalmente, y para sostener la competitividad de Vaca Muerta, la compañía implementó un agresivo plan de reducción de costos unitarios y mejora en la velocidad de perforación, que aumentó un 66% desde enero de 2023. Marín enfatizó la necesidad de transparentar las licitaciones para terminar con ineficiencias históricas del sistema.

“Tenés que licitar y salir de los oligopolios y ahora estamos yendo por los materiales, no puede ser que haya costos unitarios zoológicos, merecemos tener el costo correcto”, sentenció.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Cuándo entrará en funciones el nuevo ente regulador unificado de gas y electricidad que reemplazará al Enargas y al ENRE

Néstor Marcelo Lamboglia será el presidente del nuevo ente regulador.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) fue creado por la Ley de Bases en julio de 2024. El decreto 452/25 de julio del año pasado constituyó formalmente al organismo y fijó un plazo de 180 días corridos para que comience a trabajar. El directorio debería haber estado en funciones antes del 31 de diciembre, pero eso no ocurrió. Las nuevas autoridades fueron elegidas, pero aún resta su oficialización. A fines de año el gobierno dejó trascender que el ente iba a estar operativo en marzo y ahora sostienen que podría ser en mayo, una vez que se cumpla el plazo que tiene el Congreso para emitir opinión.

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 seleccionaron a tres personas para cada puesto y elevaron la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti. Entre Energía, Economía y Presidencia seleccionaron finalmente a un candidato por puesto: Néstor Marcelo Lamboglia será el presidente, Vicente Serra el vice, y Griselda Lambertini, Héctor Sergio Falzone y Marcelo Alejandro Nachón quedarán como vocales.

A mediados de enero trascendió que el gobierno ya había elevado su propuesta al Congreso para ser tratada en extraordinarias, pero finalmente el mensaje formal para que la comisión bicameral se expida llegó en marzo, cuando se iniciaron las sesiones ordinarias, como forma de evitar suspicacias.

Cómo es el proceso que se debe cumplir para oficializar al nuevo directorio

El decreto 452/25 establece que antes de designar al directorio del nuevo ente el Poder Ejecutivo debe comunicar sus fundamentos a una comisión bicameral del Congreso integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las cámaras determine en función de su incumbencia.

Dicha comisión bicameral debe emitir opinión dentro del plazo de 30 días corridos de recibidas las actuaciones, pero la norma aclara que, si no se conforma en un plazo de 10 días corridos desde que recibe la comunicación, el Ejecutivo debe enviarle los fundamentos de las designaciones a los presidentes de ambas Cámaras, Martín Menem de Diputados y Victoria Villarruel del Senado. Una vez transcurridos 30 días corridos desde el envío de esa comunicación, el Ejecutivo queda habilitado para el nombramiento de los directores.

En este caso la comisión bicameral no se constituyó y el gobierno le envió el mensaje a Menem y Villarruel a fines de marzo. El plazo de 30 días corridos para que el Congreso emita una opinión vence el 28 de abril y después de esa fecha el gobierno ya podrá sacar el decreto designando a los integrantes del nuevo directorio. Si el Congreso decide opinar, la sugerencia no es vinculante.

Si el Ejecutivo ya fue avanzando en estos días con la redacción del decreto y empezó a transitar el recorrido burocrático, incluyendo la revisión del texto por parte de la Secretaría Legal y Técnica de la Presidencia, la demora podría ser mínima, pero si espera a que se cumpla el plazo formal, para recién entonces iniciar el proceso, las designaciones podrían ser oficializadas a mediados de mayo.

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El nuevo Ente Regulador del Gas y la Electricidad todavía no se constituyó, pero ya hay polémica por la renovación de más de 70 contratos

Los 73 contratos renovados vencían recién el próximo 30 de junio.

El nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) todavía no terminó de constituirse, pero ya se generó polémica por la renovación de 73 contratos que pasarán a estar bajo su órbita. El futuro presidente del organismo, Néstor Marcelo Lamboglia, había sugerido en una reunión informal postergar las decisiones referidas al personal hasta que el directorio elegido asuma sus funciones, pero Marcelo Alejandro Nachón, interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) avanzó igual con las renovaciones.

El nuevo ente tendrá un directorio de cinco miembros. Lamboglia será el presidente, Vicente Serra el vice y Griselda Lambertini, Héctor Sergio Falzone y el propio Nachón quedarán como vocales.

Según pudo reconstruir EconoJournal, los cinco expertos se reunieron el miércoles 8 de abril de modo informal e intercambiaron opiniones sobre cómo se debía llevar adelante la transición que va a derivar en la desaparición del ENRE y el Enargas.

El pedido de Lamboglia

En ese encuentro, Lamboglia, quien se desempeña actualmente como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), opinó que lo mejor sería no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos, hasta que el ENRGE estuviese en funciones, lo cual se espera que ocurra durante mayo.

Fue solo una sugerencia dirigida puntualmente al interventor del Enargas, –ya que es el propio Lamboglia quien conduce el otro ente que va a desaparecer—y buscaba que no se condicione de entrada a la futura conducción. Su propuesta fue que sea el próximo organismo el encargado de analizar distintas situaciones pendientes que involucran al personal.  

Sin embargo, el miércoles pasado Nachón firmó un memorándum a través del cual se ordena la renovación por seis meses de 73 contratos que vencían recién el 30 de junio. Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.

Nachón tiene todas las facultades para tomar esas decisiones, pero los que cuestionan la renovación de los 73 contratos y la promoción de Valdez sostuvieron a EconoJournal que lo mejor hubiera sido esperar, sobre todo porque los contratos no vencían ahora sino dentro de poco más de 2 meses.  

Varias de las personas a las que se le extendió el contrato integraban el cuerpo de asesores del ex interventor Casares. En la reunión del 8 de abril Lamboglia, quien no tiene cuerpo de asesores en el ENRE, se había manifestado en contra de la continuidad de un cuerpo de asesores en el ENRGE con el argumento de que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo. Nachón, en cambio, había dicho que creía conveniente su continuidad, adaptada al nuevo ente. Por lo tanto, pareciera que el principal foco de conflicto está puesto en ese cuerpo asesor. EconoJournal se puso en contacto con Nachón para conocer su opinión sobre el tema, pero no obtuvo respuesta.  

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Neuquén otorga 5 concesiones a YPF y negocia obras de infraestructura por más de US$150 millones

La gobernación de Neuquén está cerca de finalizar el proceso para otorgar cinco nuevas concesiones no convencionales a la empresa YPF en el marco del proyecto Argentina LNG. Se trata de las tres áreas donde recientemente la petrolera de control estatal adquirió la participación de Pluspetrol: Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva que se dividirán en cinco bloques. A cambio, la provincia recibirá cerca de US$200 millones entre obras y tasas provinciales.

Fuentes provinciales confirmaron que el proceso está a punto de cerrarse y que se están ultimando los detalles para avanzar con la publicación de los decretos correspondientes.

Una de las novedades que tendrán estas nuevas concesiones es que la provincia de Neuquén aplicará condiciones particulares teniendo en cuenta que estas áreas estarán destinadas a la producción de Gas Natural Licuado dentro del proyecto Argentina LNG. El dato, que había sido adelantado en el inicio de sesiones ordinarias de la Legislatura por el gobernador Rolando Figueroa, tiene como objetivo hacer más atractiva la rentabilidad de los proyectos para exportar gas licuado desde la costa de Río Negro.

Según pudo saber EconoJournal, una de esas condiciones será que esta vez la provincia de Neuquén no exigirá la participación con un 10% de la petrolera provincial GyP en carry, un requisito que había aplicado la gestión de Figueroa a la hora de otorgar una nueva CENCH.

Por los nuevos permisos, Neuquén recibirá cerca de US$200 millones, más de US$150 en concepto de bono de infraestructura -equivalente a 6% -y cerca de 50 millones en Impuesto a los Sellos y otras tasas. Distintas fuentes consultadas aseguraron que aún no están definidas las obras a ejecutar, aunque la modalidad sería la misma que Neuquén ya aplicó al otorgar concesiones anteriores a YPF y que contemplaron la ejecución de redes de gas domiciliarias o nuevas rutas. Por su parte, desde la petrolera prefirieron no dar declaraciones hasta tanto no esté concluido el proceso.

Neuquén y su nuevo esquema de regalías

Por otro lado, se espera que la provincia también avance en establecer un nuevo monto de regalías específico para los proyectos de LNG. Para esto, Figueroa ya adelantó que enviará a la Legislatura un proyecto que contemplará un régimen especial y un nuevo esquema para el cálculo de regalías en áreas destinadas a la producción de gas licuado con un determinado valor en boca de pozo.

El ejecutivo neuquino apunta a garantizar mejores condiciones para los proyectos de exportación de gas licuado y hacerlo dentro de un marco de consenso político en la Legislatura. “Tenemos que ser competitivos porque ahora se toman los valores teniendo como parámetro nuestro subsuelo, pero cuando competimos con el mundo, tenemos que ser eficientes”, había dicho a los legisladores el 1° de marzo al inaugurar el Período de Sesiones Ordinarias.

Este proyecto también incluirá una alícuota asociada al valor del metano, de forma tal de contemplar las posibles fluctuaciones en el mercado internacional.

Cómo se determinarán las 5 concesiones de los bloques

Las nuevas áreas se ubican en las ventanas del gas seco y húmedo.

Tal como había adelantado EconoJournal en noviembre pasado, YPF busca asociar a la petrolera italiana ENI y a la árabe ADNOC en estas nuevas áreas. Para esto, primero la petrolera que conduce Horacio Marín adquirió las participaciones de Pluspetrol, para luego avanzar con la solicitud para reconvertirlas al no convencional.

Mediante los Decretos 475, 476 y 496, el pasado 10 de abril la Provincia autorizó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50% de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente. Las dos primeras como concesiones de explotación convencional en producción, mientras que Las Tacanas fue otorgada como «Lote Bajo Evaluación con objetivos no convencionales».

Debido a que la Ley 27.007 establece que las áreas no convencionales no podrán superar los 250 km2, quedarán divididas en 5 concesiones y un bloque más que se revertirá a la provincia. La subdivisión no solo apunta a cumplir con la superficie máxima estipulada sino que también prioriza mantener la continuidad geológica de los bloques.

A partir de esto, Las Tacanas -el bloque de 411 kilómetros cuadrados (km²) y con potencial de producir gas seco- conformará Las Tacanas I y II. En tanto, Meseta Buena Esperanza, un área con potencial para producir gas húmedo y que tiene 303,71 km², pasará a conformar las concesiones Meseta Buena Esperanza I y II.

Finalmente, Aguada Villanueva, un bloque de 281 km², ubicado al sur de Las Tacanas y al oeste de Loma la Lata sobre la ventana del gas húmedo, también se partirá en dos. Una parte conformará la concesión no convencional de YPF y otra parte se revertirá a la provincia.

, Laura Hevia

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Trafigura dejará de importar gasoil premium antes de fin de año con una obra de US$120 millones en su refinería de Bahía Blanca

La refinería Ricardo Elicabe en Bahía Blanca. Desde su adquisición en 2017, fue objeto de inversiones para casi duplicar su capacidad de producción y optimizar el procesamiento de crudo.

La multinacional Trafigura, uno de los mayores traders independientes de materias primas del mundo, pondrá en funcionamiento en octubre una obra que le permitirá dejar de importar gasoil grado 3 para abastecer con producción propia a su red de estaciones bajo la marca Puma, y su negocio de agro servicios. Así lo anticiparon fuentes de la compañía en ocasión de la presentación de una nueva línea de aditivos para combustibles, diseñada para la eficiencia y la limpieza de los motores.

La refineria Ricardo Elicabe, es un activo que Trafigura adquirió a Pampa Energía en 2017, y desde entonces es motivo de una serie de inversiones en ampliación y modernización que en la actualidad supera los US$500 millones. Ahora, el complejo industrial se prepara para un hito que reconfigurará su esquema de negocios con la inauguración, prevista para octubre, de su nueva planta de Hidrotratamiento (HDT).

Esta obra, que demandó una inversión de US$120 millones, permitirá a la compañía alcanzar la autosuficiencia en la producción de gasoil premium y eliminar por completo la necesidad de importar este combustible antes de que finalice el año. El desembolso es parte de un plan lanzado en 2024 por unos US$200 millones que permitió la instalación de una torre de pre-flash y la modernización de su unidad de Topping.

Estas mejoras tecnológicas le permitieron a la plata un salto del 50% en la capacidad de refinación de crudo y, lo que es también relevante para el negocio actual, un incremento del 80% en la producción de diésel. De esta manera, la refinería pasó a procesar 40.000 barriles diarios de capacidad con un tope de diseño de 46.000 barriles, es decir casi el doble de lo que ocurría al hacerse cargo de la terminal.

Además de su desarrollo en del downstream local, Trafigura fue recientemente uno de los dos oferentes para ser el agregador-comercializador privado que reemplace a Enarsa en la gestión de importar Gas Natural Licuado para los meses de invierno. En un escenario signado por la guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y la incertidumbre sobre el acceso a los cargamentos, el Gobierno decidió no avanzar con la licitación.

Despliegue en el mercado local

Hoy la red Puma está integrada por 410 estaciones de servicio y una red de 120 agroservicios, abasteciendo la demanda de uno de los sectores más dinámico de la economía. Con la obra a inaugurar en octubre, consolida su participación como el cuarto jugador del mercado, con un 7% de market share en diésel y 5% en naftas, detrás de YPF, Shell y Axion.

La presencia de Trafigura tiene particular peso en el sector agropecuario, en el cual alcanza una participación que supera el 15% durante los picos de demanda estacional, especialmente en época de cosechas. Su capilaridad en el interior del país se apoya en una alianza estratégica con la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA), un vínculo que le permite llegar a 50 cooperativas y 500 productores directos.

La compañía logró desde 2017 consolidar una estrategia de integración vertical que llevó al mayor trader global a pasar de ser un comprador de crudo a convertirse en un socio estratégico de operadoras como Vista Energy, CAPEX y Quintana Energy. En particular con la petrolera de Miguel Galuccio conformó una sociedad en Tango Energy, surgida tras el rescate financiero de Aconcagua Energía.

A la par de la modernización de la infraestructura, la extensión de la «Derivación del Oleoducto Allen – Puerto Rosales» de 11 kilómetros que conecta el sistema troncal de Oldelval con el complejo, permitió convertir a la refinería en un hub exportador activo. Esta obra, junto con la nueva terminal de carga y descarga y el incremento en la capacidad de almacenaje, convirtió a la planta de Bahía Blanca en una alternativa de exportación para el crudo de Vaca Muerta.

Un nuevo aditivo en los surtidores

Puma Energy presentó su nueva generación de aditivos Cleantec y Cleantec PRO, un diseño para optimizar el funcionamiento del motor mediante una limpieza durante la combustión. Esta tecnología, ya disponible en toda la red de estaciones de servicio de la marca, actúa reduciendo la fricción y el desgaste de las piezas internas, lo que asegura una operación más eficiente y una combustión más limpia, se explicó.

La propuesta se divide en dos niveles de especialización según el tipo de combustible. Para la nafta Súper, el aditivo Cleantec ofrece una prevención activa de nuevos depósitos y protección contra la corrosión. Por su parte, la versión Cleantec PRO —exclusiva para la nafta Premium— cuenta con un 50% más de capacidad detergente, lo que remueve todos los residuos acumulados en pistones y válvulas con tan solo completar dos tanques.

Un diferencial clave de este lanzamiento es la obtención de la certificación internacional TOP TIER. Este sello, avalado por las principales terminales automotrices a nivel global, garantiza que el combustible posee una capacidad de limpieza superior. Al eliminar los depósitos de carbón, el sistema no solo recupera la potencia original del vehículo, sino que también mejora el arranque en frío y contribuye a la reducción de emisiones contaminantes.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Conectando Vaca Muerta reunió a más de 1.200 participantes y profundizó la agenda de vinculación del sector

La jornada contó con la participación de más de 22 grandes compradores, entre operadoras y compañías de servicios, que encabezaron rondas de negocios con pymes y firmas especializadas

La 5.ª edición de Conectando Vaca Muerta volvió a convocar a los principales actores del ecosistema no convencional, en una jornada que reunió a más de 1.200 asistentes y mantuvo una alta intensidad de reuniones entre empresas a lo largo de todo el día.

El evento, centrado en la vinculación comercial y el desarrollo de proveedores, contó con la participación de más de 22 grandes compradores, entre operadoras y compañías de servicios, que encabezaron rondas de negocios con pymes y firmas especializadas. En paralelo, el formato de Speed Networking 1 a 1 facilitó el contacto directo entre empresas, con una dinámica de rotación constante.

Nueva edición

Uno de los ejes de esta edición fue la consolidación de estos espacios como herramientas para mejorar la integración de la cadena de valor en Vaca Muerta, en un contexto donde la escala de actividad exige mayor coordinación operativa y eficiencia en la contratación.

En el plano de contenidos, las charlas técnicas y paneles de análisis se desarrollaron con alta participación, abordando tendencias operativas, desafíos logísticos y perspectivas del desarrollo no convencional en la cuenca neuquina.

La jornada también incluyó la presentación del libro “Emprender sin fundar”, de Lucas Albanesi, director comercial de Gran Valle Negocios y organizador del encuentro, quien destacó el rol de estos espacios en la generación de oportunidades comerciales y en el fortalecimiento de vínculos dentro del sector.

Uno de los ejes de esta edición fue la consolidación de estos espacios como herramientas para mejorar la integración de la cadena de valor en Vaca Muerta

Presentación oficial: «Emprender sin fundar»

Esta edición tuvo un condimento especial con la presentación oficial de «Emprender sin fundar», el nuevo libro de Lucas Albanesi, Director Comercial de Gran Valle Negocios, mentor y organizador del evento. En un marco de innovación y resiliencia empresarial, la obra fue recibida con gran entusiasmo por una gran cantidad de asistentes que estuvieron presentes en la sala de conferencias.

Sobre el impacto del encuentro, Albanesi destacó: «Haber superado los 1.200 asistentes y ver la dinámica de negocios operando a este nivel de intensidad nos confirma que este espacio es una herramienta de competitividad indispensable. Conectando Vaca Muerta no es solo un evento, es el lugar donde las oportunidades se transforman en contratos reales en un clima de confianza que el sector ya hizo propio».

En el plano de contenidos, las charlas técnicas y paneles de análisis se desarrollaron con alta participación y abordando tendencias operativas

“Con cinco ediciones realizadas, Conectando Vaca Muerta se consolida como una de las principales plataformas de articulación entre oferta y demanda dentro de la industria hidrocarburífera, en línea con la creciente complejidad del desarrollo en la cuenca”, destacaron desde la organización.

Link oficial: conectandovacamuerta.com

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Pluspetrol solicitó la adhesión al RIGI para el bloque Bajo del Choique-La Invernada con una inversión de US$12.000 millones

El RIGI presentado por US$12.000 millones prevé el desarrollo masivo de los bloques Bajo del Choique – La Invernada.

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

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

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

El plan de trabajo a 25 años

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El desafío tecnológico del shale: Cómo Vaca Muerta acelera la migración del diésel al gas en la fractura

Edward Eichstetter (CEO de EKU) y Adrián Martínez (CEO de Calfrac).

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

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

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

Argentina, un hub regional de talentos

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

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

Con la nueva manera de operar las bombas se maximiza el potencial de cada máquina, se reducen costos y es evita el error humano.

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

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

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

El impacto económico de migrar a gas

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Las exportaciones mineras en el primer trimestre del año aumentaron 81,6% interanual impulsadas por el oro y el litio

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

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

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

Provincias, proyectos de origen y principales destinos

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

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

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

Exportaciones de la minería metalífera

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

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

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

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

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

Mayores exportaciones de litio

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

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

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

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Suba del barril: las exportaciones de crudo y gas podrían aportar este año entre US$2300 y US$9000 millones, ¿qué harán las petroleras con ese ingreso inesperado?

Si el barril promedia US$120 dólares las exportaciones crecerían US$ 9132 millones y el saldo comercial sumaría un diferencial de US$6707 millones.

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

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

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

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

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

Qué harán las petroleras con los ingresos adicionales

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Uranio: Jaguar Uranium inicia la exploración en Mendoza y busca financiamiento bajo el paraguas del acuerdo de minerales críticos con EE.UU.

Jaguar Uranium posee activos de exploración de uranio en Mendoza y Chubut.

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

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

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

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

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

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

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

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

Jaguar comienza la exploración en el Proyecto Huemul

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

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

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

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

Jaguar Uranium

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

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

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

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

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Las petroleras proyectan que el superávit de la balanza comercial energética podría llegar casi a quintuplicarse hasta 2030

El informe de la CEPH proyecta tres escenarios posibles para la próxima década.

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

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

Escenario moderado

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

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

  • ampliación de la capacidad de transporte desde cuenca Neuquina por el ingreso de Vaca Muerta Sur en diciembre 2026 con una capacidad de 550 kbbl/d adicionales
  • ampliación de TGS de la capacidad de transporte desde cuenca neuquina (+14 MMm3/día en julio de 2027)
  • ampliación Tratayén – La Carlota en enero de 2030 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina);
  • gasoducto dedicado al abastecimiento de las terminales licuefactoras en el Golfo San Matías en julio de 2028 (27 MMm3/día).

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

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

Escenario expansivo

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

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

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

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

Escenario acelerado

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

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

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

¿Qué escenario ve más factible el sector?

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

YPF avanza con la venta de su participación en Metrogas y entra en fase de due diligence

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

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

Proceso de venta de Metrogas

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

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

¿Cuánto obtendrá YPF de la venta de Metrogas?

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Energía desistió de contratar un agregador comercial de GNL: Enarsa seguirá a cargo de la importación de gas en invierno

Enarsa tiene previsto adquirir un tender de entre 10 y 12 buques de GNL para junio y julio.

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

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

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

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

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

Enarsa y el proceso competitivo que quedó trunco

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

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

YPF presenta a Neuquén un plan de abandono de miles de pozos en dos yacimientos históricos de la provincia

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

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

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

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

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

YPF y el acuerdo con Neuquén

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

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

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

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

La remediación de pasivos en números

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

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

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

, Laura Hevia

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica promueve la formación como eje para mejorar la seguridad y competitividad del sector

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

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

Formación

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

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

Desarrollo industrial

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El sector energético logra un superávit externo de US$2.405 millones en el mejor primer trimestre de la serie histórica

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

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

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

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

El contexto global aún no se percibe en las cuentas externas

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Guerra en Medio Oriente: Emiratos Árabes Unidos analiza un swap de monedas con EE.UU. por la caída de las exportaciones de petróleo

El presidente de EE.UU. Donald Trump reconocíó la existencia de conversaciones con Emiratos Árabes Unidos a los que definió como «buenos aliados».

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

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

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

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

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

Emiratos Árabes Unidos es la dueña y controlante de la petrolera ADNOC, socia de YPF en el proyecto Argentina LNG.

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Total realizó una primera exportación de prueba de gas natural a Brasil por el Gasoducto del Mercosur

Las pruebas de envío de gas desde Vaca Muerta sientan las bases para futuros contratos que podrían escalar el volumen de exportación.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Una termoeléctrica dependiente del gas argentino

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El nuevo subsidio a la garrafa equivale a un tercio de su precio de mercado, con un tope de dos unidades por mes en invierno y sin distinción por región

El nuevo esquema de subsidios para el gas licuado de petróleo (GLP) limita la asistencia a un cupo estacional de garrafas por hogar.

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

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

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

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

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

Garrafas frente a gas por redes

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

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

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

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

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

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

Una base de datos fuera de control

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

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

EKU pone el foco en Vaca Muerta con una propuesta para gasificar, automatizar y digitalizar operaciones de alta demanda energética

EKU busca abrirse paso en la Argentina con una propuesta enfocada en cómo gasificar, automatizar y digitalizar operaciones de alto consumo energético sin resignar confiabilidad ni retorno económico

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

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

La compañía viene desarrollando durante la última década soluciones vinculadas a la electrificación de equipos de bombeo y al uso de gas natural en reemplazo del diésel, con foco en operaciones no convencionales

Digitalización de las operaciones

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

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

La firma identifica oportunidades concretas en la estandarización de arquitecturas eléctricas, la automatización operacional y la integración rápida de telemetría y control

Operaciones de alta demanda energética

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

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

La empresa define al país como un hub de talento y plantea que su presencia local no responde solo a una oportunidad coyuntural, sino a una visión de largo plazo

Próximo evento

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

La empresa Dosbio anuncia un RIGI de US$200 millones para producir BioGNL en Entre Ríos

Alianza estratégica: Dörthe Arend (Euler Hermes), Juan Khouri (Gerente de Dosbio), el Embajador Dieter Lamlé y el Intendente Marcelo Cerutti durante la presentación de las cartas de intención en Crespo.

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

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

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

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

Los biodigestores permiten procesar grandes volúmenes de biomasa mediante fermentación anaeróbica. Las plantas se construirán en Crespo y Villaguay.

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

Primero acuerdos con proveedores locales

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

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

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

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

Puesta en marcha de una planta piloto

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Agregador comercial de GNL: una licitación con derivadas múltiples que pone a prueba el avance reformista del gobierno sobre el sector energético

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

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

GNL, una licitación estratégica

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

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

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

Por qué la decisión se maneja con sigilo

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

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

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

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

Una cuestión de números

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

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

Un factor que complejizó la ecuación

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

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

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

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

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

La consistencia macroeconómica

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

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

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

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

El costo de sostener el esquema actual

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

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

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

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

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

Una decisión abierta

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

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Gasoducto Norte: la adecuación de las plantas compresoras continúa virtualmente paralizada y Enarsa evalúa quitarle la obra a Esuco

Una de las plantas compresoras del Gasoducto Norte.

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

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

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

Plantas compresoras pendientes

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

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

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

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

Tristán Socas, presidente de Enarsa.

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

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

Deudas y parálisis

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

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

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

1) LPN GPNK 07/22: Planta compresora Mercedes

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

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

2) LPN GPNK 12/22: Planta compresora Salliqueló

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

3) LPN GPNK 02/2024: Reversión Gasoducto Norte

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

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

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

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Expo EFI: Milei presente en la 13º Edición de Expo EFI

La Expo EFI se realizará el 28 y 29 de abril en el CEC y contará con la presencia del presidente de la Nación, Javier Milei.

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

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

Nueva edición de Expo EFI

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

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

Oradores de la conferencia económica

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

Agenda completa

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

YPF recibió el certificado de Marca País

YPF obtuvo el certificado de Marca País Argentina en un acto que contó con la presencia de Karina Milei y Manuel Adorni.

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

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

Certificado de Marca País

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

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

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

La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa una mejor percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, favorece la atracción de inversiones y turismo, y promueve el talento argentino en los mercados globales

Participantes

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Capex amplía su participación en dos áreas petroleras convencionales en Río Negro

Capex hará un desembolso en Loma Negra de US$1,6 millones mientras que por La Yesera el acuerdo es por US$1,9 millones.

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

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

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

Áreas en Río Negro, Chubut y Neuquén

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Distribuidoras definen qué precio de gas de invierno convalidan sin la certeza de que el Gobierno autorice su traslado a tarifas

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

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

La Secretaría de Energía deberá fijar los nuevos precios del gas para todo 2026.

Un esquema que entra en tensión

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

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

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

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

Manta corta

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

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

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

Cierre de campaña

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

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

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

Traslado a tarifas

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

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Cómo los servicios en la nube están potenciando las operaciones en Vaca Muerta

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

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

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

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

De sistemas aislados a operaciones conectadas

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

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

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

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

Impacto en costos y continuidad operativa

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

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

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

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

Un cambio que empieza a consolidarse

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Impacto de la guerra en Medio Oriente: tensión entre la oportunidad exportadora y la suba de precios internos

“No le tembló la mano a nadie ni hubo mucho lío en la prensa», aseguró Lopetegui (centro) al analizar la suba de 25% en los combustibles.

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

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

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

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

Brecha de precios

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

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

Aranguren aseguró que en esta coyuntura lo mejor que puede hacer el productor petrolero es “exportar a lo pavo”.

Anclaje cambiario

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

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

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

Mayor competitividad

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

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

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

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

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

Perspectivas favorables

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Meloni se desmarca del CEO de ENI y pide cautela antes de levantar la prohición de importación de GNL ruso

La Primera Ministra de Italia, Georgia Meloni, puso en valor el peso de la prohibición de la importación de GNL ruso en Europa como freno a Moscú.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Geopolítica, Vaca Muerta y el rol del gas natural en la región: ejes de la Conferencia Arpel 2026 

La conferencia se realizará del 1° al 4 de junio en Buenos Aires, y comenzará con la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global

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

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

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

CEOs del sector analizan el rumbo de la industria

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

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

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

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

Vaca Muerta y el desarrollo de los no convencionales

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

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

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

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

Tendencias en refinación y nuevos desafíos

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

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

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

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

Más información aquí.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Qué son los NGLs y por qué resultan críticos para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

La planta de Mega es la mayor productora de NGLs del país.

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

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

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

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

El gas rico cambia la ecuación económica

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

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

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

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

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

Infraestructura para el salto exportador

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Las exportaciones dinámicas y demanda interna moderada marcaron al sector químico y petroquímico durante febrero

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

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

Ventas locales del sector químico y petroquímico

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

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

Desempeño de la pequeña y mediana industria química

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

Importaciones del sector

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

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

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

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

Conclusiones generales del sector

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Compañía Mega finaliza el nuevo tren de fraccionamiento de líquidos de gas natural en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca

La planta de Mega en bahía Blanca cuenta con un nuevo tren de fraccionamiento que demandó una inversión de US$250 millones.

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

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

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

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.

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

El impacto técnico del shale de Vaca Muerta

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

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

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

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

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

La primera etapa de la obra permitirá incrementar 20% la producción de NGLs, y alcanzar las 5.500 toneladas/día.

La nueva etapa bajo el RIGI

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El sector nuclear argentino mostró su experiencia y adelantó sus desarrollos tecnológicos en encuentro del OIEA

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

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

Sector nuclear argentino

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

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

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

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

Principales desafíos

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

David Holloway: “Las directrices que nos ayudaron a evitar un conflicto nuclear durante la Guerra Fría están desapareciendo”

«No recuerdo que se hayan proferido jamás amenazas nucleares con el objetivo declarado de destruir toda una civilización», aseguró Holloway al comentar la declaración de Trump.

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

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

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

La amenaza de Donald Trump

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

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

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

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

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

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

Los riesgos del uso civil de la energía nuclear

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

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

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

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

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

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

La pelea de fondo entre Estados Unidos y China

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

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

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

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

A la espera de una definición sobre el agregador de GNL, Enarsa compra dos cargamentos de gas para mayo y Cammesa enfrenta precios récord para reponer stocks de gasoil

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

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

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

Primas competitivos en un contexto adverso

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

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

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

Compras de gasoil para generación

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

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Mercado de capitales: el sector energético concentró el 47% de las emisiones de ON en el primer trimestre

Las empresas vinculadas a Vaca Muerta obtuvieron el mayor volumen de financiamiento, mejores tasas y mayores plazos.

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

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

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

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

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

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

Un comienzo de año de menores tasas y mayores plazos

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

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

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

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

Las compañías que protagonizaron el trimestre

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Chile y Argentina: la energía como puente y oportunidad compartida

Por Alejandro Larrive (*)

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

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

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

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

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

Alejandro Larrive llamo a reconstruir confianzas, romper inercias y animarse a pensar la energía como un proyecto común.

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

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

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

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

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

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

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

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

(*) Vicepresidente Cámara Chileno Argentina de Comercio

, Alejandro Larrive

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Informe del GAPP: Pymes industriales inician el 2026 con una leve mejora en la actividad y se mantienen expectantes frente a grandes proyectos de Oil&Gas

El GAPP presentó los resultados de su último monitoreo trimestral de actividad PyME Industrial

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

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

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

Empleo en el sector de Oil&Gas

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

Datos del informe del GAPP

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

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

El informe

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

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

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

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

Proyectos de Oil&Gas

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Pan American Energy incorpora Jóvenes Profesionales

Desde su primera edición en 2018, más de 235 jóvenes ya formaron parte del programa

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

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

Incorporación de jóvenes profesionales

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

El programa comenzará en julio de 2026, tendrá una duración aproximada de un año

El programa

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Edenor puso en funcionamiento la nueva Subestación Martínez

Edenor puso en marcha la nueva Subestación Martínez, una obra que incorpora tecnología de última generación para optimizar la eficiencia operativa, fortalecer la conexión con los clientes y mejorar la calidad del servicio eléctrico.

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

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

La nueva subestación

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

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

Beneficios

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Directivos de CGC y el gobernador de Santa Cruz buscan inversores en Canadá: presentaron el potencial no convencional de la Cuenca Austral

El gobernador Claudio Vidal encabezó la misión que busca inversores para el desarrollo de no convencional en Santa Cruz.

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

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

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

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

Pablo Chebli, integrante del directorio de CGC expuso sobre la tarea exploratoria de la compañía en los bloques en Palermo Aike.

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

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

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

El trabajo de CGC en los bloques no convencionales

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

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

La misión público-privada que llegó a Calgary para promover la actividad petrolera y minera de la provincia.

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Tecnología, precisión y capacidad de respuesta para equipos críticos de oil & gas

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

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

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

Uno de los avances más relevantes es la incorporación de tecnología de láser cladding, que permite recuperar y extender la vida útil de componentes de alto valor sometidos a desgaste, abrasión y corrosión

Tecnología aplicada para mejorar desempeño

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

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

En los próximos meses, la compañía finalizará una nueva nave industrial de más de 7.000 m².

Recuperación de piezas y validación técnica

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

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

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

Crecimiento con visión de largo plazo

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

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

Una propuesta más amplia para equipos críticos

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

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

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Daniel González: «En cinco años la balanza comercial energética y minera será de US$60.000 millones»

Daniel González, durante su exposición en la AmCham Summit 2026, donde proyectó una balanza comercial de US$60.000 millones.

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

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

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

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

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

Daniel González destacó el éxito del RIGI y la política de no intervención en precios como pilares para acelerar las inversiones en el upstream.

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

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

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

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

La visión empresaria

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

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

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

Desde la derecha, Bulgheroni (PAE), Bonnet (Central Puerto) y Simonato (Chevron) durante el panel sobre proyectos energéticos en la AmCham Summit 2026.

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

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

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

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Claudio Descalzi, CEO de ENI: «Es necesario suspender la prohibición del GNL proveniente de Rusia»

El CEO de ENI, empresa socia de YPF en el proyecto Argentina LNG, manifestó su preocupación por el impacto de la guerra de Medio Oriente en el suministro energético europeo.

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

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

Descalzi pidió mantener las importaciones de GNL de Rusia

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

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

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

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

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

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

La prohibición en Europa al GNL de Rusia

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

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

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

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

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

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

Riesgo de recesión económica

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

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

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

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

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Por qué la modificación del RIGI que implementó el Ministerio de Economía beneficia a los proyectos de upstream en Vaca Muerta

El Ministerio de Economía modificó un aspecto clave del RIGI para sumar más proyectos de upstream en Vaca Muerta al régimen de incentivos.

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

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

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

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

RIGI: inversión a largo plazo

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

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

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

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

Los argumentos de la Secretaría de Energía

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Privatización de Transener: tres ofertas garantizadas e incertidumbre por la participación de jugadores internacionales

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

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

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

Participaciones en duda

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

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

Transener, un activo estratégico

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

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

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

¿Participación internacional?

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

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

Últimos ajustes al pliego

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

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

, Nicolas Gandini

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Cuáles son los proyectos de cobre que se benefician con la reforma de la Ley de Glaciares

Los proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar la etapa de construcción están en San Juan, Catamarca, Salta y Mendoza.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Modificación a la Ley de Glaciares

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

Roberto Cacciola, presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM).

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

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

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

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El Litoral, primer capítulo de una estrategia para convertir la energía en desarrollo productivo

El Litoral aporta la mitad de toda la generación hidroeléctrica nacional, principalmente gracias a Yacyretá y Salto Grande.

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

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

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

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

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

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

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

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

, Matías Ginsberg (*)

⏳ Cargando...
Reportes 📰 Noticias 🚪 Salir