El Directorio de YPF aprobó la designación del ex ministro del Interior, Lisandro Catalán, estrecho colaborador del ex jefe de Gabinete, Guillermo Francos, como Director Titular Clase D de la compañía. Catalán reemplazó a Carlos Bastos, una figura relevante en el área energética del gobierno, que presentó su renuncia como miembro del directorio “por razones de estricta índole persona”, según informó YPF.
Lisandro Catalán, nuevo miembro del Directorio de YPF.
La reunión del Directorio de YPF se realizó este martes 18 de noviembre en la torre de Puerto Madero. La compañía informó los cambios en su Directorio a través de un hecho relevante publicado en la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Catalán
Catalán fue ministro del Interior hasta hace 19 días. Presento la renuncia el 31 de octubre, sólo dos horas después de que se conociera la salida del gobierno de Guillermo Francos. Ocupó cargos en el gabinete desde el inicio del gobierno de Javier Milei, siempre bajo el paraguas de Francos.
Además de ministro, fue secretario de Interior y también vicejefe de Gabinete del Interior. Lisandro Catalán fue reemplazado en el cargo de ministro del Interior por Diego Santilli.
Bastos
Carlos Bastos ocupaba el Directorio de YPF desde diciembre de 2023, cuando, con el cambio de gobierno, desembarcó Horacio Marín como presidente y CEO de la compañía. Era el principal asesor en energía de Guillermo Francos. Además, fue mentor y figura clave de Eduardo Rodríguez Chirillo, primer secretario de Energía del gobierno d Javier Milei.
También tuvo un paso durante el segundo mandato de Carlos Menem, cuando le tocó dirigir la secretaría de Energía bajo la órbita del ex ministro de Economía, Domingo Cavallo. Durante el primer gobierno de Menem ocupó el cargo de subsecretario de Energía Eléctrica.
Directorio
Además de Catalán, como directores titulares en YPF quedaron Guillermo Francos, José Rolandi, Eduardo Ottino, Guillermo Koenig, Emiliano Monguilardi, Marilina Jaramillo, César Biffi, Andrea Confini, Eduardo Rodríguez Chirillo y Gerardo Canseco.
Como directores suplente están Santiago Tanoira, Silvia Ayala, Mauricio Martín, María Azcurra, Carla Matarese, Pamela Verasay y Julio Schiantarelli.
Luego de que el 7 de noviembre se conocieran las ofertas técnicas presentadas en la licitación para reconcesionar por 30 años las cuatro represas del Comahue, EconoJournal accedió a los detalles de las propuestas realizadas por cada uno de las empresas que están en carrera. La semana pasada los ocho oferentes que participan del concurso —entre los que figuran los principales jugadores del mercado de generación como Central Puerto, Pampa Energía, Genneia, MSU Energy, AES y Aluar, entre otros— formularon observaciones cruzadas sobre las ofertas de sus competidores.
La Comisión Evaluadora, que encabeza el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, contestó cada uno de esos planteos y sólo excluyó a IPS Renewal, una firma controlada por empresarios de Guatemala, cuya presentación original de ofertas ya lucía inconsistente porque no cumplía con un requisito técnico, tal como había adelantado este medio. El resto de las compañías sigue dentro del proceso.
Este miércoles arranca un plazo de tres días para que cualquiera de los privados formalice una impugnación adicional sobre las ofertas de sus competidores. A diferencia de las observaciones que se realizaron la semana pasada, que tuvieron un carácter gratuito, para oficializar una impugnación formal las empresas deberán 500.000 dólares. No está claro si alguna de los oferentes hará uso de esa opción.
Lo concreto es que del Dictamen de Preselección de propuestas elaborado por el gobierno se desprende que la compulsa por adjudicarse la concesión de Alicurá, El Chocón, Planicie Banderita – Cerros Colorados y Piedra del Águila, las cuatro centrales que integran el complejo hidroeléctrico del Comahue, resultó altamente competitiva. En total, se presentaron entre cuatro y siete ofertas por cada una de las represas.
Piedra del Águila, la represa de mayor potencia del complejo hidroeléctrico del Comahue.
Descalificado
Tal como había adelantado este medio, cuando se conocieron las ofertas, IPS Renewal tuvo problemas para cumplir con el requisito técnico de la licitación que exigía que los oferentes tengan experiencia en operar al menos 100 megawatt (MW) de potencia hidroeléctrica en una sola represa.
Según se detalla en el documento de observaciones que realizaron los oferentes, IPS Renewal, a través Holdec Invcersora, opera las centrales hidroeléctrica Las Maderas (Jujuy) de una capacidad de 30,6 MW; Central Hidroeléctrica Tucumán de 51,6 MW; e Hidroeléctrica Río Hondo (Santiago del Estero) de 19,5 MW. En ningún caso cumple con el requisito técnico que requiere experiencia en la operación de una central de al menos 100 MW.
Competencia
Las centrales Alicurá, El Chocón, Planicie Banderita – Cerros Colorados y Piedra del Águila, están ubicadas en las provincias de Río Negro y Neuquén. En conjunto, representan un 14% de la generación de energía del país. En la licitación por las nuevas concesiones el gobierno espera ofertas por más de US$ 700 millones. La represa Alicurá recibió siete ofertas y El Chocón seis. En tanto, Piedra del Águila cinco ofertas y Planicie Banderitas – Cerros Colorados cuatro.
La compulsa para re-concesionar Alicurá, que hoy es operada por la norteamericana AES, recibió ofertas por parte de Edison, un nuevo holding de energía liderado por empresarios locales que presentó oferta bajo el nombre de fantasía Poseidón. También del grupo italiano Enel (que opera El Chocón); la propia AES Argentina; Pampa Energía, el holding que encabeza el empresario Marcelo Mindlin; Central Costanera SA, que es propiedad de Central Puerto (CEPU); y de la firma BML Inversora, controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. MSU Green Energy adquirió la firma Cerros Colorados SA que estaba en manos de Aconcagua Energía Generación (de los accionistas Diego Trabucco y Javier Basso) y, de ese modo, obtuvo la licencia técnica necesaria para presentar ofertas en la licitación.
Además, Alicurá recibió ofertas por la UTE conformada por Genneia, el mayor jugador del sector de energías renovables, que es presidido por Jorge Brito, accionista principal del Banco Macro, y Aluar, el único fabricante de aluminio del país, que es propiedad de Javier Madanes Quintanilla.
Por su parte, para re-concesionar El Chocón se recibieron propuestas de Edison, Enel, Pampa Energía, Central Costanera; Genneia-Aluar y BML Inversora. En tanto que por la represa Planicie Banderitas – Cerros Colorados competirán las ofertas presentadas por Edison, Enel, Genneia-Aluar y BML Inversora.
Por último, la represa Piedra del Águila se la disputarán las ofertas presentadas por Edison, Enel, Pampa Energía, Central Puerto y la UTE de Genneia y Aluar.
Un aspecto particular del proceso es que por primera vez una licitación millonaria en el sector energético se realiza a través de la plataforma digital Contrat.Ar, el portal de compras creado por la Oficina Nacional de Contrataciones, y no mediante un sobre físico y lacrado, el mecanismo tradicional de las compulsas del Estado.
Nucleoeléctrica Argentina y la empresa canadiense Candu Energy, perteneciente al grupo AtkinsRéalis, firmaron un acuerdo con el objetivo de cooperar en la provisión de servicios de ingeniería, asistencia técnica y mantenimiento a centrales nucleares del tipo CANDU en distintos países del mundo.
El Memorando de Entendimiento (MoU) fue suscripto este lunes en la Embajada de Canadá en Buenos Aires por el presidente de Nucleoeléctrica, Demián Reidel, y el CEO de Candu Energy, Gary Rose.
El acuerdo consolida una alianza estratégica que combina la experiencia operativa y técnica de la empresa argentina con la plataforma internacional y la red global de Candu Energy. De esta manera, ambas compañías podrán ofrecer soluciones integradas tanto para plantas actualmente en operación como para futuras centrales CANDU.
Reidel y Rose firmando el acuerdo en la Embajada de Canadá
«El mundo vive un renacimiento nuclear, y Argentina está preparada para ser protagonista en este nuevo capítulo. La firma de este acuerdo con Candu Energy refleja nuestra capacidad para transformar la experiencia y excelencia técnica acumuladas a lo largo de décadas en valor concreto. No se trata solo de vender servicios, sino de proyectar el conocimiento nuclear argentino en el escenario internacional”, destacó Reidel durante el evento.
Reactores CANDU
La tecnología CANDU, desarrollada en Canadá, es un diseño de reactor que utiliza uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante. Este tipo de centrales tiene presencia en Canadá, Corea del Sur, China, Rumania, India y Pakistán, y es reconocida por su confiabilidad, eficiencia y versatilidad. En Argentina, la Central Nuclear Embalse, ubicada en la provincia de Córdoba, es un referente de esta tecnología y una de las plantas CANDU con mejor desempeño a nivel mundial.
Nucleoeléctrica Argentina ejecutó con éxito su proyecto de extensión de vida, uno de los más complejos de su tipo, que permitió asegurar su segundo ciclo de operación.
La experiencia técnica y la capacidad de gestión desarrolladas en Embalse posicionan a la empresa como un socio confiable para proyectos internacionales de renovación, modernización y mantenimiento. Además, Nucleoeléctrica continúa fortaleciendo sus capacidades mediante obras estratégicas como la extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I y la construcción del segundo almacenamiento en seco de combustible gastado, consolidando así su perfil exportador de servicios de ingeniería y operación nuclear.
Este acuerdo representa un paso decisivo en la estrategia de internacionalización de Nucleoeléctrica Argentina y reafirma el potencial de la industria nuclear nacional para aportar soluciones de alto valor tecnológico en un contexto global que demanda energía limpia, segura y confiable.
Las nuevas concesiones tendrán un máximo de 100km2 de superficie.
La gobernación de Neuquén instrumentó un mecanismo que busca garantizar el cumplimiento de las inversiones comprometidas por los privados en las nuevas concesiones no convencionales que se otorguen en Vaca Muerta. Concretamente, la administración que encabeza Rolando Figueroaevaluará cada tres años el desempeño de las empresas en materia de tres variables centrales: inversiones, producción de hidrocarburos y nivel de actividad.
En caso de que las empresas no puedan demostrar que cumplieron los objetivos trazados en alguno de esos tres ítems, la provincia estará autorizada a retirarle al concesionario hasta un 50% del bloque en cuestión.
Se trata de una novedad que el Ministerio de Energía de Neuquén, a cargo de Gustavo Medele, instrumentó a través de unacuerdo alcanzado con Geopark para autorizar la transferencia de la convención (Cench) de las áreas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Esa negociación, que terminó de cerrarse en septiembre, funcionará como un leading case (caso líder) que a partir de ahora se buscará homologar en todas las nuevas concesiones de explotación por 35 años que la provincia adjuque en Vaca Muerta.
Implica, en los hechos, un cambio de paradigma porque hasta ahora, si bien las empresas estaban obligadas a presentar un programa de desarrollo para solicitar una nueva CENCH, ese trámite no tenía carácter vinculante, sino que era sólo una guía ‘nocional’ (una noción estimativa de magnitud). Es decir, su incumplimiento por parte de los privados no autorizaba al Estado neuquino a accionar contra la empresa titular de la Cench.
A partir de este momento, por el contrario, Neuquén tendrá potestad con carácter vinculante para evaluar cada tres años la performance o el desempeño de las petroleras del área. En caso que los privados no puedan justificar un buen desempeño en alguna de las tres variables mencionadas (producción, inversión y nivel de actividad), la provincia podrá revertir —quitarle— al concesionario la mitad del campo evaluado.
La medida que tomó la gobernación neuquina está en línea con la regulación que se aplica en otros países como Colombia y EE.UU., que buscan inyectarle un mayor dinamismo a la actividad hidrocarburífera. En caso de que en los tres primeros años la petrolera no cumpla con el desarrollo de al menos una de esas tres exigencias, la provincia le retirará hasta el 50% de la concesión. Por el contrario, esto no se aplicaría si la empresa no cumpliera con el plan de inversiones, pero tuviera un aumento de la producción o en la actividad o viceversa. Si pasados nuevamente tres años y la concesionaria siguiera incumpliendo estos requisitos, se le retiraría otro 50% del área restante, y así sucesivamente.
Dinamismo
Para Neuquén, la salida de ExxonMobil fue un punto de quiebre que obligó a pensar nuevas condiciones y reglas de juego que pusieran sobre la mesa la discusión acerca de qué consecuencias tiene que una empresa deje un área sin generar desarrollo después de algunos años. Por otro lado, también levantó un alerta acerca de la valuación de los activos de Vaca Muerta frente a un nivel cada vez más creciente de productividad comprobada. Por esta razón, en el último año el gobierno de Rolando Figueroa instrumentó nuevos requisitos a la hora de aprobar ventas de áreas u otorgar nuevas concesiones, como la participación de GYP en carry o el cobro de regalías para la ejecución de infraestructura vial. Ahora, otro de los puntos que sumó la provincia a estos cambios es la reconfiguración de la magnitud de las áreas para dejar atrás bloques de hasta 250 km2 reemplazándolos en las nuevas cesiones por otros de hasta 100 km2.
Tanto en este punto como en los anteriores, Neuquén tomó como ejemplo los leases o contratos de arrendamieto en Estados Unidos donde los permisos parten en los 640 o 1280 acres, es decir de 2,5 a 5 km2 de superficie, lo que obliga a las empresas a solicitar a adquirir más contratos para poder conformar un bloque y aumentar su producción. Por otro lado, estos contratos duran entre 3 a 5 años y pueden extenderse a 10. En caso de que la petrolera no demuestre producción, pierden vigencia.
El argumento del gobierno de Neuquén se basa en que de esta forma se asegura un dinamismo en Vaca Muerta que optimice los tiempos de producción y evite también que empresas adquieran áreas para luego venderlas cuando crece su valor en el mercado. También se ampara legalmente en el artículo 80 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos que establece incumplimientos de las operadoras como el causal de la caducidad de las concesiones y en la Ley provincial 2.453.
“La provincia debería ser capaz de entregar una concesión con cierto compromiso de la empresa y, si ésta no lo cumple, dejar que sea otro el que la desarrolle. Si una operadora cumple con el plan de inversiones o ejecuta pozos o tiene cierto nivel de actividad, el requisito está logrado, pero si no lo hizo, significa que no tiene espalda o vocación”, afirmó una fuente del gobierno de Neuquén. En este marco, la misma fuente señaló que este mecanismo genera “seguridad jurídica para Neuquén”. “Hay que dar vuelta la torta también porque la provincia no puede dar concesiones que luego no tengan ninguna actividad”, justificó.
En la Cuenca Pérmica los contratos de arrendamiento implican superficies de 2,5 a 5 km2.
“Un plan de ingeniería razonable”
¿Por qué cada tres años? Para armar este esquema la provincia evaluó el “ciclo de vida” de los yacimientos de Vaca Muerta y analizó los períodos óptimos en los que las operadoras deberían llevar a cabo su plan de desarrollo para aprovechar el tiempo de la concesión. En este sentido, determinaron que si un pozo de Vaca Muerta tiene 1 km2 de extracción por capa, una concesión de 100 km2 permitiría a la operadora concretar 100 pozos. Si se tiene en cuenta que la concesión dura 35 años, en 10 años la compañía podría ejecutar este plan a un ritmo de 10 pozos por año. En los primeros 5 años podría hacer el desrisqueo del área, en 10 años haría la perforación de los pozos, en los siguientes 10 años se ocuparía de la producción y en los cinco restantes, del abandono de los pozos y la remediación. “Este es un plan de ingeniería razonable e implica ser más lógicos. Si en tres años no logró ninguna actividad, no podrá cumplir con el desarrollo prometido”, opinaron dentro del gobierno.
El objetivo de la provincia es “sentar precedentes” a partir del camino ya hecho este año y comenzar a ejecutar este nuevo mecanismo de manera progresiva a partir de la negociación de nuevas concesiones no convencionales.
En un contexto donde la atracción de inversiones y la generación de divisas ocupan un lugar central, el sector energético se consolida como motor del crecimiento argentino. Las expectativas son altas y hay consenso en que la actividad del Oil&Gas será preponderante para la economía. Sin embargo, puertas adentro, lasPyMEs proveedoras atraviesan un valle de actividad con impacto directo en el empleo y en la sostenibilidad de la cadena de valor.
Según el relevamiento de octubre del GAPP, nuestro Monitoreo de Actividad de PyMEs Industriales Oil & Gas, el 67 % de las empresas opera por debajo del 75 % de su capacidad productiva y un 16 % lo hace por debajo del 50 %. El 31 % reportó despidos, un dato que en este segmento constituye siempre el último recurso. Detrás de eso hay una caída del 21 % interanual en la cantidad de equipos de perforación activos y una reconfiguración del mercado convencional que se tradujo en la abrupta baja de órdenes de compra.
Leonardo Brkusic, director ejecutivo del Grupo Argentino de Proveedores de Petróleo
Mientras se espera el impacto positivo de los proyectos de infraestructura del midstream y el desarrollo pleno de los yacimientos en la producción de petróleo y gas natural para los proyectos de exportación, resulta indispensable sostener el entramado industrial existente. Las PyMEs son el soporte real de Vaca Muerta, y requieren espacios y medidas que faciliten su articulación con operadoras y empresas de ingeniería y construcción de los proyectos, evitando que la seducción de importaciones chinas o plantas paquetizadas desplace las capacidad y el know-how industrial nacional.
Seguridad jurídica
De cara al nuevo Congreso que asumirá en diciembre, el desafío es brindarseguridad jurídica para el sector industrial, además de las operadoras, que resguarde las inversiones realizadas en los últimos diez años por las PyMEs que fabrican en Argentina lo que Vaca Muerta necesita.
El RIGI, tal como está planteado, genera asimetrías al favorecer importaciones sin contemplar los costos estructurales de la producción local. La cancha está inclinada y la competencia desleal asoma en el horizonte. Es que el costo argentino alcanza a toda la economía; por eso la seguridad jurídica no puede limitarse a los grandes jugadores. El RIGI, en la práctica, genera inseguridad jurídica para las PyMEs industriales, que emplean a más de 200.000 personas, sostienen el desarrollo tecnológico local y democratizan el derrame del impacto de Vaca Muerta a lo largo y ancho del país.
Medidas para acompañar el desarrollo
Desde el GAPP, proponemos tres medidas para revertir este escenario:
1. Financiamiento industrial competitivo: el acceso al crédito productivo prácticamente no existe para las PyMEs del sector. Es imprescindible crear líneas específicas para capital de trabajo, modernización e innovación tecnológica, con tasas racionales y horizontes de amortización compatibles con los plazos industriales. Estas herramientas deben vincularse al desarrollo de tecnología argentina, para que nuestras empresas puedan competir en igualdad de condiciones con la oferta importada.
2. Alivio fiscal y simplificación tributaria: resulta urgente revisar impuestos distorsivos —como Ingresos Brutos— y establecer esquemas de beneficios claros aplicables a proyectos energéticos. La actual estructura fiscal encarece la producción local frente a bienes que ingresan al país sin los mismos costos, generando una brecha artificial de precios que debilita a la industria nacional.
3.Revisión del RIGI y fomento del equipamiento argentino: el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, en su formato actual, concentra ventajas en los grandes actores y favorece la importación de bienes de capital, generando competencia desleal para las PyMEs locales. Se requieren mecanismos compensatorios para los proveedores nacionales —como los VPU— que reconozcan las diferencias de costos productivos y fiscales, y que premien la integración de tecnología argentina sin obstaculizar los proyectos estratégicos.
El sector energético puede ser puente al crecimiento y al empleo de alto valor agregado. Argentina tiene talento y capacidades industriales para hacerlo realidad. Lo que falta es un marco que reconozca ese valor y lo proyecte al futuro. El Congreso que viene tiene la oportunidad de construirlo.
(*) Director ejecutivo del Grupo Argentino de Proveedores de Petróleo.
En su charla “Ser feliz, es de valientes” en TEDxSanIsidro, Diego Manfio, VP Ejecutivo en Ingeniería SIMA SA, propone una reflexión profunda y urgente: aprender a valorar lo que tenemos antes de perderlo y elegir la felicidad como un acto cotidiano de coraje. Su presentación es una invitación a revisar prioridades, a conectar con lo esencial y a comprender que la felicidad no es un resultado, sino una decisión diaria.
Manfio, ingeniero industrial, emprendedor y padre de dos hijas, vive en Neuquén y reconoce que su búsqueda personal comenzó desde el dolor. Su vida cambió para siempre tras el fallecimiento de su esposa Jime, a quien acompañó durante una larga enfermedad. Ese proceso —dice— le enseñó el valor de lo simple, el poder de la presencia y la importancia de una “revolución de prioridades” que lo llevó a redefinir qué significa realmente vivir bien.
Lejos de romantizar el sufrimiento, sostiene que hoy es feliz “no porque no duela, sino porque decidí abrazar la vida tal como es”. Para él, ser valiente no es evitar el dolor, sino animarse a mirarlo de frente, a transformarse y a elegir todos los días la actitud con la que se quiere vivir.
El mensaje de Diego Manfio
En el escenario de TEDxSanIsidro, compartió su concepto de “GRACTITUD”, una palabra que combina gratitud y actitud y que resume su filosofía de vida. Según Manfio, este enfoque permite conectar con el presente, poner en valor lo que tenemos y construir la felicidad desde el autoconocimiento, los vínculos y el servicio a los demás. “La felicidad no es individual —afirma—, es compartida”.
Su mensaje, directo y movilizador, interpela a quienes lo escuchan a dejar atrás el rol de víctimas y asumir el protagonismo de su propia vida. Con calidez y convicción, Manfio plantea que la verdadera plenitud no se alcanza cuando todo está bien, sino cuando elegimos qué hacer con lo que nos toca vivir.
Con esta charla, Diego Manfio no solo comparte una historia personal de resiliencia, sino que invita a una reflexión colectiva: ser feliz es una decisión, y tomarla todos los días es un acto de valentía.
La compañía estaodunidense Continental Resources, de magnate petrolero Harold Hamm, firmó un acuerdo con Pluspetrol para la compra del 90% de su participación en la concesión en Los Toldos II Oeste, un activo que hasta adquirido a fines de 2024 a ExxonMobil.
Así, Continental Resources se convierte en la primera petrolera de los Estados Unidos en desembarcar en el upstream local en más de una década. Este movimiento revierte la tendencia observada en los últimos años, donde varias majors norteamericanas optaron por retirarse de Vaca Muerta. Si bien Chevron mantiene operaciones históricas en el país, otras firmas que llegaron en los albores de la formación, como ExxonMobil, Pioneer y Apache, se desprendieron de sus activos y decidieron su salida.
Tal como adelantó Econojournal la semana pasada, la empresa argentina estaba en un proceso de diálogo con distintos actores del sector para desprenderse de tres de esos activos para focalizarse en el desarrollo de sus bloques estrella de La Calera y Bajo del Choique-La Invernada.
Pluspetrol anunció este lunes al mercado, mediante un hecho relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la firma de un acuerdo para la venta de participación en el bloque. El cierre de la operación quedará sujeto al cumplimiento de condiciones precedentes, entre ellas la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.
Harold Hamm, a la derecha del presidente Javier Milei, en su reciente visita.
El acuerdo alcanzado con Continental es «el resultado de un proceso competitivo organizado por Pluspetrol, que generó un alto nivel de interés en el mercado y contó con la participación de empresas de Argentina, Latinoamérica y Estados Unidos«, expresó la compañía local.
Pluspetrol optimiza su porfolio
Tras la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, Pluspetrol avanza en una estrategia de optimización de su portafolio, priorizando el desarrollo de sus áreas clave para consolidarse como una de las compañías más relevantes de Vaca Muerta y de la región.
Con esta operación, la empresa expresó que trabaja en «incrementar la eficiencia operativa, la innovación y el desarrollo sostenible, tal como lleva adelante en en proyectos de alto impacto en Argentina y otros países de América Latina».
Pluspetrol sigue en negociaciones para vender los otros dos activos por los que escucha ofertas de compra que son Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur. A un año de su adquisición, ahora Pluspetrol testea el mercado para captar el interés en tres de sus bloques.
La compañía había adquirido en 2024 los activos de ExxonMobil por unos US$1.700 millones en una operación que reconfiguró el tablero de Vaca Muerta: no solo marcó la salida de una de las mayores petroleras, sino que también elevó la valuación de los activos de la cuenca.
Hamm, también conocido en el mundo petrolero como el rey del fracking.
Hace diez días este mismo medio confirmó además que YPF negocia el desembarco de las empresas ENI y Adnoc en tres áreas en donde tiene como socia a Pluspetrol para lograr apuntalar inversiones en el upstream como parte del proyecto Argentina LNG.
Harold Hamm, un ícono petrolero
Hamm, el fundador y presidente de Continental Resources, una de las mayores petroleras privadas de Estados Unidos y referente global en el desarrollo no convencional, ya había expresado su interes en Vaca Muerta al visitar el país a mediados de septiembre, oportunidad en la que se reunió con el presidente Javier Milei.
«Vino en modo reconocimiento porque tiene interés en Vaca Muerta. Nada inminente pero esta mirando cosas concretas», indicó por entonces a EconoJournal una fuente que siguió de cerca la agenda de la comitiva de Continental integrada por el presidente y director ejecutivo, Doug Lawler, la presidenta del Consejo de Administración, Shelly Lambertz, el director de Operaciones, Aaron Chang, y el vicepresidente de HSE y Asuntos Gubernamentales y Regulatorios, Blu Hulsey.
Continental Resources es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas con sede en Oklahoma, especializada en shale gas y shale oil. La agencia Fitch certificó que la petrolera en el tercer trimestre de 2024 produjo 409.000 barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales 53% fue petróleo y 47% gas natural y líquidos de gas natural.
La empresa opera principalmente en formaciones no convencionales en los estados de Dakota del Norte, Montana, Oklahoma, Wyoming y Texas.
El multimillonario Hamm es considerado en la industria como uno de los pioneros en la producción de shale. Fundó la empresa en 1967 y la transformó en una compañía pública en 2007 para poder capitalizar el desarrollo de la formación no convencional de Bakken.
La gobernación de Neuquén, Pluspetrol Argentina y Fundación Empretec financiarán 15 emprendimientos a través de IMPACTA Neuquén 2025, el Programa Neuquino de Desarrollo Emprendedor Sostenible. Esta iniciativa tiene como objetivo fomentar el desarrollo de emprendimientos que generen ingresos económicos y un impacto positivo en el entorno social y ambiental.
Este lunes se dieron a conocer cuáles serán los emprendimientos beneficiados. El evento se realizó en el Salón Domuyo y fue encabezado por el Gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, quien expresó “desde Pluspetrol estamos orgullosos de impulsar Impacta Neuquén con la Provincia y Fundación Empretec, es una oportunidad única para que los emprendedores de Neuquén desarrollen iniciativas con un enfoque en el impacto social y ambiental, fortaleciendo así la economía local y promoviendo un futuro sostenible”.
El evento se realizó en el Salón Domuyo y fue encabezado por el Gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder
Emprendimientos
Este programa se implementa desde marzo de 2025 y combina actividades presenciales y virtuales a lo largo de la provincia, involucrando a oficinas de empleo locales y referentes del Ministerio de Trabajo, y cuenta con el apoyo técnico de Fundación Empretec.
Los emprendimientos que acceden al financiamiento recibirán un asesoramiento adicional para implementar sus planes de negocio.
Principales características del programa:
Convocatoria Abierta: Se llevaron a cabo actividades presenciales en Neuquén Capital, Zapala, Chos Malal y San Martín de los Andes, con la participación de más de 350 emprendedores de toda la provincia.
Formación Intensiva: En la primera etapa de formación virtual, se seleccionaron 25 emprendimientos que participaron en un taller intensivo (Taller EMPRETEC) en agosto en Chos Malal.
Desarrollo de Emprendimientos de Triple Impacto: Los emprendimientos promovidos abordan problemáticas sociales y ambientales mediante modelos de negocio sostenibles, priorizando energías renovables, prácticas de economía circular y criterios de inclusión social.
Financiamiento y Asesoramiento: Pluspetrol ha destinado un aporte cercano a US$ 250.000 para consultoría, viáticos y financiamiento de los emprendimientos seleccionados.
Este programa se implementa desde marzo de 2025 y combina actividades presenciales y virtuales a lo largo de la provincia
Este proyecto integra la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, en la que lleva comprometidos tres millones de dólares de inversión social para la provincia de Neuquén durante 2025 en numerosos proyectos estructurados en los tres ejes que componen su estrategia de responsabilidad social: educación, producción y fortalecimiento institucional, complementando así su importante actividad como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.
El presidente Javier Milei anticipó este jueves que enviará un proyecto de ley al Congreso para modificar en sesiones extraordinarias la Ley de Glaciares y que sea cada provincia la que determine cuál es la zona donde se puede desarrollar la actividad minera. El objetivo oficial es destrabar una serie de inversiones, fundamentalmente en grandes proyectos de cobre.
“Ustedes tienen la zona glaciar y la periglaciar es el perímetro a partir del cual se puede empezar a hacer actividades mineras. Hoy eso no está bien definido. Lo que permite este proyecto de ley que estamos enviando al Congreso es que cada provincia determine cuál es la zona periglaciar. La contracara va a ser una gran inversión en minería”, aseguró Milei en el Congreso de Economía Regional organizado por el Club de la Libertad en la provincia de Corrientes.
El gobierno viene desde hace tiempo evaluando distintas opciones para modificar la Ley de Glaciares. Una de las alternativas que estuvo en carpeta fue introducir cambios por decreto, pero finalmente la idea fue descartada por temor a que fuera bloqueado por la Justicia.
“Qué mejor que cada provincia determine cuál es la zona periglaciar», sostuvo Milei.
La opción de un proyecto de ley cotizaba en baja, pero luego del triunfo electoral de octubre, el gobierno apuesta a destrabar las inversiones con un mayor número de legisladores propios y el apoyo de las jurisdicciones mineras.
De hecho, las provincias mineras son las que más vienen presionando para que se modifique la ley de Glaciares. El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, se juntó esta semana con el flamante ministro del Interior, Diego Santilli, y le aseguró que la legislación actual constituye un freno para el desarrollo de proyectos mineros como El Pachón y Vicuña.
Lo mismo había señalado el mes pasado el titular de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros, Roberto Cacciola. “Hay una ley de Glaciares que no solo protege glaciares, que protege glaciares y cualquier otra cosa que se le ocurra a cualquiera. Eso hay que cambiarlo, hay que modificarlo. Si eso no se modifica, lo que va a pasar es que nadie va a poner la plata en Argentina”, remarcó.
“Qué mejor que cada provincia determine cuál es la zona periglaciar y que de una vez por todas nos pongamos a aprovechar las riquezas naturales”, sostuvo Milei, quien reveló que la idea se la acercó el gobernador de Mendoza Alfredo Cornejo.
Qué dice la ley
La ley 26.639 de 2010 prohíbe la exploración y explotación minera e hidrocarburífera en las zonas glaciares y periglaciares. Sin embargo, la norma no es clara en lo que respecta a la definición de las zonas periglaciares.
El artículo 2 de la ley dice que “se entiende por ambiente periglaciar en la alta montaña, al área con suelos congelados que actúa como regulador del recurso hídrico. En la media y baja montaña al área que funciona como regulador de recursos hídricos con suelos saturados en hielo”. Identificar esos suelos requiere criterios científicos que la ley no detalla.
El Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA) ha sido el organismo encargado de aplicar criterios científicos para identificar en el terreno aquello que la ley manda proteger y elaborar el Inventario Nacional de Glaciares, que identifica y caracteriza glaciares y geoformas periglaciales.
Ese inventario ha recibido varias objeciones por parte de organizaciones ambientalistas porque afirman que el inventario no incluye glaciares de menos de una hectárea. Al mismo tiempo, las empresas afirman que el inventario obstaculiza sus proyectos y buscan que se revise la interpretación técnica de dónde hay glaciares o periglaciares protegidos.
Centralismo o federalismo ambiental
El debate sobre la Ley de Glaciares estuvo atravesado desde su inicio por la dictomía federalización/centralización que ahora resurge de la mano del proyecto que enviará el gobierno al Congreso.
Las organizaciones ambientalistas defendieron la necesidad de que el inventario de zonas glaciares y periglaciares fuera realizado solo por el IANIGLIA porque aquellas áreas trascendían los límites políticos-administrativos y era indispensable utilizar una metodología uniforme a lo largo de toda la Cordillera de los Andes.
Además, cuestionaban que las auditorías ambientales fuesen realizadas por autoridades provinciales ya que con este instrumento se podía llegar a demorar la efectiva implementación de la Ley de Glaciares, como había sucedido en algunas jurisdicciones con la Ley de Bosques Nativos.
Por el contrario, los gobernadores de las provincias mineras plantearon que las instituciones provinciales debían participar en la elaboración del inventario y de las auditorías. Estos actores sostenían que como los recursos naturales son dominio de las provincias.
Como recuerda la investigadora de la Universidad de Buenos Aires, María Laura Isla Raffaele, en un paper donde repasa las discusiones y controversias sobre el federalismo ambiental que motivó la ley de Glaciares, los mandatarios de ocho provincias cordilleranas (Jujuy, Salta, San Juan, La Rioja, Tierra del Fuego, Catamarca, Río Negro y Santa Cruz) firmaron incluso un documento en el cual se comprometieron a impulsar legislaciones provinciales sobre glaciares, como una forma de rechazo a las discusiones parlamentarias a nivel nacional
En cumplimiento de ese acuerdo, Jujuy, San Juan, La Rioja, Salta y Santa Cruz sancionaron leyes de protección de glaciares, cuyo objetivo fue reforzar la autonomía provincial sobre los recursos naturales y la potestad de decidir sobre el desarrollo de la megaminería.
La disputa incluso llegó a judicializarse hasta que en junio de 2019 la Corte Suprema de Justicia de la Nación confirmó la validez jurídica de la norma y determinó que las autoridades nacionales y provinciales debían arbitrar los medios necesarios para potenciar su cumplimiento. Sin embargo, el tema nunca terminó de resolverse y ahora el debate se reabre.
El gobierno de Javier Milei eliminó las retenciones a las exportaciones para aceites y lubricantes para motores. Lo hizo a través del decreto 811 publicado este lunes en el Boletín Oficial. Estos productos pagaban un 8% en derechos de exportación. La medida impacta en empresas que exportan productos derivados del petróleo a países del Mercosur, Estados Unidos, Europa y África, según difundió la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti.
El decreto reduce a cero la alícuota del derecho de exportación de lubricantes y aceites de petróleo o de mineral bituminoso (que contienen betún), o a los que tengan un contenido superior o igual al 70% de estos aceites.
También incluye preparaciones en las que los aceites constituyan el elemento base, excepto las que contengan biodiesel (elaborado a base de aceite de soja) y desechos de aceites. El decreto está firmado por el presidente Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y por el ministro de Economía, Luis Caputo.
La alícuota de 8% para las exportaciones de aceites y lubricantes se había fijado en 2020 a través del decreto 488, que estableció un precio sostén (barril criollo) para el petróleo de 45 dólares para el mercado local. La quita las retenciones a estos productos entra en vigencia a partir de este martes 18 de noviembre. Según el gobierno, esta medida permitirá aumentar un 70% el volumen exportado para 2028.
Los productos que tendrán alícuota cero corresponden a las posiciones arancelarias 2710.19.31, 2710.19.32, 2710.19.92, 2710.19.93 y 2710.19.99, que aplican para aceites y lubricantes con y sin aditivos, aceites para el sector eléctrico y líquidos para transmisiones hidráulicas.
Exportaciones
En los considerando del decreto, el gobierno argumenta que se trata de “una medida focalizada de política comercial externa que atenúa costos marginales, mejora precios de exportación y reduce la brecha frente a competidores internacionales, sin comprometer de manera significativa los niveles de recaudación tributaria”.
Entre enero y septiembre de este año unas 51 empresas exportaron aceites y lubricantes desde la Argentina por más de 64 millones de dólares. Esto representa un volumen de más de 54 millones de kilos.
Según el gobierno, la quita de los derechos de exportación para aceites y lubricantes va en línea con la eliminaron de las retenciones para el 88% de los productos industriales con valor agregado, como agropartes, productos de fundición, maquinaria agrícola, óptica, vidrio, autopartes, cosméticos y partes de motores y piezas de autos que el gobierno habilitó a través del decreto 305 de mayo de este año.
El gobierno destacó que la medida tiene la intención de “aliviar costos de las cadenas industriales con el fin de sostener y expandir la actividad exportadora, alineando las políticas de reducción del costo fiscal y financiero asociado a la exportación de bienes”.
La provincia de Tierra del Fuego ratificó este viernes el acuerdo de traspaso de siete áreas hidrocarburíferas, hasta hoy en manos de YPF, mediante un decreto del gobernador Gustavo Melella.
Terra Ignis se hizo cargo de las áreas, pero el objetivo de la empresa provincial no es convertirse en la operadora directa de los yacimientos. La firmaestá dedicada a la búsqueda de socios estratégicos que se encarguen del desarrollo productivo y la inversión en los bloques. Esto es parte del nuevo modelo de gestión local, que prioriza la administración y la renta provincial por sobre la operación técnica, se explicó desde la administración fueguina.
Cerrado el capítulo YPF, el proceso avanza ahora hacia el plano legislativo. Se prevé que la Legislatura provincial aborde en breve el tratamiento de la extensión de las concesiones de estos bloques petroleros por un plazo de diez años. Esta extensión, clave para garantizar la inversión y la continuidad de las actividades, sería asegurando un horizonte a mediano plazo para los nuevos partners de Terra Ignis.
El gobernador Melella (al centro) junto a Marin (a su izquierda).
El traspaso de la operación está pautado para el 1 de enero de 2026 e incluye yacimientos relevantes como Lago Fuego y Los Chorrillos. La operación reconfirma la estrategia de YPF a través del Plan Andes, de concentrarse en desarrollos no convencionales, mientras que la provincia se posiciona como el administrador de sus recursos y garante de la estabilidad laboral de los trabajadores del sector.
Tierra del Fuego y el acuerdo de traspaso
La firma del acuerdo se concretó esta semana en la casa de la provincia en Buenos Aires con la presencia del gobernador Melella, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Terra Ignis, Maximiliano Dalessio. Esta instancia le dio continuidad al Memorando de Entendimiento (MOU) de agosto mediante la subscripción de los acuerdos definitivos de cesión de los bloques.
Se trata de las áreas on shore Lago Fuego, Los Chorrillos, TDF Fracción A, TDF Fracción B, TDF Fracción C, TDF Fracción D y TDF Fracción E, para las cuales la provincia viene dialogando con empresas locales y del exterior sobre las condiciones de inversión y de operación en ellas.
Semanas atrás YPF había completado su salida de la provincia de Santa Cruz, donde sólo mantendrá los compromisos de exploración en el no convencional de Palermo Aike. La provincia a través de la estatal Fomicruz licitó las 10 áreas que quedaron en mano de un consorcio de empresas que comprometieron una inversión superior a los US$ 1.000 millones.
«Una posibilidad de crecimiento»
Luego de la firma del traspaso de áreas hidrocarburíferas, Melella expuso en detalle la hoja de ruta de Terra Ignis, la sociedad anónima estatal que asume la explotación de los pozos. El mandatario fueguino analizó la oportunidad histórica que representa esta transición, despejó dudas sobre la capacidad técnica de la nueva empresa y se refirió al interés geopolítico que despierta la provincia.
“YPF hace años no invierte en la provincia”, dijo el gobernador que señaló que, si bien se trata de “pozos maduros” en declinación natural, la falta de interés e inversión de YPF que redirigió sus esfuerzos a Vaca Muerta aceleró la caída de la producción. “Cuando uno produce menos, son menos puestos de trabajo para nuestra gente y menos ingresos para la provincia”, explicó, remarcando el impacto en las regalías.
Frente a este escenario, Melella enfatizó que la salida de YPF no es una crisis, sino “una gran posibilidad de crecimiento”. El plan, detalló, «se basa en recuperar los pozos para incrementar la producción por encima de los niveles actuales, y asociarse con empresas de capitales nacionales o extranjeros que aporten capacidad financiera, pero también capacidad técnica”.
YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, superó los 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil. Es un crecimiento de la producción de petróleo no convencional de la compañía en Vaca Muerta de un 82% en menos de dos años. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue el encargado de informar el nuevo hito de la compañía, que destacó en sus redes sociales que “este logro refleja el compromiso, la innovación y el talento de todo el equipo, y un cambio profundo en nuestra forma de operar”.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Se trata de la producción neta de shale oil que queda para YPF, sumando las áreas operadas y no operadas donde participa la compañía en Vaca Muerta. En diciembre de 2023, cuando asumió Marín al frente de YPF, la producción propia de la compañía era de 110.000 barriles diarios. “Hoy celebramos un logro que parecía ambicioso, pero que convertimos en realidad”, afirmó el presidente de YPF.
Upstream y Vaca Muerta
Además, añadió que el crecimiento del 82% en la producción de shale oil “nos consolida como líderes en el desarrollo de Vaca Muerta”. Por el logro en la producción de petróleo no convencional, Marín también agradeció al equipo de upstream de la compañía, encabezado por Matías Farina, a cargo de la Vicepresidencia Ejecutiva de Upstream de YPF. “Es un equipo que se destaca por su fuerte orientación a resultados, excelencia operativa y colaboración”.
El récord de la compañía bajo control estatal “es el resultado de una transformación profunda en nuestra forma de operar. Incorporamos tecnología de punta con el Real Time Intelligence Center, inteligencia artificial y análisis predictivo, junto con metodologías de mejora continua como el proyecto Toyota Well”, explicaron desde YPF.
TGS, la principal transportista de gas de la Argentina, concretó este jueves una emisión de deuda en el mercado internacional con un bono por US$ 500 millones. La colocación, que establece un cupón del 7,75% con un costo financiero final del 8% y un plazo extenso de 10 años (vencimiento en 2035), permitirá en mayor medida financiar parte de las obras de ampliación del del Gasoducto Perito Moreno (Ex Néstor Kirchner).
La operación despertó gran interés inversor y recibió ofertas que superaron los US$ 1.300 millones, lo que implica una sobresuscripción de la emisión de más de 2,6 veces. Analistas del mercado coinciden en que esta fuerte demanda refleja un movimiento de «fly to quality»: un trasvase de capital desde bonos soberanos argentinos —percibidos como de mayor riesgo— hacia instrumentos corporativos de alta performance y baja exposición al riesgo país.
Para TGS, el resultado «reafirma la confianza de los mercados globales» en la compañía, destacando su solvencia financiera y su capacidad para ejecutar proyectos de infraestructura de envergadura, destacó en un comunicado tras cerrar la colocación. Oscar Sardi, CEO de TGS, subrayó que «este logro confirma que la empresa es reconocida por su solidez y por la capacidad técnica y de gestión que le permite encarar proyectos estratégicos para el desarrollo energético.»
Oscar Sardi, CEO de TGS
Hace 15 días, la transportista resultó adjudicada en la licitación pública nacional e internacional convocada por Enarsa para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno. El proyecto contempla una inversión de US$ 560 millones y permitirá incrementar en 14 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d) la capacidad de transporte de gas desde Tratayén, en Vaca Muerta, hasta Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires.
TGS y sus obras de ampliación
La iniciativa, que apunta a potenciar el desarrollo de Vaca Muerta y sustituir importaciones de gas durante el invierno, fue impulsada originalmente por TGS en junio de 2024 ante el Ministerio de Economía y declarada de Interés Público Nacional. A partir de allí, el Gobierno delegó en la Secretaría de Energía la conducción del proceso, y Enarsa llevó adelante la licitación y posterior adjudicación a la compañía.
Con la ampliación adjudicada, TGS instalará tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del gasoducto, más un equipo compresor adicional en la planta de Tratayén, sumando 90.000 HP de potencia total. De este modo, el sistema podrá transportar 35 MMm³/día a partir del invierno de 2027.
Para asegurar que el gas adicional llegue efectivamente a los centros de consumo, TGS invertirá US$ 220 millones adicionales en su sistema regulado. Esta etapa incluirá la instalación de 20 kilómetros de cañería paralela al Gasoducto NEUBA III y 15.000 HP de compresión adicional, junto con adecuaciones operativas para aumentar la presión del sistema.
Estas obras permitirán abastecer al área del Gran Buenos Aires (GBA) y transferir gas al sistema de TGN mediante el Gasoducto Mercedes–Cardales, con destino al litoral y al norte del país. Así, se reducirá la necesidad de importar GNL desde la terminal de Escobar y combustibles líquidos para generación eléctrica.
El financiamiento de Vaca Muerta
Como parte del interés del mercado en proyectos energéticos, esta misma semana Pampa Energía colocó un bono por US$ 450 millones con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125%, es decir en muy similares condiciones a TGS. La operación, que recibió una demanda tres veces superior al monto ofrecido, permitirá refinanciar deuda y avanzar con el desarrollo del proyecto de petróleo no convencional Rincón de Aranda, en Vaca Muerta.
En el mismo clima post electoral, Tecpetrolconcretó una emisión de un bono internacional por US$ 750 millones, un50% más de lo que buscaba inicialmente (500 millones). La operación se concretó a una tasa de 7,625% anual y un plazo de cinco años. La estructuración de la colocación contó con el respaldo de bancos internacionales de la talla de Santander, Citibank, Itau y BBVA, junto a colocadores locales como Balanz, Galicia y Macro.
YPF, por su parte, concretó emisiones en dólares por un total de US$ 1.200 millones, por medio de una colocación en el mercado local por US$ 500 millones y un préstamo sindicado de bancos por US$ 700 millones. El resto de los principales jugadores de Vaca Muerta como Pluspetrol, Pampa, Vista y PAE, también preparan emisiones para las próximas semanas.
La lectura perspicaz de Miguel Galuccio edificó con el paso de los años la cultura de Vista Energy, que este miércoles presentó su plan estratégico hacia 2028 en un Investor Day que se destacó por un altísimo nivel audiovisual y un layout integral (puesta en escena) que poco tiene que envidiarle a los presentaciones de grandes tecnológicas como Apple o Google en EE.UU.
En un breve diálogo telefónico con EconoJournal al final de la jornada, Galuccio dejó algunos conceptos para leer en clave de corto plazo el escenario que atraviesa la industria petrolera global y proyectar una hoja de ruta para transitar los próximos meses de Vaca Muerta.
Galuccio durante el Investor Day de Vista realizado ayer.
-En el Investor Day de este miércoles presentaron un proyecto ambicioso hacia 2028 con un plan de inversiones de US$ 4500 millones. ¿Cuál es la lectura que en el corto plazo en cuanto a la infraestructura de Vaca Muerta?
–Hoy existe capacidad de transporte disponible. Hoy Vaca Muerta produce 550.000 barriles por día (de petróleo) y tenemos capacidad (para evacuar) 700.000 bbl/d, es decir, sobran 150.000. En el corto no hay un problema de spear capacity porque aún no se está llenando Oldelval. Hacia adelante, hay una apuesta que Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) llegue a mediados de 2027 y todos creemos que va a ser así. Porque, nobleza obliga, (el proyecto) tuvo un arranque lento, pero hoy vienen con buen ritmo.
¿Cuáles pueden entonces los problemas de corto? Pueden ser la incertidumbre sobre el precio internacional del petróleo y la volatilidad del crudo y también la volatilidad argentina, por ejemplo, que salgamos de este verano (de expectativas) más rápido de lo previsto.
-En lo que tiene que ver con el precio internacional, la mayoría de los analistas internacionales advierte que el gobierno de EE.UU. se sentiría confortable con un precio más bajo del barril, incluso cerca de los 50 dólares. ¿Cómo analiza esa situación?
–Es lo que la administración de EE.UU ha venido haciendo. Es un partido que ya jugaron (los estadounidenses), creo que llegaron hasta donde llegaron (a precios actuales cercanos a los 60-62 dólares). No creo que los árabes cometan un suicidio (de permitir que el precio siga bajando). Creo que sí podemos tener un 2026 más soft (de menores precios) que los que nosotros estamos mirando para 2027. Por eso, en nuestro plan estamos visualizando un crudo de 60-65 dálares para el año que viene. Aunque yo siento que podemos estar en US$ 70 o que tal vez podamos estar en 65, un poco peor. No tengo la bola de cristal.
-Vista construyó una plataforma de crecimiento sólida. Tienen 1650 pozos en el stock a perforar. Son una empresa de bajo costo, de ciclo rápido en la toma de decisiones. ¿En dónde hay que poner el foco en los próximos meses?
–Nosotros el Playbook (el libro de jugadas) lo tenemos, somos los maestros del Playbook. Lo armamos y funciona una vez, dos veces, tres veces. Pero creo que hay que poner el foco en dos cosas. La primera es execution (ejecución), o sea, tenemos que seguir teniendo los ojos en la pelota. Porque al final del día, nadie te da crédito porque hayas ganado un campeonato una vez. El próximo campeonato, hay que jugarlo nuevo. Entonces, creo que tenemos que seguir poniendo mucho foco en la ejecución.
Y en segundo lugar, que para nosotros es muy importante, aunque no siempre contamos mucho lo que estamos haciendo, estar siempre un poco ahead of the game (adelantarse a los acontecimientos). Tenemos que pensar ‘¿what is next?’, qué viene después. Por ejemplo, hace ya un buen tiempo que estudiamos cómo perforar un pozo en la zona fallada de Vaca Muerta. Le dimos muchas vueltas, hicimos mucho estudio, lo metimos y funcionó. Lo mismo con (la utilización de) Wet Sand (en la completación de pozos en Vaca Muerta). Estuvimos laburando un año y medio, fuimos a EE.UU, armamos los equipos con la frecuencia de vibración que tenían que tener, los pusimos y funcionó. Entonces, tenemos que seguir estando ahead of the game y al mismo tiempo no sacarle el ojo a la pelota..
Gestión de Equipo
Durante el Investor Day del miércoles por la mañan, Galuccio resaltó que «en el actual entorno energético en rápida evolución, una cosa está clara: la demanda de petróleo no desaparecerá pronto. Al contrario, prevemos que la demanda de petróleo seguirá creciendo durante varios años antes de estabilizarse».
«Los ganadores en la próxima década -entendió- serán los productores de energía fiables, de bajo coste y ciclo corto. Y esa es precisamente nuestra postura. Contamos con la estrategia para prosperar en este contexto, la cual se basa en tres pilares. Primero, una amplia cartera de activos de alta calidad, ciclo corto y bajo costo, con un costo unitario total de aproximadamente once dólares por barril y mil trescientos pozos aún por perforar, cada uno con un retorno de la inversión de tan solo dos años».
Ene se sentido, el CEO de Vista agregó: «Hemos transformado sustancialmente Vista, aumentando nuestra producción, fortaleciendo la rentabilidad y convirtiéndonos en un actor independiente líder en Vaca Muerta. Nuestro crecimiento se basa en la eficiencia y la disciplina de capital, diseñadas para generar valor en todos los ciclos de precios. Es importante destacar que está totalmente alineado con la dinámica del mercado energético global».
El informe mensual desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica(CIQyP®) indicó que durante septiembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 8% respecto del mes anterior. En comparación con igual mes del año pasado, la baja fue del 10%, mientras que el acumulado del año se mantiene con una caída del 5 por ciento.
En el segmento de ventas locales, el relevamiento evidenció una caída del 4% respecto de agosto, atribuida principalmente a menores operaciones en el sector de agroquímicos industriales, (menor volumen de comercialización). En términos interanuales, la disminución alcanzó el 23%, afectando a todos los subsectores excepto los básicos orgánicos. En el acumulado de los primeros nueve meses del año, la contracción se ubica en el 14%.
Producción
Las exportaciones dentro del informe de la CIQyP®, en tanto, experimentaron una baja del 16% en relación con el mes previo y una caída del 28% interanual. El acumulado del año, sin embargo, se mantiene estable respecto al año anterior.
En cuanto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el comportamiento fue dispar. La producción descendió un 2% mensual, aunque registró una mejora del 25% interanual y una suba del 6% acumulada. Las ventas locales crecieron un 14% en relación con agosto, con un incremento interanual del 8%; mientras que el acumulado aún se mantiene 3% por debajo del año pasado. Por otro lado, las exportaciones PyMIQ se destacaron con un aumento mensual del 57%, un crecimiento interanual del 37% y un acumulado del 35% arriba, convirtiéndose en el segmento más dinámico del período.
Balanza comercial
Durante septiembre de 2025, la balanza comercial de los productos del sector medida en dólares, arrojó un leve superávit del 2%. Las importaciones disminuyeron un 6%, mientras que las exportaciones bajaron un 15%.
Por su parte, el uso de la capacidad instalada en septiembre se mantuvo en niveles similares a los de meses previos, con un promedio del 61% para productos básicos e intermedios y del 89% para productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante septiembre 2025, fueron de 298 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.537 millones en los primeros nueve meses del año.
“Los datos de setiembre 2025, muestran valores negativos en demanda doméstica y producción, aunque las Pymes del sector pudieron tener valores interesantes en exportaciones. La sobreoferta de productos químicos a nivel global impacta en precios y volúmenes. Seguimos a la espera de la recuperación de la demanda del mercado interno, aún en un contexto complejo, el sector sigue mostrando su capacidad de adaptación y resiliencia”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) quiere que las empresas incrementen la inversión para ampliar la cobertura del servicio de gas natural. A fines del mes pasado sometió a consulta pública una modificación del método de cálculo para la realización de obras de expansión del servicio con la intención de que sean las distribuidoras las que a partir de ahora tengan mayor protagonismo. La decisión se toma luego de varias décadas donde la red creció relativamente poco por el atraso tarifario y la falta de producción de gas necesaria para poder hacer frente a una mayor demanda. El desarrollo de gas en Vaca Muerta, que asegura el suministro del fluido a largo plazo, cambió radicalmente ese paradigma. Hoy la oferta de gas es creciente y permite edificar, por un lado, un proyecto de exportación de GNL y al mismo tiempo expandir el consumo doméstico del hidrocarburo.
La Ley 24.076 que regula el servicio de gas natural por redes establece en su artículo 16 que, si una obra de expansión no puede ser satisfecha por razones económicas, la distribuidora le debe informar al cliente el monto de la inversión que deberá realizar para acceder al servicio. La resolución I910/09 es la que establece actualmente cuáles son los criterios técnicos para calcular si una obra de expansión es o no rentable para la distribuidora. Esa norma es la que ahora busca modificar el Enargas con la propuesta incorporada en la resolución 778/25 del 21 de octubre.
El gobierno busca que las distribuidoras realicen más obras de expansión de la red.
Déficit de infraestructura
El Observatorio del Conurbano Bonaerense de la Universidad Nacional de General Sarmiento comparó hace un tiempo las cifras de hogares sin gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires surgidas del censo 2022 con las de los censos de 2001 y 2010. El resultado muestra que no solo no mejoró el porcentaje de hogares con cobertura de gas natural, sino que incluso empeoró. En la Ciudad de Buenos Aires, por ejemplo, en 2001 solo el 2,9% de los hogares no tenía acceso a la red de gas natural y en 2022 ese porcentaje se elevó al 21,5%. En los 24 distritos del conurbano, en el mismo período los hogares sin gas natural treparon de 35,8% a 41,0%. En los últimos años, no ha habido variaciones significativas.
Si bien no es la única causa, el atraso tarifario ha sido determinante para explicar el freno en la expansión de la red de gas natural. Metrogas mostró en una audiencia realizada en mayo de este año que desde que obtuvo la concesión en 1992 invirtió US$ 36 millones por año en promedio, pero entre 1993 y 2001 el promedio anual de inversión fue de 55,4 millones y entre 2002 y 2016, período en el que el valor de las tarifas se redujo a su mínima expresión por decisión de los gobiernos kirchneristas, la inversión retrocedió hasta los US$ 20,8 millones por año en promedio. Entre 2017 y 2019, la inversión anual se recuperó hasta alcanzar los US$ 63 millones anuales por año, de la mano de los aumentos tarifarios que aplicó el macrismo, y entre 2020 y 2024 esa inversión volvió a caer promediando US$ 28,6 millones por año.
En ese escenario de falta de recursos, la resolución I910/09 de Enargas servía para justificar por qué las distribuidoras no estaban en condiciones de realizar muchas de las obras de expansión solicitadas.
Ahora, en cambio, las tarifas que perciben las empresas mejoraron sustancialmente. Además, el desarrollo de Vaca Muerta permitió una expansión significativa de la producción y las perspectivas son todavía mejores. Por lo tanto, Enargas busca introducir cambios en el método de cálculo de las obras para que en este nuevo contexto las empresas se pongan al frente de la realización de obras de expansión del servicio.
Los cambios
En la resolución 778/25, el organismo regulador propone dos cambios sustanciales.
Por un lado, la evaluación de los proyectos de inversión se deberá realizar considerando un horizonte de 5 años y no todo el plazo de la concesión. El objetivo es que para el cálculo del flujo de fondos necesario para determinar la rentabilidad de cada proyecto se tome como referencia el plazo de vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria.
El otro cambio tiene que ver con la metodología para determinar los costos de la obra de expansión. Hasta ahora, para considerar los costos se tomaba el promedio general de costos de la distribuidora, pero la intención del gobierno es reemplazar ese costo medio por un costo marginal, entendido como lo que va a demandar puntualmente esa expansión.
En la gran mayoría de los casos el costo marginal es menor que el costo medio. Por lo tanto, el presupuesto de la obra va a bajar. De ese modo, va a haber más proyectos que van a ser técnicamente viables para las distribuidoras y que van a tener que encarar sin trasladarle esa responsabilidad a un tercero.
Además, ese costo marginal va a tener como tope un promedio de los costos marginales de todas las distribuidoras. Las empresas sostienen que esa decisión es polémica porque ese tope no refleja sus costos reales, pero lo que busca Enargas es forzar a las firmas más ineficientes a mejorar su desempeño.
“Una de las grandes críticas que se les hacen a las distribuidoras es que no llegaron a todas partes porque no hicieron las obras que tendrían que haber hecho, pero la realidad es que no recibían la tarifa adecuada para hacerlas. Es muy fácil cuestionar las distribuidoras por no hacer obras cuando la tarifa no alcanzaba para financiarlas. Ahora, en cambio, las tarifas se recompusieron y el objetivo de esta medida es modificar los incentivos para que las obras las hagan las distribuidoras”, aseguró a EconoJournal una fuente conocedora de la industria.
Enargas había establecido en la resolución 778/25 un plazo de 15 días hábiles para que los interesados efectúen sus comentarios y observaciones, pero a pedido de las empresas este lunes extendió ese plazo por otros diez días hábiles. No obstante, en la norma se aclara que esos comentarios y sugerencias “no tendrán carácter vinculante para esta Autoridad Regulatoria”. La intención del gobierno es que la nueva norma entre en vigencia a partir del año próximo.
Vista Energy presentó este miercoles su nuevo plan estratégico de largo plazo, el cual contempla una inversión superior a los US$ 4.500 millones destinados a la optimización y el desarrollo de sus activos en Vaca Muerta. El programa tiene como objetivo principal impulsar la producción de la compañía en un 60%, buscando alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) para el cierre del ejercicio 2028.
En el Investor Day de la petrolera encabezado por su Founder y CEO Miguel Galuccio, se destacó que la visión estratégica de la compañía extiende los objetivos de producción hacia una meta de 200.000 boe/d para 2030, lo que ratifica la aceleración que viene registrando la compañía en los últimos años en el no convencional neuquino.
La petrolera se posicionó como el principal productor independiente de crudo y el mayor exportador de petróleo no convencional del país. Esta nueva etapa de inversión se suma a los más de US$ 6.000 millones que la empresa ya destinó a la Argentina desde su fundación, revalidando su presencia en el shale de Neuquén.
En el ámbito financiero, las proyecciones de la firma anticipa que sus ingresos por exportaciones ascenderán a US$ 8.000 millones en el período comprendido entre 2026 y 2028. En paralelo, la compañía prevé alcanzar un EBITDA ajustado de US$ 2.800 millones para 2028. Este monto representa un crecimiento del 75% respecto a la estimación de EBITDA ajustado de US$ 1.600 millones para el año 2025.
Vista proyecta un salto de escala
Galuccio enfatizó la trascendencia de esta etapa durante la presentación. “Estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora. En un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia”, afirmó el ejecutivo.
El plan de negocios subraya la capacidad de generación de liquidez. Según las proyecciones, la petrolera espera generar un flujo de caja libre anual de aproximadamente US$1.500 millones entre 2026 y 2028, considerando un precio de referencia para el barril de crudo Brent de entre US$65 y US$70. Este nivel de generación de caja no solo está destinado a sostener la senda de crecimiento, sino también a fortalecer la estructura financiera de la compañía y mantener su capacidad de inversión a largo plazo.
El tercer Investor Day de Vista es un evento que congregó a la comunidad financiera internacional. Más de quince representantes de las principales entidades bancarias y de inversión del mundo estuvieron presentes, incluyendo a Bank of America, Citi, Goldman Sachs, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Santander y UBS, lo que subraya el interés global en la estrategia de la compañía en Vaca Muerta.
Desde el anuncio de su primer plan estratégico en 2021, Vista logró una expansión significativa: triplicó su producción de hidrocarburos y cuadruplicó su EBITDA ajustado. Además, el valor de su acción experimentó una expansión a una tasa anual compuesta del 73%, ubicándola entre las empresas de Exploración y Producción (E&P) con mejor performance a nivel global.
Con los nuevos anuncios de inversión y producción, la firma ratifica un modelo de gestión propio que se ha convertido en un referente al redefinir la metodología de producción de hidrocarburos no convencionales en la principal formación de shale de la Argentina.
Loginter, uno de los grandes operadores logísticos del país, presentó su nueva web. Se trata de una plataforma completamente renovada que refuerza su visión de innovación, con un diseño 100 % mobile y una navegación más ágil e intuitiva, según precisaron desde la compañía.
El nuevo portal permite acceder de manera simple a la información más relevante sobre los servicios, soluciones tecnológicas y casos de éxito de la compañía. Además, el sitio cuenta con un chatbot integrado que permite realizar todo tipo de consultas de manera eficiente, mejorando la experiencia de los usuarios.
El objetivo de la nueva web consiste en ofrecer una navegación más ágil e intuitiva
Nuevo sitio web
Dentro de las novedades presentadas se encuentra una sección específica de sustentabilidad desde la cual se pueden consultar los principales indicadores de impacto social, ambiental y gobernanza de la compañía. También se puede acceder a los últimos reportes de sustentabilidad presentados.
“Con esta actualización, Loginter reafirma su visión de brindar las mejores soluciones logísticas de la región, en un marco de mejora continua, sostenibilidad e innovación como ejes centrales de su crecimiento”, destacaron desde la firma.
Se puede visitar la web en www.loginter.com.ar, o a través de sus redes sociales en @somosloginter.
El sitio cuenta con un chatbot integrado que permite realizar todo tipo de consultas
Pampa Energía, la compañía que preside Marcelo Mindlin, colocó un bono por 450 millones de dólares en el mercado internacional, con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125 por ciento.
La empresa recibió ofertas por más de 1.500 millones de dólares, con una demanda que incluyó a importantes fondos de inversión internacionales y que alcanzó un plazo récord de 12 años.
Bono internacional
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Esta nueva emisión, con un plazo inédito para una empresa privada Argentina, refleja la confianza de los inversores en la solidez financiera y el plan de crecimiento de Pampa”.
Los fondos obtenidos se destinarán al repago anticipado de la obligación negociable 2026, por un total de 120 millones y que contaba con un cupón del 9,5 por ciento.
Además, esta emisión permitirá financiar el desarrollo de Rincón de Aranda, el proyecto de petróleo no convencional que la compañía está desarrollando en Vaca Muerta, según informaron desde la empresa.
Rincón de Aranda
El bloque, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, ya cuenta con seis pads activos y tiene como objetivo de alcanzar los 20.000 barriles diarios hacia fin de año. Hasta el momento, se llegó a un total de 16.000 barriles por día.
Mediante una inversión total prevista de US$ 700 millones en 2025, de los cuales ya se ejecutaron 540 millones, Rincón de Aranda se consolida como el proyecto más ambicioso en la historia de la compañía.
Pluspetrol concretó su primer pad de tres pozos en Bajo del Choique.
La petrolera argentina Pluspetrol está interesada en vender parte de los activos que adquirió a ExxonMobil en 2024. Busca desprenderse puntualmente de tres áreas de Vaca Muerta para enfocar su actividad en La Calera y Bajo del Choique-La Invernada. Así lo confirmaron a EconoJournal distintas fuentes de la industria petrolera que aseguraron que la firma de capitales nacionales comenzó negociaciones para ceder Los Toldos II Oeste, Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur.
La compañía había adquirido en 2024 los activos de ExxonMobil por unos US$ 1700 millones en una operación que reconfiguró el tablero de Vaca Muerta: no solo marcó la salida de una de las mayores petroleras, sino que también elevó la valuación de los activos de la cuenca. A un año de su adquisición, ahora Pluspetrol testea el mercado para captar el interés en tres de sus bloques.
El proceso que ahora inició Pluspetrol se da en un escenario post electoral de optimismo. El triunfo de La Libertad Avanza en distintas provincias fue leído por la empresa como un buen momento para desprenderse de alguno de los activos que había sumado en 2024 para concentrar todos sus esfuerzos en sus dos áreas más competitivas.
Empresas interesadas
Fuentes al tanto del proceso, confirmaron a este medio que al menos tres empresas ya habrían manifestado su interés en adquirir esos activos: se trataría de la brasilera Fluxus y dos petroleras del Permian: Brigham Exploration y Diamond Back Energy.
“Hay mucho interés por parte de empresas internacionales que están intentando hace tiempo desembarcar en Vaca Muerta”, aseguró una fuente de la industria que indicó que esto abriría el juego a petroleras extranjeras con interés en Neuquén.
Otra de las compañías que también resonó como interesada fue la colombiana Geopark que recientemente adquirió a Pluspetrol los bloques Puesto Silva Oeste y Loma Jarillosa Este. Sin embargo, fuentes de la compañía aseguraron a este medio que ahora están “enfocados en desarrollar los activos que acabamos de comprar”.
Días atrás, Pluspetrol anunció la puesta en producción de su primer pad de tres pozos en Bajo del Choique, en donde espera alcanzar los 20.000 barriles diarios para fines de este 2025.
Entre las posibles compradoras una de las que resuena más fuertes es la americana Brigham que el pasado jueves visitó Neuquén para fortalecer esas negociaciones y confirmar sus intenciones de invertir en Neuquén. Ejecutivos de la firma estadounidense participaron de un encuentro junto al gobernador neuquino, Rolando Figueroa, donde le manifestaron su interés en desembarcar en la Cuenca Neuquina.
“Desde hace años mantenemos un intercambio permanente con empresas que operan en Houston para compartir experiencias, conocimientos y promover nuevas oportunidades de inversión porque cada alianza que se consolida significa más desarrollo y crecimiento para Neuquén”, dijo Figueroa durante el encuentro.
La otra petrolera americana que pretende arribar a Vaca Muerta es Diamond Back Energy, una firma independiente con base en Texas y con expertise en los no convencionales de la Cuenca Pérmica.
Los Toldos II Oeste se ubica al norte de Bajo del Choique. Los Toldos Sur y Pampa de las Yeguas, al sur.
Acuerdo con Neuquén
La salida de Pluspetrol de alguna de sus áreas implicará un nuevo acuerdo con la provincia de Neuquén. La venta de ExxonMobil sentó un precedente que revalorizó los activos de Vaca Muerta y cambió algunas reglas de juego: a partir de esa transacción el gobierno de Figueroa delineó nuevas condiciones para aprobar nuevas concesiones en Vaca Muerta. Entre ellas, el ingreso de la estatal GYP en carry, un cambio habilitado tras la negociación de los cambios a Ley de Hidrocarburos en la Ley Bases, junto con un nuevo piso para las regalías que pasaron del 12 al 18%.
En este caso, a poco más de un año de haberse concretado la venta de las áreas de ExxonMobil, la provincia de Neuquén deberá evaluar cuáles vendería Pluspetrol y cuál sería el plan de desarrollo final para esos bloques.
Si bien el acuerdo de venta es una negociación entre privados, Neuquén deberá analizar si hubo o no algún cambio en el plan de desarrollo propuesto en primera instancia por Pluspetrol y cuán favorable resulte el ingreso de una nueva petrolera en base a las regalías estimadas tras la venta de Exxon. Es decir, si el plan resultante implicara mayor producción y/o mayores inversiones, la Provincia no pediría nada a cambio. Por el contrario, si el cambio generara un menor desarrollo del área, podrá exigir a Pluspetrol un monto en compensación por el perjuicio económico generado a la provincia.
INVAP ingresó en la recta final de la negociación con el gobierno de Brasil para la construcción de un reactor multipropósito. El Reactor Multipropósito Brasileiro (RMB) será el corazón de un complejo de investigación y desarrollo nuclear que se ubicará en el Estado de San Pablo y que supondrá un salto en las capacidades del programa nuclear brasileño, además de garantizar la provisión doméstica de radioisótopos médicos. EconoJournal dialogó con ejecutivos de INVAP para conocer los detalles del proyecto que ha diseñado y que ahora negocia plasmar en contratos de construcción.
La principal empresa argentina de proyectos de alta tecnología y la Comisión Nacional de Energía Nuclear de Brasil (CNEN) firmaron en septiembre un memorando de entendimiento (MoU) para avanzar hacia el contrato de ingeniería, provisión y construcción (EPC) del complejo tecnológico que albergará el RMB, incluyendo laboratorios, infraestructura operativa y apoyo logístico.
El gerente del Área Nuclear de INVAP, Felipe Albornoz, explicó que el memorando abre la puerta a las negociaciones definitivas para concretar el proyecto. “Tanto a la CNEN como a nosotros nos sirve para tener conversaciones con otros stakeholders que necesitamos que se involucren también con el proyecto. Por el lado de CNEN son las autoridades regulatorias, es su gobierno, que es la fuente de financiación del proyecto. Nosotros jugamos el rol de nuclear vendor, pero necesitamos también sumar en las conversaciones a quién va a ser la parte de la construcción civil”, dijo Albornoz en conversación con EconoJournal.
El presidente de la CNEN y el gerente general & CEO de INVAP, Darío Giussi.
La CNEN estima que el costo global del proyecto rondará los 500 millones de dólares y demorará unos cinco años de construcción. El nuevo complejo nuclear estará emplazado en Iperó, una localidad ubicada a 100 km de la ciudad de San Pablo, en donde este año ya comenzaron las primeras obras civiles en el sitio. La instalación estará cercana al Centro Industrial Nuclear de ARAMAR (CINA), en donde la Armada brasileña está desarrollando el prototipo del submarino con propulsión nuclear.
RMB, “primo hermano” del RA-10 argentino
El reactor RMB tiene origen en un acuerdo suscrito entre la Argentina y Brasil en 2010 para el desarrollo conjunto de reactores multipropósitos. Es por este motivo que en INVAP definen al proyecto brasileño como un “primo hermano” delRA-10, proyecto que está construyendo para la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en el complejo nuclear de Ezeiza y que se espera que alcance su primera criticidad a fines de 2026.
Ambos reactores tendrán una potencia de diseño de 30 MW térmicos y un conjunto de capacidades y facilidades añexas similares. Por ejemplo, podrán brindar el servicio de dopaje de silicio, codiciado por la industria electrónica internacional. También servirán para apoyar la investigación y desarrollo de nuevos combustibles nucleares.
“Con el desarrollo de los requerimientos de los distintos tipos de usuarios que cada país va a tener y de elecciones propias, al final la ingeniería no es una réplica de un reactor en el otro. El combustible no es exactamente el mismo. El combustible de RA-10 lo hará la CNEA, con las especificaciones que nuestra comisión de energía atómica es capaz de fabricar. El combustible del RMB lo va a fabricar Brasil. La distribución de las facilidades alrededor del núcleo tampoco es exactamente igual, uno eligió priorizar una cosa sobre la otra, el tipo de ensayos que quería hacer Argentina y Brasil son levemente distintos”, graficó Albornoz.
Esas diferencias se encarnan principalmente en el diseño y la construcción del tanque reflector, el corazón tecnológico en este tipo de reactores. INVAP fabricó el tanque reflector para el RA-10 y quiere fabricarlo también para el RMB. “Es lo que llamamos un equipo propietario. Es parte de nuestras fortalezas y parte de lo que nosotros normalmente vendemos junto con la ingeniería. Es un componente que no muchos talleres en el mundo pueden hacer. De la forma en la que ese tanque está fabricado, está dimensionado y está probado, depende muchísimo la performance del reactor”, explicó.
Modelado del proyecto RMB en Iperó.
Radioisótopos médicos
Brasil busca con el RMB alcanzar el autoabastecimiento en la provisión de radioisótopos destinados a aplicaciones medicinales, principalmente vinculadas con el diagnóstico y tratamiento de enfermedades cancerígenas. “Además del reactor nosotros estamos trabajando en la ingeniería de la planta de producción de radioisótopos. Es una planta muy importante, muy ambiciosa para Brasil”, dijo el principal responsable del área nuclear de INVAP.
El radioisótopo más requerido es el molibdeno 99, que sirve como precursor para el tecnecio 99, el isótopo más utilizado en medicina nuclear para procedimientos de diagnóstico por imagen. Además de suplir este radioisótopo crítico, el reactor RMB también podrá generar Lutecio 177, un radioisótopo que sirve a la vez para diagnóstico y para terapia, de creciente aplicación internacional. “Es un poco la niña bonita de los radiosótopos en medicina nuclear, porque todo el mundo quiere desarrollar esto”, añadió Albornoz.
“La misión de Brasil es conseguir la autosuficiencia en producción de radiosótopos. Tendrá una parte que estará dedicada solo a molibdenos y otra parte importante que será para obtener radiosótopos producidos por captura N-gama. No provienen de la fisión del uranio, sino de la activación de otros materiales. El Lutecio es uno de estos, pero además hay una gama de unos 20 radiosótopos que se producen de manera similar y en los que Brasil quiere incursionar”, dijo.
La firma del memorando precisamente abre la puerta a INVAP a negociar con la CNEA lo relativo a la tecnología de la planta de radioisótopos medicinales. “El know-how tecnológico de cómo extraer molibdeno desde la fisión de una placa de uranio es de CNEA. Nosotros lo que hacemos es el desarrollo de todos los servicios asociados pero la propiedad intelectual del proceso es de CNEA”, explicó.
Brasil como cliente estratégico para INVAP
La empresa radicada en Bariloche, cuyos accionistas son la provincia de Río Negro y la CNEA, está atravesando uno de sus mejores momentos en lo que respecta a proyectos en la división nuclear. El gobierno de Países Bajos dio este año luz verde definitiva al comienzo de construcción del reactor PALLAS, cuyo diseño fue provisto por INVAP. La empresa también está por poner en marcha un reactor de entrenamiento de personal que construyó en Arabia Saudita y que será el primer reactor nuclear de ese país.
En paralelo, la empresa está ejecutando un contrato con Uganda para el estudio de factibilidad y los estudios geotécnicos de un centro de ciencia nuclear y tecnología, que estará ubicado dentro del predio de una universidad y que tendrá el foco puesto en la preparación de recursos humanos. Uganda busca que ese centro eventualmente albergue un reactor multipropósito, de forma tal de poder hacer experimentos e irradiaciones.
Más allá de estos proyectos, en INVAP destacan el carácter estratégico del proyecto RMB. “Brasil es un socio importantísimo para Argentina en temas nucleares. Tenemos una relación muy particular desde hace ya muchos años y que es ejemplar en el mundo. Realizar este tipo de trabajos reafirma ese vínculo estratégico que tenemos. Al igual que Argentina, Brasil tiene un plan nuclear que nosotros estimamos que va a generar más oportunidades de trabajo y más proyectos en el futuro. Creemos que nos posiciona bien, nos afianza como líderes regionales”, concluyó Albornoz.
La Secretaría de Energía dispuso este lunes una actualización del precio del biodiésel de 6,2%, medida con la que busca garantizar el funcionamiento del mercado de biocombustibles y acompañar a las empresas productoras. Al mismo tiempo, decidió reducir transitoriamente el porcentaje de mezcla obligatoria en gasoil del 7,5% al 7% para morigerar el impacto en el surtidor.
Las medidas fueron dispuestas mediante la Resolución 443 publicada este lunes en el Boletín Oficial, por la cual el precio mínimo para el bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se fijó en $918,025 por litro, y el precio mínimo para el bioetanol a base de maíz en $841,394 por litro. En tanto, mediante la Resolución 445, se determinó que el biodiésel destinado a la mezcla obligatoria tiene un precio de adquisición fijado en $1.688.961 por tonelada.
La Secretaría informó que con esta actualización, el Gobierno atiende un reclamo del sector y acompaña a las empresas productoras, entendiendo que el nuevo nivel de precios permite que las plantas que habían detenido su actividad puedan reactivarse.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, promueve una nueva ley de biocombustibles
Hacia fines de setiembre, las cámaras de la industria de biodiésel que agrupan a las 25 plantas productoras del país paralizaron la producción para el mercado interno y alertaron que en septiembre habrá escasez del producto que se elabora a base de aceite de soja. Las empresas denunciaron que el Poder Ejecutivo fijó precios de comercialización por debajo de los costos de producción. El atraso rondaba un 6%, por entonces.
Pero al mismo tiempo, ante el fuerte incremento del precio del aceite de soja, insumo clave en la producción de este biocombustible, la Secretaría también dispuso en la misma resolución reducir transitoriamente el porcentaje de mezcla obligatoria en gasoil del 7,5% al 7%, a fin de moderar el impacto en el precio final del combustibley en los costos logísticos de la economía, según expresó.
Biodiésel más caro pero menor corte
La Resolución explicó que “a fin de morigerar el impacto de dicho incremento en el precio del gasoil en boca de surtidor y en el costo logístico de la actividad económica en general, se considera necesario establecer transitoriamente una reducción del porcentaje de mezcla obligatoria de biodiésel en gasoil y diesel oil, hasta tanto se defina un nuevo valor de corte”.
En tal sentido, la resolución entendió que “es pertinente reducir el porcentaje de mezcla obligatorio de biodiésel con el combustible fósil a un 7%, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final. Estas decisiones se adoptan con el objetivo de preservar la estabilidad del mercado, proteger a los consumidores y garantizar previsibilidad al sector productivo».
El artículo 8 de esa Ley estableció que todo combustible líquido clasificado como gasoil o diesel oil –conforme la normativa de calidad de combustibles vigente o la que en el futuro la reemplace– que se comercialice dentro del territorio nacional deberá contener un porcentaje obligatorio de biodiésel de cinco 5% en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final.
El mismo artículo facultó a la Autoridad de Aplicación para elevar el referido porcentaje obligatorio cuando lo considere conveniente en función del abastecimiento de la demanda, la balanza comercial, la promoción de inversiones en economías regionales y razones ambientales o técnicas.
Pero también permite reducirlo hasta un porcentaje nominal de 3%, en volumen, cuando el incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del biodiésel pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor, o bien ante situaciones de escasez por parte de las empresas elaboradoras autorizadas.
El Gobierno promueve junto a la industria una modificación de la ley 27.640 que regula al sector de los biocombustibles en el país y tiene vigencia hasta 2030. Establece cupos y precios para el biodiésel y el bioetanol (elaborado a base de maíz y de caña de azúcar) que son de adquisición obligatoria para las refinadoras. En el caso del primero se mezcla con el gasoil en un 7,5% y el segundo con las naftas en un 12% (6% para el etanol maicero y 6% para el cañero).
La cadena de valor de Vaca Muerta anticipa que 2026 será el año de la transición hacia los equipos Dual Fuel, un cambio que permitirá desplazar hasta un 70% de combustibles líquidos más caros y contaminantes con gas natural producido en las mismas locaciones. Este proceso forma parte de los esfuerzos de toda la industria por alcanzar eficiencia, innovación, competitividad, y mejorar costos y tiempos de respuesta. La discusión ahora pasa por cómo llevar rápida y masivamente a la práctica estos procesos que forman parte de un cambio de paradigma a lo largo de toda la cadena de valor.
El debate sobre la transición de combustibles se dio en un encuentro especializado coorganizado por la service company Calfrac junto a las tecnólogas Amazon Web Services (AWS), Inisoft Global y las consultoras Trossero & co y Aleph Energy. El panel sobre el Dual Fuel fue el segundo de la jornada y estuvo precedido por un primer bloque dedicado a la Innovación con Datos para Incrementar Eficiencia en Operaciones se analizaron las oportunidades del uso de modelos predictivos, IA generativa y estrategia de datos aplicados a la industria de Oil & Gas.
En el intercambio sobre la construcción del camino de desplazamiento del diesel por gas natural en las operaciones con bombas, máquinas, equipos y transportes fue el eje de un panel de tecnología e innovación, donde los principales referentes de la cadena de valor compartieron sus experiencias. Los cuatro participantes clave fueron: Adrián Martinez, director general para Argentina de Calfrac Well Services; Luis Laziatti, Supplier Development Manager de Tecpetrol; Edward Eichstetter, CEO Eku Power Drives y Nicolás Sánchez, CTO de QM.
Adrián Martinez, de Calfrac, y Luis Laziatti, de Tecpetrol.
Las cifras ofrecidas en el encuentro proyectan una hoja de ruta de eficiencia por pasar de la plataforma 100% diésel a la tecnología Dual Fuel (diesel + gas) y, finalmente, a flotas operando solo con gas, lo que garantiza la optimización, eficiencia y la reducción de costos en toda la cadena de valor. Se estima que, para el escenario de crecimiento de 2026 en Vaca Muerta, una flota que opera exclusivamente con diésel representa un consumo anual de aproximadamente US$ 33 millones, al migrar de tecnología logra reemplazar hasta el 70% del consumo de diésel por gas.
Dual Fuel, más eficiencia y menos costos
Esta sustitución resulta en un costo operativo anual de US$ 16,4 millones de dólares por flota, generando un ahorro proyectado de US$ 17 millones que se traduce en mayor competitividad para la operación diaria. La implementación del Dual Fuel presenta desafíos significativos, como el suministro y tratamiento del gas (gas de pozo o gasoducto virtual), con una curva de aprendizaje que deberá culminar a finales de 2026 con la transición definitiva a flotas 100% a gas. El cierre de esa estrategia permitirá trabajar con un gasto en combutible anual de US$ 6 millones, es decir US$ 27 millones salvados en toda la cadena.
“Estamos preparando nuestros equipos para lo que se viene en la formacióm, en el último año implementamos tecnologías para mejorar la eficiencia, trabajar de forma más segura y cuidar el medio ambiente, y estar al nivel de Vaca Muerta”, afirmó el directivo de Calfrac al explicar las implementaciones tecnológicas que la empresa está realizando en la Argentina. El foco de la compañía estadounidense que domina un cuarto de las operaciones de sericios especiales del no convencial está puesto en la reducción de riesgos operativos y en la recopilación de datos para prevenir fallas.
En ese sentido, Calfrac este año implementó un segundo set de fracturas con un total de 80 fracturadores y un sistema que suspende el funcionamiento del equipo cuando no está operando para la reducción de emisiones y de consumo de combustibles, y construye con QM equipos de dual frac y con su partner tecnológico Eku un nuevo software para poder sumar datos de los equipos y operar eficientemente con bombas de diferentes caballajes, de manera de optimizar su uso y poder operarlos a distancia.
“Además, estamos utilizando sensores de vibración en los equipos para prevenir algún daño mayor y saber cuándo empieza a fallar, y estamos viendo otras tecnologías para agregar más sensores y conseguir más data. Pero el foco para 2026 es tener el doble de equipos con Dual Fuel, y empezar a testear los motores 100% gas porque vemos más lejana la electrificación”, explicó Martínez, al señalar que Vaca Muerta viene recorriendo de manera similar pero mas acelerada las experiencias del Permiam de los Estados Unidos.
Nicolas Sánchez, de QM, y Edward Eichstetter, de Eku Power.
En ese mismo sentido y desde la perspectiva de la operadora, Laziatti destacó “la ventaja que tiene Vaca Muerta es no tener que hacer sombra al reflejo del Permiam y entendedr qué cosas son aspiracioneles o cuáles funciona en tecnologias. “El desafío no es pensar si funcionan esas tecnologias sino cómo funcionaría en nuestra realidad de coyunutura cutural e infraestructura y un montón de aspectos. Esa ventaja importante es la que permite curvas de aprenddizaje de desarrollo shale muy acelerados”.
El gas del pozo al transporte
«De todas esas variables que vemos del Permiam, la clave es estabilizar la calidad del gas que se le da a la bomba para entender que en el componente de performance de fractura esa variable no es una limitante. Apostamos a la instalación de desarrollo de tratamiento de gas para tener una molécula lo más estable todo el año y distribuirla a todos los yacimientos con estaciones de carga industrial para abastecer los jumbos de gas y los camiones de última milla y milla larga vinculados al proceso de fractura», especificó el líder de desarrollo de proveedores de Tecpetrol.
Para Lazitti las operadoras están en un proceso de innovar, mejorar y buscar eficiencias y en aspectos como la fractura de pozos, hay varios frentes abiertos que tiene detrás una cadena de valor en funcionamiento para la búsqueda de resultados como industria. Y en esa dinámica, “Pensar en el Dual Fuel requiere desarrollar la molécula para darle de comer a las bombas, ver el gas menos refinado para las bombas que lo toleran, y si sirven para los motores, sirven para la última milla, y ahi sumamos a la arena en la iniciativa involucrando camiones a GNC que ya vemos en Neuquén, todo con una experiencia que la Argentiana tiene de décadas”.
Por su parte, el CEO de Eku Power Drives, empresa de software y automatización que trabaja en varias locaciones del hemisferio norte como partner de Calfrac, explicó cómo la tecnología se enfoca en hacer más eficientes a los operadores y en extender la vida útil de los equipos, sobre lo cual subrayó que, en mercados maduros, la transición al gas es una condición para la competencia.
«En Estados Unidos vemos que el Dual Fuel es algo normal y si no tenés el desplazamiento del diésel del 80% no se puede competir. Se trata de llegar a niveles mayores y es bien difícil porque se necesitan equipos eléctricos con energía generada a gas con alta eficiencia o con motores y turbinas a gas directo” dijo Eichstteter. El experto precisó que un motor a gas puede durar dos o tres veces más que un equipo a fuel, el mantenimiento ya no es cada 1.000 sino cada 4.000 horas, y se puede tener más potencia disponible con la misma máquina y más horas de trabajo.
El directivo de Eku anticipó un panorama de crecimiento en la automatización de servicios especiales en Vaca Muerta. “Van a suceder cosas que hoy vemos en Estados Unidos -aseguró- y el enfoque en la eficiencia cambiará el juego y convertirá a la región en un exportador de tecnología. Por eso en 2026 nos vamos a instalar como empresa, vamos a tener presencia local formal en la Argentina con un equipo propio, motivados por la oportunidad del mercado y, especialmente, por el potencial increíble del personal argentino a nivel de software, el cual Eku busca integrar”.
Finamente, el CTO de QM como socio local de Calfrac dimensionó el impacto financiero y de performance de la transición, marcando claramente el cronograma y el potencial de ahorro que genera la migración de combustibles: «La decisión en el mercado de Estados Unidos es una transición energética que va a suceder en Vaca Muerta y tiene que pasar el próximo año: pasar de una plataforma diésel, a diésel más gas y el futuro a solamente gas para ser óptimos, eficientes y bajar los costos de toda la operación y cadena de valor”.
Sánchez reseñó que “la tansicion se la ve para el año que viene, el Dual Fuel es el aprendizaje y una vez que madura, la flota 100% gas va a tener preponderancia porque la producion de gas va a ser un comoditie dentro de la locación y van a demostrar un impacto muy grande en la cadena. Pero le podemos dar a Vaca Muerta un segundo golpe con eficiencia, más fracturas con dual frac, simultfrac, fractura continua, arena húmerda, y desafíos ya planteados a 2026/27 para lo cual se está alineando todo para que suceda”.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, ratificó la continuidad del ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, en el nuevo gabinete que presentará en diciembre para encarar sus últimos dos años de gestión. Dijo que buscará darle otra “centralidad”, con un mayor protagonismo para las empresas públicas bajo su órbita como Gas y Petróleo (GyP) e Hidenesa, y lo relevará de las áreas de Ambiente, Recursos Naturales y Recursos Hídricos que hoy tiene bajo su órbita.
Esta readecuación de un ministerio clave para Vaca Muerta y la relación con las operadoras que actúan en la provincia apunta, además, a un objetivo de mediano y largo plazo: profundizar el cobro de regalías en especie, algo que ya se empezó a ensayar con las nuevas concesiones de explotación no convencional (Cench) negociadas por Medele y otorgadas por Figueroa.
“Estamos pensando en la apropiación de la renta petrolera, en apropiarnos también de las regalías, pero en administrar la energía porque la energía va a ser clave para el desarrollo de Neuquén”, adelantó el gobernador a Econojournal.
Rolando Figueroa, gobernador de Neuquén.
Apuesta disruptiva
En términos de diseño, la idea que motoriza la gobernación es creativa. Y su ejecución, aun en etapa muy germinal, se presenta como ambiciosa. La provincia es el mayor productor de gas natural y uno de los dos mayores generadores de electricidad. Pero pese a ser el principal pulmón de la oferta energética del país, los hogares, comercios e industrias de Neuquén pagan los mismos precios mayoristas de la electricidad y del gas natural por criterios federales que regulan el Sistema de Interconexión (SADI) y determinan las tarifas eléctricas en todo el país.
La iniciativa que impulsa Figueroa apunta a poner en valor esa condición de ser el mayor proveedor de energía del país y tener acceso al recurso gasífero y al hidroeléctrico.
Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén.
El cobro en especie de parte de las regalías gasíferas e hidroeléctricas es condición necesaria para edificar la estrategia neuquina, que aguas abajo de esa instancia aspira, por un lado, a potenciar el rol de Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de hidrocarburos, para que a futuro pueda desempeñarse como trader (comercializador) de energía. Y, por el otro, a robustecer el porfolio de tareas de Hidenesa, viabilizando expansiones por unos 1000 kilómetros (Km) de las redes de distribución de gas, y también de Epen, la empresa estatal de electricidad.
Trader de energía
Fuentes provinciales indicaron que, en el nuevo esquema que diseña la gobernación, GyP, una vehículo societario que Figueroa apunta a reposicionar dinamizando su estructura operativa, que hasta ahora estuvo limitada a ser un socio minoritario no capitalista (en carry) de concesionarios privados de Vaca Muerta, se encargaría de comercializar el gas natural que la provincia reciba en especie (regalía) de parte de las empresas productoras.
El objetivo es robustecer el porfolio de tareas de la empresa provincial Hidrocarburos del Neuquén (Hidenesa)
Con ese gas se garantizaría, en primer término, el acceso al recurso hidrocarbuífero para ampliar la redes de distribución de Hidenesa, que en el tiempo permitiría también reemplazar el consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) que hoy se utiliza para cubrir la demanda en varias localidades del interior neuquino. Ese propano y butano (GLP) es mucho más caro que el gas natural (metano), por lo que su consumo debe ser subsidiado por el Estado provincial.
Nueva regulación para ampliar redes
A nivel nacional el Ente Regulador del Gas (Enargas) trabaja en una nueva regulación para incentivar y viabilizar, por primera vez en 20 años, la ampliación de las redes existentes de gas natural.
El Ministerio de Energía de Neuquén está al tanto de la normativa que prepara el organismo que dirige Carlos Casares. “Hay que agilizar los trámites burocráticos para aprobar obras de ampliación en las redes de gas. En las últimas décadas no se logró expandirlas por falta del recurso (porque la producción de gas natural era declinante) y porque las tarifas estaban atrasadas o directamente congeladas. Pero hoy esos dos elementos son parte del pasado: sobra gas natural la mayor parte del año y las tarifas son las que deben ser”, explicaron a EconoJournal allegados al Enargas. “Tenemos que lograr que las distribuidoras o subdistribuidoras (como Hidenesa) tengan las condiciones regulatorias y económicas para invertir”, agregaron.
Hacia adelante, la idea de Figueroa es que GyP pueda convertirse en un trader que contribuya a favorecer la radicación de industrias y complejos productivos a partir del suministro de gas y electricidad a precios preferenciales.
Regalías en especie
Figueroa lo puso en estos términos: “Nosotros vamos a un horizonte tanto con las represas hidroeléctricas, como con el gas y el petróleo, donde queremos comenzar en algún momento a cobrar en especie todo. Queremos nosotros ser los jefes de cómo vamos a cobrar eso y poder promocionar algunas actividades dentro de la provincia”, planteó. Y dio como ejemplo el turismo, con determinados cupos de consumo para hoteles, y algunas industrias como los frigoríficos.
“Cuando pegamos estos saltos de regalías (que se cobran sobre la producción, que aumentó fuertemente en los últimos años), nosotros tenemos que ir ya a hacer la infraestructura. Pero una vez que cubramos la infraestructura, eso lo tenemos que cobrar en especie para nosotros apropiarnos y comenzar a trabajar como una empresa, en este caso GyP, para comprar y vender”, afirmó.
El objetivo de Figueroa es que GyP pueda convertirse en un trader que contribuya a favorecer la radicación de industrias y complejos productivos a partir del suministro de gas y electricidad
El mandatario neuquino ratificó que Hidenesa “va a cumplir otros roles”. “Ya está haciendo gasoductos y distribución en algunos lugares donde no lo hace Camuzzi”, apuntó Figueroa y dijo que “tiene que ser mucho más profesional, tiene que financiar las obras, tiene que cobrarlas” y también “disputar de otra manera el gas de GyP, cómo lo comercializamos con Hidenesa”.
“Hidenesa ya está haciendo gasoductos y distribución en algunos lugares donde no lo hace Camuzzi”, apuntó Figueroa.
Más fondos
La estatal Hidenesa ya empezó un paulatino cambio de perfil desde que se inició la gestión de Figueroa, en 2023.
En diciembre de 2024, recibió un aporte de capital del gobierno provincial de más de 19.000 millones de pesos para el tendido de redes de gasoductos de unos 34 kilómetros para abastecer pueblos del norte de Neuquén como La Ovejas, Los Miches, Guañacos, Los Carrizos y los parajes Lileo y Cayanta. La obra busca beneficiar a unos 1.445 usuarios de esa región del territorio que no tenían acceso al servicio de gas natural. Un tramo ya se inauguró previo al invierno y el último estaría listo a fin de año. En Los Miches y Las Ovejas había plantas de GLP que ahora serán trasladar para reutilizar parte de la infraestructura en Moquehue y Villa La Angostura.
El objetivo de la gobernación provincial es profundizar el cobro de regalías en especie
En Moquehue, que forma parte del municipio de Villa Pehuenia, una ciudad turística del centro de la provincia, Hidenesa apunta a construir una nueva planta de GLP para abastecer con una red domiciliaria de unos 12.000 metros a 500 usuarios. El gobierno capitalizó nuevamente a la empresa estatal, nuevamente, el mes pasado con un aporte de 4.700 millones de pesos.
En Villa La Angostura, la infraestructura de GLP se reutilizaría para generación de energía eléctrica, se informó sobre el plan.
En Moquehue Hidenesa apunta a construir una nueva planta de GLP.
Un “valorazo” que asumió por el bronce
Como parte de los cambios en el gabinete que formalizará en diciembre, Figueroa reveló que llevará la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales al ministerio de Turismo, así como la subsecretaría de Recursos Hídricos. Hoy todas dependen del ministerio de Energía que, con estas modificaciones, quedaría centralizado con la subsecretaría de Energía e Hidrocarburos más las empresas provinciales como GyP, Hidenesa y Cormine.
Sobre la continuidad de Medele, el gobernador no planteó ninguna duda. Lo definió como un “valorazo” que eligió asumir “por el bronce” un cargo público por primera vez. “¿Cómo podés tener un tipo de un millón de dólares al año en Estados Unidos trabajando acá por el sándwich y la Coca? Tenemos esa suerte”, dijo Figueroa.
Defensa a la suba de regalías
Figueroa volvió a defender las modificaciones a la Ley de Hidrocarburos que negoció como parte del paquete de la Ley Bases porque le permitió a la provincia negociar las nuevas concesiones con un piso más alto de regalías y porque reeditó una suerte de “carry” para GyP, al habilitar su asociación con las operadoras.
“Algunos salieron a decir ‘van a bajar las regalías porque las dejan variables, etcétera’. Todo lo contrario. Nosotros ya con YPF, con GeoPark, con todos estamos en el 15%. ¿Cómo hicimos? Vamos con las regalías al 15, pero te vamos a cobrar el 12. Y esa diferencia de tres puntos me la tenés que pagar en obras de infraestructura”, dijo Figueroa, quien sostuvo que la provincia, en esta nueva etapa de Cench “va por más apropiación de la renta petrolera”.
La petrolera nacional YPF reportó un sólido desempeño operativo y financiero durante el tercer trimestre de 2025, impulsado por una estrategia de reordenamiento de su cartera de activos y un crecimiento récord en la producción de shale oil en Vaca Muerta. La clave del resultado se centró en la drástica caída del costo de extracción, que se desplomó un 45% interanual hasta alcanzar los US$8,8 por barril equivalente de petróleo (BOE).
El significativo descenso en los costos fue presentado por la compañía en su informe de resultados al mercado del tercer trimestre (3T) como efectodirecto de la estrategia de salida de campos maduros convencionales -concretada a través del denominado Plan Andes-, combinada con la expansión de la producción no convencional, que reporta costos considerablemente menores. De hecho, el costo de extracción en la actividad shale de YPF promedió los US$4,2/BOE en el trimestre.
El foco de la compañía en el yacimiento no convencional se ve reflejado en las cifras que relejan récord de producción shale oil que promedió los 170.000 barriles por día (bbl/d), un crecimiento del 35% interanual. El crudo de Vaca Muerta ya representa el 71% de la producción total de la petrolera, y excluyendo el efecto de la venta de participación en el bloque Aguada del Chañar, el crecimiento interanual del shale hubiera sido del 43%. En octubre, la producción shale continuó en aumento hasta llegar a los 190.000 bbl/d, marcando un nuevo récord que permitió alcanzar de manera anticipada el objetivo previsto para fin de año.
Horacio Marin, presidente y CEO de YPF.
Las inversiones totales de la petrolera sumaron US$1.017 millones, de los cuales el 70% se destinó al negocio no convencional, reafirmando la centralidad de Vaca Muerta en el plan de negocios. Este mix operativo —mayor producción shale y menor exposición a campos maduros— permitió a YPF compensar casi por completo el declino natural de los activos convencionales y amortiguar la leve contracción en los precios locales de combustibles en un contexto volátil.
YPF con EBITDA histórico
La compañía estima que esta estrategia de reestructuración permitió mejorar el EBITDA en aproximadamente US$1.300 millones anuales respecto de hace dos años. En ese sentido, el desempeño operativo se tradujo en una mejora sustancial de las métricas financieras. El EBITDA Ajustado alcanzó los US$1.357 millones, marcando un incremento del 21% con respecto al segundo trimestre de 2025. Este crecimiento fue impulsado por la expansión del shale, los menores costos de extracción, y el aumento en las ventas estacionales de gas natural.
Pero en este punto se advierte una paradoja. Si bien el EBITDA del período informado mejoró un 20% respecto al trimestre anterior, siendo unq de las marcas trimestrales más altas de la historia de YPF y ubicándose dentro del top 10, registró una pérdida neta contable de US$198 millones, producto del cargo por impuesto a las ganancias, que no representa un impacto real de salida de fondos. La utilidad había sido positiva en el segundo trimestre por US$25 millones y en el mismo tercer período de 2024 fue también positivo en US$1.485 millones
Fuentes de la compañía explicaron que este cargo impositivo por ganancias se calcula siguiendo la normativa contable y se basa en base a las proyecciones de inflación y devaluación existentes en cada trimestre. En conecuencia, dado que a septiembre pasado, según el REM que realiza y publica el Banco Central, la proyección de devaluación de alrededor del 50% era más alta que la inflación en torno al 30%, se genera una pérdida por disminución del valor de los activos fiscales que se registra como impuesto diferido.
Los ingresos netos fueron US$4.643 millones, sin cambios respecto al 2T25, principalmente debido a la mayor demanda de combustibles y al pico de ventas de gas natural durante el invierno, compensado por menores precios de nafta y gasoil. Asimismo, los volúmenes de exportación de crudo Medanito subieron 14% t/t, compensado en parte por la exportación extraordinaria de crudo Escalante en el 2T25.
El flujo de caja libre fue negativo por US$759 millones, principalmente debido a la adquisición de activos shale de Total Austral por US$523 millones y un capital de trabajo negativo de US$359 millones, asociado a la discontinuidad de las operaciones en campos maduros, el pago del impuesto a las ganancias en afiliadas y mayores días de cobranza de clientes de gas natural y del programa Plan Gas, que comenzó a normalizarse durante octubre. Excluyendo la adquisición de activos de Total y los resultados extraordinarios en campos maduros, el flujo de caja libre hubiera sido negativo por US$172 millones.
Resultados del Downstream
En el downstream, YPF informó otro hito alcanzado con los niveles de procesamiento en las refinerías que promediaron 326 kbbl/d, el nivel más alto desde 2009, con una utilización del 97% de la capacidad instalada. Los ingresos alcanzados en este sgmento fueron de US$3.721 millones (-1% t/t) principalmente como resultado de menores precios locales de combustibles y de la canasta de otros productos refinados distintos a nafta y gasoil, compensado parcialmente por un aumento en los volúmenes despachados de gasoil y nafta en el mercado local, mayores exportaciones de nafta y jet fuel a países vecinos y una mayor demanda de fertilizantes en el mercado local.
Los costos de downstream totalizaron US$520 millones (-1% t/t), especialmente por caída de costos medidos en dólares y menores costos de mantenimiento, ya que el 2T25 fue afectado por el paro programado en refinería La Plata. Las importaciones de combustible fueron de US$35 millones (-33% t/t), derivado de una mayor producción de nafta y gasoil en las refinerías.
Así, en el 3T25, las importaciones de combustible se mantuvieron en niveles muy bajos, representando solo 1% de las ventas totales de combustible, respecto del 3% en 2T25 y 4% en 3T24. Finalmente, las compras de crudo (intersegmento + a terceros) ascendieron a US$2.012 millones (+14% t/t), impulsado por el aumento de los niveles de procesamiento, dado el récord alcanzado en el 3T25, mientras que el 2T25 se vio afectado por el paro de mantenimiento de la refinería de La Plata.
Como era de esperar, la decisión de postergar por 15 días (hasta después de las elecciones) la presentación de ofertas en la compulsa para reconcesionar las cuatro represas del Comahue —comunicada sobre la hora apenas un día antes de la fecha de presentación de ofertas original del 23 de octubre— terminó contribuyendo a mejorar la calidad del proceso licitatorio.
Este viernes se confirmó que más jugadores locales —cuya participación estaba en duda antes de los comicios legislativos por el alto riesgo país que existía en ese momento— decidieron finalmente participar del concurso. En total, fueron nueve las ofertas que se presentaron hoy al mediodía a través de la plataforma Contrat.Ar, el portal digital de compras del Estado. Es la primera vez que una licitación de este calibre se realiza a través de un sistema digital y no por medio de sobres lacrados.
Entre las novedades que se despejaron este viernes se destaca la asociación entre dos pesos pasados del mercado local: Genneia, el mayor jugador del sector de energías renovables, que es presidido por Jorge Brito, accionista principal del Banco Macro, y Aluar, el único fabricante de aluminio del país, que es propiedad de Javier Madanes Quintanilla, que conformaron una UTE para presentar ofertas por al menos dos de las cuatro centrales hidroeléctricas de Neuquén y Río Negro (Piedra del Águila, El Chocón, Alicurá y Planicie Banderitas).
Una imagen de El Chocón, una de las dos principales represas que se reprivatizarán.
Jugadores
También se confirmó la participación de MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, que adquirió la firma Cerros Colorados SA que estaba en manos de la firma Aconcagua Energía Generación (de los accionistas Diego Trabucco y Javier Basso) y de ese modo, obtuvo la licencia técnica necesaria para presentar ofertas en la licitación. MSU Green Energy es controlante de BML Inversora SAU, que habría compulsado por otras dos centrales, según pudo reconstruir EconoJournal en base a fuentes privadas.
Una tercera novedad fue la participación de IPS Renewal SA, subsidiaria de IPS Energy, de empresarios fondeados en Guatemala, que estarían participando del proceso asociados con una compañía constructora local. Sin embargo, fuentes cercanas a la licitación indicaron que IPS Renewal tendría problemas para cumplir con uno de los requisitos técnicos de la licitación, que exigía que los oferentes tengan experiencia en operar al menos 100 megawatt (MW) de potencia hidroeléctrica en una sola represa.
Los detalles se las propuestas técnicas se conocerán recién el lunes cuando inicie una vista de ofertas durante tres días. Luego, cada oferente tendrá unos días más para observar e impugnar aspectos técnicos y legales de otros competidores.
El resto de los jugadores que se presentaron en el concurso son conocidos: la italiana Enel (que opera el Chocón), Central Puerto, el mayor generador de energía de la Argentina, que tiene como principal accionista a Guillermo Reca y desagregó sus ofertas en dos subsidiarias: la firma homónima y Central Costanera; Pampa Energía, el holding que encabeza Marcelo Mindlin; AES Argentina, que opera la central Alicurá; y Edison Energía, un nuevo holding de energía liderado por empresarios locales que presentó oferta bajo el nombre de fantasía Poseidón en honor al Dios griego del mar. El grupo está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss.
EconoJournal pudo confirmar que la mayoría de los actores presentó propuestas técnico-económicas por más de una central (el pliego autoriza a adquirir la concesión de hasta dos represas), por lo que se descuenta una disputa muy competitiva entre los jugadores están en carrera. Un escenario de este tipo era impensado dos semanas atrás, antes de que se conocieran los resultados de la elección.
Postergación
La presentación de ofertas que se realizó hoy apunta a reconcesionar por 30 años de las represas del Comahue, que representan en conjunto un 14% de la generación de energía del país.
Las represas están ubicadas en las provincias de Río Negro y Neuquén y habían sido privatizadas en 1993 por 30 años. En la licitación por las nuevas concesiones el gobierno espera ofertas por más de US$ 700 millones.
La apertura de sobres estaba prevista para el jueves 23 de octubre, antes de las elecciones legislativas. Sin embargo, a menos de 24 horas de la fecha límite prevista en el pliego finalmente el gobierno postergó de apuro el proceso para este viernes. La decisión se tomó luego de que EconoJournal revelara que la posición oficial estaba conspirando contra la presentación de más ofertas, acrecentando las chances de unos pocos jugadores.
Un aspecto particular del proceso es que por primera vez una licitación millonaria en el sector energético se realizará en la plataforma digital Contrat.Ar, el portal de compras creado por la Oficina Nacional de Contrataciones, y no mediante un sobre físico y lacrado, el mecanismo tradicional de las compulsas del Estado.
Una fuente consultada por EconoJournal destacó que «no entiendo por qué, al menos en la oferta económica, no se aceptó el proceso de entrega de sobres sellados y lacrados que se abrieran en proceso público frente a escribano con los finalmente calificados. Ahí no tenés riesgos ni sospechas de ningún tipo. Aquí, una vez que subís la oferta al sistema ni tenés idea qué pasa ni quién o quienes la pueden ver«.
La compañía de midstream Oleoductos del Valle (Oldelval) y Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo, inauguraron este martes un oleoducto de derivación hacia la refinería de Bahía Blanca. El nuevo ducto tiene 11 kilómetros de extensión y suma una nueva alternativa de exportación por el Océano Atlántico para la producción de Vaca Muerta. La obra demandó una inversión de más de US$ 25 millones. El oleoducto tiene 14 pulgadas de diámetro y conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la refinería de Trafigura en Bahía Blanca.
“Es una obra estratégica para el sistema de transporte de crudo del país que mejora la flexibilidad operativa y la capacidad exportadora de la cuenca Neuquina”, afirmaron las compañías en un comunicado. Y añadieron que “fue ejecutada cumpliendo los más altos estándares de seguridad y medio ambiente”.
Durante la inauguración el CEO de Oldelval, Ricardo Hosel, destacó que “esta obra comenzó a gestarse en 2020 y hoy es una realidad gracias al compromiso, la planificación y el trabajo conjunto entre el sector privado y el Estado”. También subrayó que la iniciativa “refuerza el compromiso con una cuenca integrada, competitiva y eficiente en la evacuación de crudo hacia el Atlántico”.
Por su parte, el director Comercial de Trafigura, Gerardo Zmijak, resaltó la importancia que tuvo esta obra tanto para la industria como para Bahía Blanca y subrayó el trabajo de todos los trabajadores que la hicieron posible pese a las adversidades que generó la inundación del pasado 7 de marzo.
El acto de inauguración se realizó en la Unidad de Almacenamiento y Medición (UAM) de Oldelval. Además de además de Zmijak, por parte de Trafigura estuvieron presentes la gerente de Proyectos y Estructuración de Negocios, Cecilia Díaz de Souza, y el gerente de Gestión y Proyectos de Refinería, Paulo Carozzi.
En representación de Oldelval también participaron el gerente de Proyectos, Federico Zárate, y el Gerente de Construcciones, Mauro Cabrera. Además, participó el presidente del Consorcio de Gestión del puerto de Bahía Blanca, Santiago Mandolesi Burgos, y el secretario de Producción, Gustavo Lari, en representación del municipio.
El desfase entre la veloz curva de avance de la Inteligencia Artificial (IA) y el ritmo de adopción de esta tecnología en la industria no convencional de la Argentina, especialmente en Vaca Muerta, fue el eje del encuentro de especialistas en tecnología e hidrocarburos sobre “Eficiencia Aplicada al Oil & Gas” organizado por la empresa de servicios especiales Calfrac, las tecnológicas AWS e Inisoft y la consultora especializada Trossero & Co.
El primer panel denominado “Innovar con datos para incrementar eficiencia en operaciones” contó con especialistas de AWS, Inisoft Global, Grondplek y Aleph Energy. La panelistas contarán los casos reales sobre modelos predictivos, IA generativa y estrategia de datos aplicada a operaciones en la industria. Un segundo abordó “Casos de Innovación & Tecnología Aplicada a Oil & Gas – Dual Fuel” con referentes de Tecpetrol, Calfrac, Eku Power Drives y QM.
Chernoff (izq), Orrico, Cocco y Dreizzen del panel de IA en Oil & Gas. Foto: Daniela Damelio.
La coincidencia general de los expositores subraya que si bien la IA es una herramienta clave, la curva de avance tecnológico es significativamente más rápida que la curva de adopción del sector del Oil & Gas, ya que este requiere adaptar procesos y acercar mundos entre la producción y la tecnología. En ese sentido, coincidieron en que los equipos de trabajo deben ser mixtos y que la IA funciona mejor como un copiloto o apoyo al experto, no como una solución técnica autónoma.
Extender la IA en Vaca Muerta
El objetivo central es reducir esa brecha para lograr ganancias sustanciales de eficiencia e impacto real en el negocio, para lo cual los expertos recalcaron que la IA debe apoyar los procesos de cada una de las empresas, sin proponer una solución única para toda la industria. Una de las propuestas del debate fue desarrollar un agente especializado en energía (como Gemini o Chat GPT, pero de exclusivo procesamiento con IA generativa para la industria) que requiere un proceso detallado de facilitarle información, darle instrucciones y enseñarle el entorno en el cual se va a mover, para poder generar un modelo.
Pero el debate tecnológico se da en un contexto geopolítico y económico de alta exigencia global. Daniel Dreizzen, managing director de Aleph Energy, destacó que la demanda energética no para de crecer y se está acelerando -creciendo más del 2% en 2024- con Estados Unidos como principal productor mundial tras la revolución del shale. Dreizzen alertó que la demanda eléctrica mundial crece al doble del promedio de otras energías, un 4,2%, y que la propia IA es un motor de ese aumento de consumo, cuya necesidad energética “pareciera ser casi infinita”.
“Ser exportadores de energía exige una eficiencia superlativa no solo en el upstream sino en toda la cadena de valor”, dijo el analista que identificó el capital como una de las principales restricciones en esa competencia de recursos y enfatizó la necesidad de una adopción sistémica de la IA para lograr la competitividad necesaria en proyectos que se miden a escala global.
Los expositores aportaron casos de implementación de IA en Vaca Muerta. Foto: Daniela Damelio.
Matías Orrico, Data and IA Specialist de AWS, enfatizó que la IA generativa requiere una base sólida de información para ser efectiva, ya que “si el dato no está bien, la respuesta es exponencialmente peor que un machine learning tradicional”. Por ello, subrayó que lo esencial es el buen gobierno de datos y la fundación de datos para asegurar que el sector pueda acceder a ellos de manera confiable para la toma de decisiones.
El especialista explicó que el caso de uso impulsa las soluciones de AWS, y que un proyecto de IA es exitoso por su repago y el beneficio para la compañía. Como ejemplo, mencionó la carga de datos de pozos para que la IA responda con lenguaje natural sus características, lo que reduce drásticamente el tiempo de análisis humano. Además, destacó la visión de la IA como asistente: “El mejor uso de la IA es de copiloto, acompañante del experto, que le permite acceder y procesar más rápido la información”. Para la implementación, recomendó contar con una plataforma de datos gobernada y un framework para abordar todos los proyectos de IA generativa.
Ganar eficiencia, impactar en el negocio
Desde la perspectiva del desarrollo e implementación, Mauro Cocco, Data Scientist de Inisoft Global, señaló que muchas empresas no iniciaron aún el camino digital y que el paso inicial es crucial para convencer a la estructura corporativa de los beneficios. “El principal desafío es romper la inercia a través de proyectos de corto alcance y grandes ganancias, donde la calidad de los datos iniciales puede ser baja, pero que permiten implementar modelos sencillos con resultados transformadores”, consideró.
El experto de Inisoft identificó que la industria petrolera está «un paso atrás» de otros sectores productivos por la amplitud de sus áreas técnicas y porque la calidad y el tipo de datos están fuertemente ligados a condiciones físicas. Enfatizó que es fundamental entender el problema en profundidad: “Mucha veces la solución basada en datos no tiene que irse necesariamente a lo complejo sino atacar de forma incremental esa solución”. Citó como caso de éxito la optimización del monitoreo en la etapa de flowbacks para la detección temprana de alarmas en la degradación de orificios, un incidente poco usual pero “carísimo” en pérdidas económicas y operativas.
El auditorio estuvo conformado por empresas operadoras y de servicios. Foto: Daniela Damelio.
Por su parte, Tomás Chernoff, CTO & Co-founder de Grandplek, abordó el concepto desde la tecnología de manufactura avanzada, en particular la impresión 3D metálica. Chernoff explicó que “la industria está integrando soluciones de IA en el diseño de piezas de alta criticidad, lo que se conoce como diseño paramétrico o diseño orgánico generativo. Esta metodología utiliza el análisis de datos e IA para generar modelos de fabricación con eficiencias que no parecen mecánicas”.
El especialista de Grandplek destacó que “el potencial de esta fusión para la industria es hackear la forma que se pueden obtener las piezas” y permite abordar el proceso interactivo de diseño sin producción local. La implementación requiere superar las barreras de ensayos y calidad, aprovechando la analogía de datos de otros mercados más maduros. Finalmente, proyectó el mediano y largo plazo del sector: “El futuro es encontrar una manera de calidad y procesos bajo estándares y pasar las barreras de ensayos y de datos válidos”.
El gobierno de los Estados Unidos rechazó en inusuales y duros términos la propuesta de Gunvor de comprar los activos que la petrolera rusa Lukoil posee fuera de Rusia. Gunvor, uno de los principales traders de commodities del mundo con asiento en Suiza, esperaba obtener el aval regulatorio estadounidense, pero se encontró en la tarde de este jueves con la negativa del Departamento del Tesoro, que inclusive calificó a la empresa suiza de ser un «títere del Kremlin».
Gunvor había alcanzado la semana pasada un acuerdo con Lukoil para adquirir sus activos fuera de Rusia, que incluyen principalmente operaciones de upstream, refinerías y estaciones de servicio.
En Latinoamérica, Lukoil solamente tiene activos en upstream en México, sector en donde también tienen presencia empresas con asiento en la Argentina como Pan American Energy (PAE) y Vista. Gunvor había sugerido que podría desprenderse de los activos de Lukoil en exploración y producción, que en México incluyen hidrocarburos offshore y un proyecto noconvencional.
Lukoil, la segunda petrolera más importante de Rusia, había puesto a la venta sus activos en el extranjero pocos días después de que la administración de Donald Trump anunciara sanciones económicas contra ella y contra Rosneft.
Sin embargo, en la tarde de este jueves, el Departamento del Tesoro sepultó con unos términos inusualmente duros cualquier posibilidad de aprobar la operación y vinculó directamente a la empresa suiza con el esquema de poder del presidente de Rusia, Vladimir Putin.
Gunvor, un «títere de Putin»
«El presidente Trump ha sido claro en que la guerra debe terminar de inmediato. Mientras Putin continúe con los asesinatos sin sentido, el títere del Kremlin, Gunvor, nunca obtendrá una licencia para operar y obtener ganancias», publicó el Tesoro en su cuenta oficial en la red X.
Desde Gunvor rechazaron esa calificación y anunciaron que retiraban la oferta. «La declaración del Departamento del Tesoro es fundamentalmente errónea y falsa», declaró Seth Pietras, portavoz de Gunvor, al medio estadounidense Politico.
Historial con Rusia
En la decisión del gobierno estadounidense probablemente haya pesado el historial particular entre Gunvor y Rusia. La compañía suiza especializada en la comercialización de commodities es uno de los principales comercializadores de petróleo crudo y combustibles originados en Rusia.
Gunvor Group fue fundado en el 2000 por el empresario suizo Torbjörn Törnqvist y por el empresario ruso Gennady Timchenko. El empresario ruso vendió el 43% de las acciones que tenía en Gunvor en 2014, pocos días antes de ser sancionado por el gobierno estadounidense tras la anexión de Crimea por parte de Rusia y debido a su ascendencia en el sector energético ruso y sus vínculos con Putin.
Törnqvist, el CEO y propietario del 85% de las acciones de Gunvor, había asegurado esta semana que el acuerdo con Lukoil no incluía ninguna claúsula de eventual reventa de los activos a la empresa rusa.
La operación hubiera representado un salto significativo para Gunvor en el negocio del comercio global de hidrocarburos. A diferencia de sus rivales como Trafigura y Vitol, el negocio de la empresa suiza es casi exclusivamente de compra, venta y transporte de commodities. Lukoil produce petróleo crudo fuera de Rusia equivalente a la producción de un país como Ecuador, que está cercana a los 500.000 barriles por día.
Lukoil en México
Lukoil es un jugador con operaciones relevantes en Europa del Este, Asia Central e inclusive en los EE.UU. Su presencia en Latinoamérica es comparativamente inferior: solo posee activos en upstream offshore y un proyecto no convencional en México. Antes del rechazo de EE.UU., el líder de Gunvor había sugerido que se desprendería de algunos de los activos de Lukoil en exploración y producción de hidrocarburos, ya que el interés central estaba en los activos relacionados con la comercialización en las áreas de refinación y distribución de combustibles.
La empresa rusa posee el 75% de Petrolera de Amatitlán, que tiene firmado con la petrolera estatal PEMEX un Contrato Integral de Exploración y Producción (CIEP) para desarrollar un bloque en Amatitlán, un campo de petróleo no convencional ubicado en los estados de Veracruz y Puebla.
Pero la principal presencia de Lukoil en México está en el offshore. Lukoil es propietaria del 50% y operadora del bloque 4 en los campos de aguas someras Ichalkil y Pokoch, en donde está produciendo 8000 barriles de petróleo y 15 millones de pies cúbicos de gas natural asociado diarios. El restante 50% pertenece a Petrobal, petrolera adquirida el año pasado por el grupo Carso del empresario Carlos Slim.
La petrolera rusa también participa en bloques en fase de exploración en aguas someras. Junto a la petrolera italiana Eni son propietarias del bloque 12, teniendo Lukoil el 60% de la participación y siendo la operadora del mismo. En 2021 anunció el descubrimiento de aproximadamente 250 millones de barriles en la estructura Yoti West del bloque. Lukoil además posee una participación del 20% en el bloque 10 y del 25% en el bloque 28, ambos operados por Eni. Eni ha realizado varios descubrimientos en el bloque 10.
Petróleo y gas en México
Los contratos CIEP tienen origen en la reforma energética del ex presidente Enrique Peña Nieto que habilitó el ingreso del capital privado en la exploración y producción de hidrocarburos en México, terminando con el monopolio de PEMEX. Fue a raíz de esta reforma que Lukoil y demás petroleras extranjeras como PAE ingresaron en el upstream mexicano.
PEMEX subrayó en su plan estratégico 2025-2035 que la última estimación oficial arroja un volumen de 113 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos. De ese total, el 57% se encuentra en plays no convencionales y el 21% en el Golfo de México. Durante el periodo 2019-2023, la producción de líquidos y gas fue ascendente, resultado de la incorporación de nuevos desarrollos productivos que revirtieron años de declinación previa.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos de México estima que solo el campo Amatitlán, que integra la formación no convencional Chicontepec, posee 4200 millones de barriles de petróleo crudo y 3,33 mil millones de pies cúbicos de gas natural.
La Embajada de Canadá en Argentina y la Cámara de Comercio Argentino Canadiense (CCAC) realizarán del seminario internacional “De Alberta a Mendoza, Gestionando la Complejidad de los Campos Maduros”. La jornada se llevará a cabo el lunes 17 de noviembre a las 9 horas en el Diplomatic Hotel, en la ciudad de Mendoza, y estará destinado a operadoras y proveedores del sector energético.
El encuentro reunirá a especialistas y compañías líderes de la provincia canadiense de Alberta, una de las regiones más avanzadas del mundo en gestión de campos maduros y tecnologías para la optimización de producción. Durante la jornada de la mañana se desarrollará el seminario técnico, mientras que por la tarde se llevará a cabo una ronda de negocios entre empresas locales y la delegación canadiense.
Seminario
La misión empresarial está integrada por compañías innovadoras interesadas en explorar oportunidades de asociación, transferencia tecnológica, provisión de servicios, capacitación y desarrollo conjunto con actores de la industria argentina.
Entre las empresas participantes se destacan:
Adaga Solutions: soluciones para perforación, completamiento y análisis en tiempo real (ePerform, eReport, eStream, eSteering).
Brace Tool: fabricante de herramientas de control de flujo, presión y accesorios wireline/slickline para operaciones de fondo de pozo.
Cognitive Systems: monitoreo de condición, automatización y control de maquinaria eléctrica rotativa.
Computer Modelling Group (CMG): líder mundial en simulación avanzada de yacimientos y análisis geocientífico.
DataCan Services: diseño, fabricación y servicio de herramientas de medición de presión y temperatura para fondo de pozo y superficie.
Lateral Completions: especialista en tecnologías solubles para terminación de pozos, como dissolvable frac plugs.
SAIT (Southern Alberta Institute of Technology): instituto politécnico con programas de capacitación técnica a medida para la industria energética.
SSI Artificial Lift: equipos inteligentes de artificial lifting para optimizar la producción sin detener la operación.
Team Snubbing: operador global de equipos de snubbing y control de presión para reacondicionamiento seguro y eficiente de pozos.
Validere: plataforma tecnológica para gestión de datos, calidad de fluidos y monitoreo ambiental, incluyendo emisiones de alcance 1, 2 y 3.
El encuentro representa una oportunidad estratégica para fortalecer los lazos entre Canadá y Argentina en materia de energía, innovación y sostenibilidad, y promover la colaboración entre ambos ecosistemas industriales.
El gobierno publicó el lunes la resolución 434/25 donde se establecen una serie de pautas sobre como se comenzará a aplicar la reforma eléctrica, que se puso en marcha a comienzos de mes. Pese a que se había adelantado que los hogares pagarían el costo de generación real de la energía, el gobierno incorporó un subsidio que abarata ese monto un 12%. Además, la norma establece que las industrias (Grandes Usuarios de la Distribución -GUDIs-) abonarán la energía un 15% más barata que los hogares durante el verano, mientras que en el invierno tendrán que desembolsar un monto mayor.
La resolución de la Secretaría de Energía aprueba la Programación Estacional de Verano Definitiva para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que tendrá vigencia entre el 1° de noviembre y el 30 de abril de 2026. Es la primera medida que publica la cartera a cargo de María Tettamanti después de la resolución 400, que es la que puso proa hacia la reforma del mercado eléctrico mayorista.
En rigor, los lineamientos de la reforma eléctrica que fijó la resolución publicada el 21 de octubre preveía que los usuarios residenciales empiecen a pagar a partir del 1° de noviembre el precio de la energía promedio que se desprende de todos los contratos PPA (Power Purchase Agreement) que tienen las generadoras con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrica mayorista.
Se trata de los proyectos de generación bajo las resoluciones 21, 287, 220, las plantas de energía renovable del Programa RenovAr, los complejos hidroeléctricos nacionales (represas del Comahue, entre otras) y binacionales (Yacyretá y Salto Grande) y las plantas de energía nuclear. El precio mayorista promedio que surge de esta generación es de 66.374 pesos por MW por hora ($/MWh) en el horario pico.
Sin embargo, para amortiguar el impacto en las facturas, el gobierno decidió no aplicar el precio previsto por la reforma eléctrica, que hubiera implicado un aumento de más de 10% en las tarifas finales, y establecer que los hogares abonen 58.231 $/MWh. Este monto implica una reducción de 8.143 pesos (12%) en el Precio Estabilizado de la Energía y fue establecido por la cartera energética de manera discrecional ya que no corresponde a ningún costo de generación real.
Tarifas
El Anexo IV de la resolución 434/25 establece los precio de referencia de la energía sin subsidio, tal como prevé la reforma eléctrica. Sin embargo, el Anexo I tiene los precios con subsidios las empresas deben cargar en los cuadros tarifarios. Esa diferencia surge porque el gobierno decidió finalmente evitar un salto brusco en las tarifas y aplicar una suba más lenta de las facturas eléctricas. En otras palabras, la reforma eléctrica implicaba una quita de subsidios mayor a la que el propio gobierno estaba dispuesto a aplicar a partir de noviembre.
La Secretaría de Energía continuará estableciendo subas mensuales menores, que están previstas por la resolución 36, que establece un sendero decreciente en los subsidios hasta que en diciembre un hogar N2 (ingresos bajos) tenga un descuento en la factura de un 65% y un usuario N3 (ingresos medios) tenga un 50% de subsidios sobre el precio estacional de la energía. Lo más probable es que en febrero el gobierno establezca un nuevo sendero de quita gradual de subsidios para el 2026.
Industrias
La resolución 434/25 también fijó el precio de la electricidad para las industrias y grandes comercios, que se denominan GUDIs. La decisión del gobierno generó que la energía sea más barata para los Grandes Usuarios de Distribución que para los hogares, cuando siempre ocurrió lo contrario. En los hechos, si los usuarios residenciales pagarán durante el próximo verano 58.281 $/MWh, la resolución establece que las industrias paguen en el mismo período 49.496 $/MWh. Es decir, un precio 15% más bajo.
Esto es así porque los GUDIs se abastecen con la energía generada por máquinas viejas (como se conoce en la jerga) del mercado spot. Estas máquinas en el verano funcionan con gas natural, que es más barato porque hay mucha más oferta entre diciembre y abril por la estacionalidad en el consumo que tiene el país. En el invierno esta relación de precios se invertirá y va a ser más barata la energía para los hogares.
En el parque de generación de energía están las plantas que tienen contratos en dólares, que son inversiones que se hicieron en los últimos 10 años y las compañías las tienen que repagar también con un precio en dólares. También hay centrales de generación que tienen más de 15 o 20 años y el Estado las remunera con un esquema que se llama Costo Plus, que también se la conoce como potencia viaja.
Pedido de las empresas
Las distribuidoras advirtieron que un aspecto clave sobre el precio de la energía y el nivel de subsidios para los hogares estaba redactado de manera ambigua en la resolución 434/25. Fuentes del sector confirmaron a EconoJournal que, luego de una reunión con funcionarios de la cartera energética y las distribuidoras eléctricas, el gobierno emitirá una nota para aclarar la redacción.
Las distribuidoras objetaron el párrafo del Anexo I que afirma que “los Precios Estacionales de la Energía aquí consignados incluyen las bonificaciones determinadas por la Secretaría de Energía, como Autoridad de Aplicación del Decreto N° 465/24 y normas reglamentarias y complementarias”.
Los abogados de las empresas de distribución afirman que la redacción da a entender que el precio estacional de 58.281 $/MWh ya incluye las bonificaciones para los N2 y N3. Por lo tanto, ese sería el valor que también deberían pagar los sectores de ingresos medios y bajos. Sin embargo, en el gobierno dejaron claro que eso no es así y que a ese monto se le aplicará la bonificación. Eso es lo que van a precisar en la nota aclaratoria.
Cerro Vanguardia comenzó a producir oro y plata en 1998. El plan original proyectaba para la mina una vida útil de alrededor de 10 años porque en la etapa de factibilidad se conocía un número limitado de vetas auríferas. Sin embargo, las campañas de exploración permitieron identificar nuevas vetas y extensiones y las mejoras tecnológicas incrementaron la productividad. Esa situación llevó a recalcular las reservas y extender varias veces la vida útil del emprendimiento. La mina ya lleva 27 años en producción –en junio de 1998 comenzó a producir y en septiembre realizó la primera colada– y AngloGold Ashanti trabaja para extender de nuevo su vida útil con el proyecto Michelle, mientras avanza con el plan de cierre.
Cerro Vanguardia está ubicada en el norte de Santa Cruz, a 150 kilómetros de San Julián. Desde sus inicios lleva acumulados 130 pits, tal como se conoce en la jerga al tajo o excavación a cielo abierto desde donde se extrae el mineral. En la actualidad tiene 10 pits activos y 9 minas subterráneas en operación.
El record de producción se registró en 2017/2018 cuando la mina alcanzó 300 mil onzas de oro y cerca de 7 millones de onzas de plata. En esos años la ley promedio de oro, como se denomina en la jerga a la concentración de metal en la roca, estuvo en torno a los 6,5 gramos por tonelada y ahora ese valor cayó a unos 3 gramos.
La ley baja no significa que la mina esté agotada, sino que ya se extrajeron las zonas con mayor concentración de oro y ahora la operación se sostiene a partir del descubrimiento de nuevas vetas, mejoras en recuperación metalúrgica –el proceso que permite extraer el oro de la piedra– y minería subterránea más selectiva.
Proyecto Michelle
La vida útil de Cerro Vanguardia está prevista actualmente hasta 2028, pero la empresa busca extender ese horizonte con el proyecto Michelle, un nuevo sector del mismo distrito minero. No es una mina nueva separada, sino una ampliación de zonas mineralizadas que se planea incorporar a la mina subterránea.
Si bien Michelle está dentro del mismo distrito geológico –el Macizo del Deseado— no era originalmente propiedad de la empresa Cerro Vanguardia. A fines de 2024 se lo adquirieron a la minera Don Nicolás. “En septiembre comenzamos los trabajos de exploración y en función de los resultados que dé la geología vamos a determinar cuál es el volumen, cuánta ley tiene y cuánto podremos llegar a extender a la vida útil de Cerro Vanguardia”, destacó a EconoJournal Agustín Del Castillo, gerente de Relaciones Institucionales de la compañía.
La vida útil de Cerro Vanguardia está prevista actualmente hasta 2028.
Cierre de mina
Al mismo tiempo que busca extender su vida útil, Cerro Vanguardia avanza con el plan de cierre de la mina. Aunque parezca contradictorio, los dos procesos ocurren en paralelo en la minería moderna. La ley exige que toda mina tenga un plan de cierre desde el día que inicia. Es decir, aunque la empresa siga operando, debe tener previsto cómo desarmar, remediar y restaurar el sitio cuando concluya su actividad. El plan de cierre se va actualizando en cada etapa, justamente para que la remediación no quede improvisada al final.
“Santa Cruz es la única provincia que tiene una ley de cierre de minas. Lo que se debe ir haciendo son presentaciones parciales cada dos años. Nosotros fuimos dando todos los pasos para que nos aprueben la quinta versión y empezamos a trabajar en la sexta. La ley te ordena y te da un norte para seguir”, señaló Del Castillo.
Como parte del plan de cierre, se va trabajando en distintos objetivos como reforestar determinadas áreas o armar un talud alrededor de un pit para que no pasen los animales.
La Agencia de Desarrollo de Puerto San Julián también cumple un rol clave porque se ocupa de promover el desarrollo económico local y diversificar la matriz productiva de la zona, que depende fuertemente de la minería. Es una entidad mixta financiada por Cerro Vanguardia que realiza cursos de capacitación y formación, otorga créditos para emprendedores y financia proyectos dentro de la comunidad, en infraestructura, salud, educación, deporte y cultura. “Continuamos trabajando para que la gente se forme y empiece a pensar en un escenario de posminería. Atado a esto, también están los créditos que otorga la agencia para los emprendedores que presenten un proyecto”, concluyó Del Castillo.
Pluspetrol, la petrolera independiente argentina, llevó a cabo el Foro de Contratistas de Argentina en la ciudad de Neuquén, con el objetivo de fortalecer la gestión conjunta. Se trata de un espacio de reflexión, alineación y trabajo conjunto.
Este evento forma parte de una serie de Foros que la compañía organiza periódicamente con sus contratistas, con una versión local que esperamos repetir anualmente en la Argentina.
Foro de Contratistas de Argentina, organizado por Pluspetrol el pasado 4 de noviembre en la ciudad de Neuquén
Participación y objetivos del foro
En esta edición, se invitó a 15 principales contratistas de las áreas de Operación, Mantenimiento, Drilling & Completion y Facilities que brindan servicios en sus activos.
El propósito de esta jornada fue generar diálogos constructivos en torno a la seguridad de las operaciones, identificado los principales desafíos, fortalezas y oportunidades de mejora, y finalmente estableciendo líneas de acción vinculadas a temas clave como el Liderazgo para la Gestión de Riesgos, la Disciplina Operacional y las Competencias de los equipos de trabajo.
“Este espacio refleja el compromiso de la compañía con la de Seguridad de Procesos. Más de 60 personas, incluido el Country Manager de Pluspetrol Argentina, unidos por un objetivo común: alcanzar, garantizar y construir juntos un crecimiento seguro y sostenible a largo plazo”, indicaron desde la empresa.
Producción
Pluspetrol tiene presencia en la Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo-, en Perú, lugar en el que se ubica como el primer productor de gas y de petróleo–, en Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.
Este año se convirtió en el principal exportador de gas hacia Uruguay a partir de la comercialización de gas extraído en Vaca Muerta. La compañía controlada por accionistas locales es la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino.
AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores, una empresa de ingeniería que reúne a un equipo profesional interdisciplinario que concretó más de 400 estudios y proyectos en 40 países de todo el mundo, presentó su libro “AC&A 25 años”, en el cual resumen su trayectoria y sus principales trabajos, que siempre tuvieron la calidad, la innovación y la sustentabilidad integral como denominadores comunes.
La actividad de la empresa, fundada en 1999, abarca todas las etapas de un proyecto de infraestructura, desde el planeamiento, los estudios económicos y de factibilidad; el diseño conceptual y de detalle y las tareas de inspección y gerenciamiento de proyectos y construcción, la gestión de activos de infraestructura y la gestión social y ambiental, en áreas claves como autopistas, ferrocarriles, sistemas de transporte público, sistemas urbanos, transporte sostenible, puertos y vías navegables, aeropuertos e infraestructuras asociadas a oil & gas, energías renovables y minería.
La presentación del libro estuvo a cargo del propio Roberto Agosta, en diálogo con el Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; Sergio Berensztein, consultor y analista político; y el economista Juan Carlos De Pablo.
Ingeniería
“AC&A no es solamente un logro personal, sino fundamentalmente la construcción colectiva de todos los profesionales y colaboradores que a lo largo de estos años han participado y siguen participando en nuestros equipos de estudios y proyectos en decenas de países del mundo, abordando los retos de un mercado cada vez más diverso y complejo. Este enfoque nos permite continuar evolucionando con nuevas metodologías e ideas aplicados a casos de éxito, algunas de las cuales han sido patentadas para mostrar su originalidad. Nuestros clientes públicos, privados, nacionales y multilaterales nos confían sus proyectos, lo cual constituye nuestra mejor carta de presentación: somos personas innovando para personas “, resumió el Ingeniero Roberto Agosta, fundador y presidente de AC&A.
El libro
La presentación del libro estuvo a cargo del propio Roberto Agosta, en diálogo con el Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; Sergio Berensztein, consultor y analista político; y el economista Juan Carlos De Pablo. Del encuentro participaron además los directores de AC&A Bruno Agosta, Maximiliano Roca y Juan Pablo Martínez, personalidades de la academia, la industria y la profesión, miembros de la Academia Nacional de Ingeniería y un grupo importante de colaboradores del plantel profesional de AC&A de todas las épocas.
El libro resume la trayectoria y los principales trabajos de la empresa
Proyectos
Entre los últimos proyectos de AC&A se destacan el Masterplan de Infraestructura en la Región de Vaca Muerta y el armado de una Oficina de Gerencia de Proyecto (PMO) para el denominado Anillo Añelo que implementará importantes innovaciones en mecanismos de licitación y contratación de obras y permitirá reducir la congestión, mejorar la seguridad vial y agilizar el transporte de pasajeros y de carga en una ruta clave de la región. En la región se ha avanzado en el gerenciamiento de la Línea 1 del Tren del Pacífico, entre los municipios de Acajutla y San Salvador y se ha iniciado un nuevo proyecto en Chile como Inspector Técnico de Obras (ITO) en la etapa de obras provisorias para la ampliación del Puerto Terrestre Los Andes.
AC&A está certificada bajo normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001 y a lo largo de sus 25 años de vida, siempre se destacó por un espíritu innovador y vanguardista que le permitió incorporar la últimas tecnologías en el desarrollo de los diversos proyectos. Por ejemplo, en el área de gestión de activos viales, se desarrolló en el año 2021 el software Intelligent Pavement Vision (IPV) que permite el reconocimiento automático de fallas aplicando técnicas de machine learning e IA.
En la Argentina, AC&A ha desarrollado el Plan Estratégico para la Expansión de la Red de Subterráneos de Buenos Aires, los servicios de inspección de obra del Paseo del Bajo, el estudio de factibilidad del túnel de Las Leñas entre Argentina y Chile, el proyecto de la ruta del Bañado de la Estrella en Formosa, el proyecto de varios sistemas de tipo Metrobús, además de numerosas auditorías y proyectos viales, ferroviarios, portuarios y aeroportuarios.
Fuera del país, AC&A cuenta con oficinas en Miami, Santiago de Chile, Santo Domingo y Bogotá y realiza estudios, proyectos y gestiones técnicas y comerciales en toda América Latina y el Caribe, en Estados Unidos, y en diversos países de Europa, África y Asia.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica(CIQyP®) estuvo presente en el “Argentina Commodity Insights Briefing 2025”, organizado por S&P Global Commodity Insights. Este encuentro reunió a destacados representantes del sector energético, productores de oil & gas, comercializadores, petroquímicos y financieros para discutir las perspectivas de la industria y los retos que enfrenta el desarrollo y la transición energética en Argentina y la región.
El evento tuvo lugar en el Sheraton Buenos Aires Hotel y contó con la participación de analistas internacionales, ejecutivos de empresas líderes y autoridades del sector público. Juntos, debatieron sobre la evolución de los mercados de petróleo, gas y combustibles, así como las oportunidades que presenta el desarrollo de Vaca Muerta y su conexión con la industria química y petroquímica nacional.
Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®
El gas natural y la petroquímica
Durante su intervención, el Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®, ofreció la ponencia titulada “El gas natural como vector de desarrollo industrial: de Vaca Muerta a la petroquímica argentina”. En su presentación, destacó el enorme potencial del país para convertir sus recursos energéticos en productos de alto valor agregado, lo que podría generar empleo calificado, aumentar las exportaciones y fomentar un crecimiento sostenible.
En su presentación, y ante la consulta del moderador sobre la situación del sector químico y petroquímico en Argentina, el Ing. de Zavaleta señaló que la situación en general no escapa al panorama de la industria en su conjunto. A su vez, explicó que los productos químicos abastecen prácticamente todas las cadenas de valor, por lo que su volumen de actividad fluctúa según el desempeño de cada una de ellas. Asimismo, indicó que la sobreoferta de productos a nivel global ha comprimido los precios, afectando la rentabilidad del sector.
Sin embargo, destacó un dato prometedor: la potencial disponibilidad de gas natural y de líquidos de gas natural (NGLs) en forma abundante y competitiva, lo que permite ser muy optimistas respecto de su monetización de estos a través del agregado de valor que aporta la industria petroquímica. En ese sentido, mencionó que la evolución del sector seguiría la misma tendencia que en Estados Unidos, con el desarrollo de los no convencionales que redundó en mayores exportaciones de petróleo, GNL y líquidos de gas natural (etano, propano y butano), junto con una notable expansión de la industria petroquímica.
Mercado energético global
A lo largo de la jornada, los diferentes paneles discutieron la dinámica actual del mercado energético global, regional y de Argentina, las proyecciones de inversión en exploración y producción, el desarrollo del gas natural licuado (GNL), las oportunidades en líquidos del gas natural (LGN) y las estrategias de refinación y downstream. También se examinaron los avances tecnológicos y regulatorios necesarios para fortalecer un sector más competitivo y resiliente ante los desafíos globales de la descarbonización.
La participación de la CIQyP® en este encuentro reafirma su compromiso con la promoción de la sostenibilidad, la eficiencia energética y la colaboración entre el sector público y privado, pilares fundamentales para el desarrollo de una industria química y petroquímica moderna, integrada y alineada con los objetivos de transición energética del país.
La política energética de Bolivia tomará un nuevo rumbo a partir del resultado de la primera vuelta en las elecciones presidenciales celebradas el último domingo. Entre las prioridades estarán la urgencia por resolver el crónico desabastecimiento de combustibles y la necesidad de reactivar la inversión privada en exploración de gas natural, según lo expuesto por el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Ríos. «Haga lo que se haga vamos a necesitar gas argentino por un tiempo», advirtió Ríos en un diálogo con EconoJournal.
El resultado del domingo marcó un punto final para la hegemonía política construida por los espacios de izquierda en los últimos 20 años bajo el liderazgo de Evo Morales. La interna por el liderazgo entre el ex presidente y el presidente Luis Arce y la crisis económica se conjugaron para detonar las posibilidades electorales del Movimiento al Socialismo (MAS).
El senador y candidato del Partido Demócrata Cristiano, Rodrigo Paz Pereira, Rodrigo Paz se consagró como ganador con el 32,14% de los votos. A pesar de su victoria, los resultados no fueron suficientes y deberá ir a balotaje contra el ex presidente y candidato del Partido del Jorge “Tuto” Quiroga, quien quedó segundo con el 26,81%. El tercer puesto fue ocupado por el empresario Samuel Doria Medina, de la alianza Unidad, con el 19,86%. Muy lejos quedó el candidato del oficialismo por el MAS-IPSP, Eduardo del Castillo, con el 3,16% de los votos.
Paz Pereira y Quiroga Ramírez.
Los espacios de derecha liderados por Rodrigo Paz Pereira y Jorge “Tuto” Quiroga Ramírez competirán en el balotaje previsto para el 19 de octubre con dos certezas. La primera es una nueva composición del Congreso que será presumiblemente favorable para la introducción de reformas. La segunda es la aguda necesidad de enfrentar el desabastecimiento de productos en general pero especialmente de combustibles.
Subsidios, YPFB y gas argentino
El ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia y actual director d ela consultora Gas Energy Latin America analizó cuáles serán las prioridades de un próximo gobierno y la perspectiva que se abre en la política energética boliviana. «Los tres espacios más liberales, de apertura mercado, tienen la mayoría tanto en diputados como en senadores. Van a tener que pactar estas tres fuerzas opositoras en el parlamento para aprobar leyes muy importantes como la ley de litio, una nueva ley de hidrocarburos, una nueva ley de minería», apuntó Ríos.
–¿Cuáles son los temas urgentes a atender en el plano energético para un próximo gobierno?
-El primer tema que tienen que abordar es cómo abastecer el país. Diría que el 30% del país está desabastecido desde hace varios meses. Luego ver el tema de los subsidios y después ver también cómo se detona nueva exploración para que podamos producir más hidrocarburos en tres o cuatro años más. Es un proceso lento, pero mientras tanto hay que abrir también a la importación privada, a facilitar almacenaje, dar en concesión almacenaje para que los privados puedan importar gasolina, diésel y GLP. También comenzar a negociar con Argentina cómo vamos a hacer para el tránsito de gas y además importar gas natural en Argentina, porque haga lo que se haga vamos a necesitar gas argentino por un tiempo.
-¿Qué puntos de acuerdo en el plano energético observa entre los principales espacios que van a competir en el balotage?
Básicamente, reducir el tamaño del aparato público, dejar a un lado las empresas estatales. No sé bajo qué forma, algunos hablan de concesiones, otros hablan de riesgo compartido. Pero hay unas doscientas empresas, incluyendo las grandes como YPFB, que pueden hacerse por unidades de negocio, de dejar que el Estado opere esas unidades y sea el sector privado el que las haga sin necesidad de llegar a una privatización. El segundo campo que vemos es definitivamente generar condiciones para que el sector privado venga a operar estas concesiones y también tal vez hacer nuevas inversiones, principalmente en las áreas de recursos naturales. Ahí vienen también reformas a la justicia, varias cosas que que van a necesitar dos tercios en el Congreso, pero inicialmente para prorrogar pagos que se debe por la deuda internacional, contraer nueva deuda con FMI. Será muy importante que estos tres líderes de la oposición estén de acuerdo y se pueda darle viabilidad y sostener al país en una etapa de transición que no va a ser fácil.
-En esa etapa de transición estará el tema de los subsidios a los combustibles. ¿Qué medidas podrían tomar?
Los dos están claramente conscientes de que hay que quitar los subsidios gradualmente. No han dicho la forma específica porque seguramente la van a analizar en la segunda vuelta, y los dos prevén traer plata inicial para abastecer el país unos meses hasta que se vayan quitando los subsidios y la economía se vaya ordenando gradualmente. Hoy hay aproximadamente 2500 millones de dólares que el gobierno ha confiscado a los bolivianos. El grueso de la población boliviana sabe que tiene que venir un ajuste a la subvención de los hidrocarburos. Sabe que va a tener que haber préstamos internacionales y que hacer algunos ajustes fuertes en la economía, como recortes fiscales. No va a ser fácil y requiere un equilibrio muy grande entre lo que se puede hacer para mejorar las condiciones y lo que realmente pase en la calle. La ventaja de Bolivia es que es un país chico, que necesita poca plata para reactivarlo y no es un país violento. La violencia en Bolivia es muy escasa y siempre resolvemos nuestros problemas en el diálogo político o protestando en las calles, pero sin una extrema violencia.
-¿Cuánto esta gastando Bolivia en materia de subsidios a la energía?
En el 2026 vamos a necesitar importar aproximadamente 3200 millones de dólares en gasolina y GLP. Sobre eso, si hablamos en término de dólares, diría que el subsidio está bordeando el cincuenta por ciento. Entonces, habrá una subvención para el próximo año de más o menos 1600 millones de dólares. Eso sí estabilizo el tipo de cambio, ya que la moneda boliviana se siguió devaluando en los últimos meses del presidente Arce. Hay que estabilizar el tipo de cambio, es súper importante para cualquier reforma que se quiera hacer, quitar subsidios y atraer inversiones.
La Secretaría de Energía recibió este martes ofertas competitivas y podría adjudicar más de los 500 MW que había previsto inicialmente en la licitación AlmaGBA, la iniciativa destinada a instalar grandes unidades de almacenamiento de energía eléctrica para reforzar el sistema del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La compañía que presentó los precios más competitivos fue Central Puerto, que seguramente se adjudicará dos proyectos, al igual que MSU Energy, Genneia y Coral Energía, una empresa controlada por el grupo Corven.
El pliego licitatorio diseñado por Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), establecía un precio de referencia de US$ 15.000 dólares por MW por mes (US$/MW por mes). En base a eso, el gobierno quería adjudicar 500 MW de almacenamiento a empresas que presenten precios inferiores al 94% de ese valor; es decir, unos US$ 14.100. Como se presentaron varios proyectos por debajo de ese precio, el gobierno podría adjudicar una mayor cantidad de proyectos —medidos en MW— que la prevista inicialmente.
La Secretaría de Energía realizó este martes la apertura de los sobres con las ofertas económicas de AlmaGBA. En total, fueron seleccionadas siete ofertas de las 27 que se habían presentado en la licitación pública.
Fuente: Ayres Renewables
Según un informe elaborado por la consultora Ayres Renewables, que dirige Diego Werner, Central Puerto presentó las ofertas más competivas con dos proyectos; uno por 150 megawatts (MW), con un valor ofertado de 10.161 (US$/MW por mes); y otro por 55 MW en cabeza de Central Costanera —también controlada por Central Puerto—, por 11.147 dólares. Más atrás se ubicaron MSU Green Energy, que presentó una propuesta económica por 11.290 (US$/MW por mes) por un proyecto de 150 MW; y Eólica del Sur, con 11.461 dólares. La intención del gobierno es oficializar a los ganadores del proceso licitatorio el próximo 5 de septiembre.
La iniciativa
En la licitación se habían presentado 15 empresas con 27 ofertas por un total de 1.347 megawatts (MW). Las compañías que más potencia habían ofertado eran MSU Green Energy con 330 MW, Genneia con 170 MW, Central Puerto 150 MW y Sullair Argentina con 144 MW.
La licitación era por un total de hasta 500 MW de potencia de centrales de almacenamiento a fin de para reforzar los nodos críticos del sistema de Edesur y Edenor. Finalmente, la potencia a adjudicar en total fue de 517 MW.
El precio máximo por mes quedó en 12.400 (US$/MW por mes), el precio promedio ponderado en 11.336 (US$/MW por mes), y el precio mínimo en 10.161 (US$/MW por mes). El valor máximo de adjudicación es inferior a los US$ 18.000 dólares que preveía la licitación TerConf que había lanzado la gestión anterior para para sumar generación. Para el área de concesión de Edenor habrá una potencia total de 440 MW y 77 MW serán para Edesur.
El objetivo
Esta iniciativa del gobierno va en línea con el objetivo de reconstituir el funcionamiento del MEM. Esto es así ya que lo que se busca es propiciar la recontractualización entre privados, es decir, distribuidoras y generadoras.
Los contratos de AlmaGBA se llevarán a cabo directamente con las distribuidoras y contarán con el respaldo de Cammesa como garante. En términos reales, la licitación marca un cambio de paradigma puesto que ahora Cammesa ya no será el offtaker (comprador).
La petrolera estadodunidense Chevron anunció este martes que Ana Simonato fue nombrada Country Manager para la Argentina, una ingeniera química formada inicialmente en Venezuela, quien inaugura el cargo de la compañía ya que hasta su llegada la conducción de las operaciones en el país formaban parte de la presidencia de Chevron Latinoamérica.
La designación en el cargo tiene vigencia formal desde el 1 de julio, fecha en la cual se dio la salida de Javier La Rosa como presidente de Chevron Latinoamérica, quien pasó a liderar el BAEC – por sus siglas en inglés Base Assets and Emerging Countries (Paises Base y Emergentes)- con sede en la sede central de Chevron en Houston, Estados Unidos.
Con base en Buenos Aires, Simonato será responsable de las operaciones de Chevron en el país, donde la empresa produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria Chevron Argentina. En el país, la que realiza tareas de exploración y desarrollo de recursos no convencionales de la formación Vaca Muerta, donde opera y posee el bloque El Trapial y también tiene una participación no operada del 50% en las concesiones de Loma Campana y Narambuena.
La compañía reseñó que Simonato cuenta con más de 25 años de trayectoria y amplia experiencia en el negocio de upstream. Comenzó su carrera en Petróleos de Venezuela y luego se unió a Chevron en 2006.
Allí ocupó roles de creciente responsabilidad dentro de los Estados Unidos, como Sponsor de Gestión de Petro-tecnología Empresarial, Gerente General de Tecnología y Servicios Empresariales para el Golfo de América, y varias posiciones de liderazgo en activos no convencionales, incluyendo un rol clave en el equipo de integración de PDC Energy.
Formada como Ingeniera Química en la Universidad Rafael, en Venezuela, Simonato expresó que “es un honor asumir este rol de liderazgo en Argentina. Hoy tenemos una posición muy sólida en Vaca Muerta y esperamos que la relevancia de este activo en el portafolio de Chevron crezca en los próximos años”.
“Estoy muy entusiasmada por la oportunidad de trabajar en Argentina junto a nuestros empleados, socios comerciales, autoridades de gobierno, colegas de la industria y con las comunidades donde operamos para continuar desarrollando el enorme potencial de Vaca Muerta”, declaró la ejecutiva.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmó este martes un Memorando de Entendimiento con el gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, para revertir la cesión de las 7 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia. La salida de la petrolera controlada por el Estado Nacional es parte del plan destinado a concentrar su actividad en Vaca Muerta.
“Quiero agradecer al gobernador de Tierra del Fuego por este acuerdo que es un paso importante para potenciar la producción de hidrocarburos en la provincia, al mismo tiempo que nos da la posibilidad de seguir concentrando los esfuerzos de la compañía en el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Marín. Las áreas que revierte son Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego Fracción A, B, C, D y E.
Horacio Marín junto al gobernador Gustavo Melella.
Mediante este MOU, las partes se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Terra Ignis, la empresa provincial de energía creada en junio de 2022 por la Legislatura local, que hasta el momento no opera ningún área.
“Terra Ignis, hasta ahora, es la operadora, pero queremos saber quién es su socio en este proyecto. No se trata de una desesperación, pero sí tenemos ansiedad por conocer a esa empresa y dialogar con ellos para poder informar a los trabajadores con claridad”, aseguró a mediados del mes pasado el secretario general del gremio de petroleros privados, Luis Sosa, luego de mantener una reunión con representantes de YPF y Terra Ignis. En una entrevista con Aire Libre FM también manifestó su preocupación por los puestos de trabajo. “Son entre 450 y 500 trabajadores, contando personal directo de YPF y contratistas. Queremos que todos ellos mantengan sus puestos en el nuevo esquema con Terra Ignis y su socio”, declaró.
–¿Desde YPF o Terra Ignis les comunicaron qué pasará con los trabajadores?, le preguntaron.
–No. No dijeron nada concreto. Pero conocemos cómo se mueve YPF. Estamos atentos, cualquier cosa que ocurra en el campo nos llega. También estamos en contacto con gente de YPF en Buenos Aires.
–¿Hay riesgo de despidos masivos?
–No hablaron de eso. Lo que sabemos es que ofrecen arreglos con el 120% para quienes quieran irse. Pero yo fui claro en la asamblea: no queremos que se vaya ningún trabajador. Algunos quizás decidan irse, pero la mayoría quiere seguir trabajando.
En junio YPF oficializó su salida de Santa Cruz al cederle las diez áreas que controlaba a Fomicruz, la empresa provincial de energía. La semana pasada José Lludgar, Secretario General del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz, aseguró que 1800 petroleros jerárquicos se quedaron sin trabajo en la provincia por la salida de YPF y se estima que en total la medida afectó al menos a 4000 trabajadores.
La compañía informó además el 31 de julio que cerró la primera etapa del Proyecto Andes con la cesión de 28 activos convencionales ubicados en las provincias de Chubut, Mendoza, Neuquén y Río Negro. A su vez, abrió una nueva ronda del Proyecto Andes liderado por el Banco Santander que contempla la cesión de otros 16 bloques tanto operados como no operados.
Las áreas incluidas se encuentran agrupadas en: cluster NOA (Salta), cluster Chachahuen (Mendoza), cluster Malargüe (Mendoza), Agua Salada (Río Negro), Manantiales Behr (Chubut), y cluster MZA No Operado (Mendoza/La Pampa).
El Estado argentino obtuvo dos fallos favorables en la disputa que mantiene con los fondos Burford Capital y Eton Park por la expropiación de la petrolera concretada en 2012. El viernes la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York aceptó la solicitud de la Argentina y suspendió hasta que se resuelvan las apelaciones la orden que obligaba a entregar el 51% de las acciones de la petrolera. A su vez, este lunes la Justicia de Irlanda rechazó el pedido de ejecutar en ese país el fallo de la jueza Loretta Preska, solicitado por Burford Capital y Eaton Park.
Preska ordenó el pasado 30 de junio al Estado argentino entregar el 51% de las acciones de YPF a los fondos demandantes como forma de pago de la sentencia de primera instancia, que fijó una indemnización de US$ 16.100 millones más intereses.
A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia, como la que dictó la jueza Preska el 15 de septiembre de 2023, sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele, salvo que el demandado solicite una suspensión de ejecución (“stay of execution”). Normalmente, para ello debe presentar una garantía («supersedeas bond») que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.
Argentina no obtuvo un stay y Preska había ordenado entonces la entrega de las acciones. Sin embargo, la defensa argentina apeló la orden y obtuvo un fallo favorable en segunda instancia.
“Esta decisión garantiza que la República Argentina conserve la participación mayoritaria del Estado en la compañía mientras avanza la apelación, constituyendo un paso decisivo en la defensa de un activo estratégico y de los intereses de todos los argentinos”, sostuvo la Procuración del Tesoro.
Sobre la cuestión de fondo la Cámara ya fijó una audiencia para la semana del 27 de octubre. Tras esa audiencia, estará en condiciones de resolver la apelación, aunque no tiene plazo para hacerlo. En lo que respecta al pedido de entrega de las acciones, el tribunal de segunda instancia dispuso que la defensa argentina presente sus argumentos el 25 de septiembre. Hasta esa fecha, se mantendrá suspendida la orden de entrega de las acciones.
El fallo de la Justicia de Irlanda
Burford Capital y Eaton Park se habían presentado de modo paralelo ante la Justicia de Irlanda solicitando ejecutar en ese país el fallo de Preska, pero este lunes el pedido fue rechazado.
En un documento de 77 páginas, la jueza Eileen Roberts, del Tribunal Comercial irlandés, frenó el intento de ejecución en Dublín de la sentencia dictada en Nueva York al asegurar que no hay activos ejecutables de la Argentina en Irlanda, más allá de inmuebles diplomáticos y cuentas oficiales que son inmunes, ni perspectivas razonables de que los haya, de modo que no existe un “beneficio práctico” que justifique litigar allí.
“Este Gobierno, bajo el liderazgo del presidente Javier Milei, continuará defendiendo con firmeza y decisión los intereses nacionales. Este fallo confirma la solidez de la defensa técnica desplegada y nuestro compromiso con la protección de los activos estratégicos de la Nación”, afirmó la Procuración del Tesoro al comunicar el resultado del fallo.
Ambos fondos promovieron acciones similares en otras seis jurisdicciones extranjeras para intentar cobrar. Se presentaron en el Reino Unido y Francia, donde ya hubo audiencias por el tema, aunque sin una resolución aún. También fueron a los tribunales de Luxemburgo, Australia, Canadá y Chipre.
El gigante suizo Glencore solicitó la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para sus proyectos de cobre en la Argentina. Se trata de las iniciativas El Pachón -un yacimiento de cobre y molibdeno emplazado en la provincia de San Juan- y Agua Rica – la mega iniciativa de cobre ubicada en Catamarca- de los cuales la empresa es propietaria en un 100 por ciento.
Según informaron desde la empresa a través de un comunicado difundido ese lunes, existe una inversión de capital prevista de US$4.000 millones para el desarrollo de Agua Rica y US$ 9.500 millones para el desarrollo de El Pachón (Fase 1) durante la próxima década. A su vez, se espera que los proyectos combinados generen más de 10.000 puestos de trabajo directos durante la fase de construcción y más de 2.500 puestos de trabajo directos durante la fase operativa.
El Pachón
Aprobación
Desde la firma precisaron que “una vez que las solicitudes de adhesión hayan recibido su aprobación por parte de las autoridades, los proyectos tendrán acceso a un marco económico de inversión atractiva y a largo plazo, así como a una mayor protección para los inversores”.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, informó que la estimación actual de inversión de capital para El Pachón (Fase 1) oscila entre US$8.500 y US$10.500 millones, mientras que para Agua Rica está entre US$3.500 y US$4.500 millones.
“El RIGI constituye una plataforma clave para el desarrollo de los importantes recursos naturales de Argentina, gracias a su capacidad para atraer significativas inversiones extranjeras. Confío en que el sector minero puede contribuir de forma sustancial a la economía argentina con los proyectos El Pachón y Agua Rica, que respaldan la aspiración del país de convertirse en uno de los principales productores de cobre del mundo”, aseguró Peréz de Solay.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina
Inversión
Gary Nagle, CEO de Glencore, expresó: “El presidente Milei y su administración merecen el reconocimiento por la implementación del RIGI. Este marco ha transformado el panorama de la inversión en Argentina, actuando como un catalizador clave para atraer importantes inversiones extranjeras al país. La presentación de hoy constituye un paso significativo hacia el desarrollo de El Pachón y Agua Rica. Además, refuerza nuestro compromiso de larga data con la Argentina, país en el que hemos sido un orgulloso inversor durante más de dos décadas”.
El ejecutivo aseveró: “Esperamos continuar trabajando con el gobierno nacional y las respectivas administraciones de San Juan y Catamarca para hacer realidad estos proyectos, de tal forma que contribuyan a las economías provinciales y nacional, y afiancen la posición de la Argentina como una de las principales jurisdicciones mineras del mundo.”
Gary Nagle, CEO de Glencore
Los proyectos
El proyecto El Pachón cuenta con recursos minerales medidos, indicados e inferidos estimados en aproximadamente 6.000 millones de toneladas de mineral, con leyes promedio de 0,43% de cobre, 2,2 g/t de plata y 130 g/t de molibdeno.
El Proyecto Agua Rica es un yacimiento a gran escala de cobre, oro, plata y molibdeno. Cuenta con recursos minerales medidos e indicados estimados en aproximadamente 1.200 millones de toneladas de mineral, con leyes medias de 0,47% de cobre, 0,20g/t de oro, 3,40g/t de plata y 0,03%g/t de molibdeno.
A su vez, la iniciativa tiene previsto utilizar las instalaciones de Alumbrera, ubicadas a 35 kilómetros del yacimiento de Agua Rica, para procesar el mineral, dando lugar al proyecto MARA.
El desarrollo en modo factoría de los hidrocarburos no convencionales de la formación de Vaca Muerta requiere ir superando obstáculos en la curva de aprendizaje. Ganar competitividad respecto a otras cuencas no convencionales a nivel mundial, como Permian en Estados Unidos, es la clave para que Vaca Muerta continúe desarrollándose para adquirir mayores volúmenes de producción y exportación. Uno de los desafíos técnicos que atraviesa la industria tiene que ver con superar el efecto Parent – Child (Padre–Hijo), que son las interferencias de fracturas en pozos contiguos que provoca una pérdida de productividad.
Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources, resaltó dos aspectos que tiene que tener en cuenta la industria para mitigar el efecto negativo en los pozos. En primer lugar, “lo que tenemos que hacer es perforar un pad y volver al inmediatamente vecino antes de un año para que, cuando fracturo el nuevo pad, al vecino, que ya estaba en producción, no lo encuentre tan depletado. Esto tiene que ver con cómo planifica el desarrollo del yacimiento”.
En segundo lugar, Bizzoto destacó “la customización del frac plan (plan de fractura) dentrodel mismo pad: para reducir interferencias, el pozo que está lindante a un pad viejo no puede ser fracturado de la misma manera que el pozo del otro lado que da contra roca virgen”.
“El Parent – Child ahora está pasando el costo, pero es un fenómeno que lo conocemos desde hace siete u ocho años”, describió el CEO de Phoenix en el Supplier Day, evento organizado por EconoJournal sobre la cadena de valor de la industria energética.
Impacto negativo
El efecto Parent – Child en la industria de oil & gas se produce cuando la presión de las fracturas de un pozo activo (child) provoca perturbaciones y afecta la producción en un pozo adyacente pasivo (padre) que fue perforado y completado y está productivo. Es decir, es el efecto negativo de las fracturas de un pozo nuevo perforado al lado de otro ya existente que está en producción.
Bizzotto remarcó que, por el fenómeno Parent – Child, “en el Permian está habiendo afectaciones entre el 30% y 40% de pérdida en el EUR (Estimated Ultimate Recovery o Recuperación Final Estimada). Este efecto se produce cuando uno viene a perforar al lado de un pozo existente mucho tiempo después que el primer que fue puesto en producción y esa zona está depletada”.
Las interacciones entre los pozos no convencionales no necesariamente son negativas. Incluso sirven para que no queden recursos sin drenar por las fracturas. Así como existe el efecto negativo Parent – Child, también está la interacción Child – Child (hijo – hermano), que sirve para obtener información para la terminación de los pozos y el espaciamiento entre cada uno y el diseño de fracturas, entre otros aspectos.
“La condición para las interacciones entre pozos hijos parece ser diferente que para las interferencias padre-hijo. Generalmente, las child-child se pasan por alto, quizás porque no están directamente asociadas con efectos negativos (ningún daño evidente para el pozo pasivo o activo)”, señala el artículo Análisis de interferencias por fractura entre pozos hermanos (Child-Child) y sus aplicaciones con casos de estudio de campo, publicado en 2022 por Petrotecnia, la revista del Instituto Argentino de Petróleo y Gas(IAPG).
Vaca Muerta
El CEO de Phoenix Global Resources sostuvo que la mitigación del efecto Parent – Child es un tema que la industria está trabajando en la actualidad en Vaca Muerta. Y señaló que “en general el efecto se da de una manera muy negativa cuando el yacimiento se delineó con conceptos convencionales y no se siguió un barrido de pozo”.
“Cuando no haces bien las cosas tenés impactos grandes. Pero cuando planificás mejor, customizás tu frac plan y evaluás todos los aspectos, uno puede minimizar (el impacto del Parent – Child). Esto es lo mismo que la deformación de casing, que hace unos años hablábamos que era un riesgo para Vaca Muerta y hoy la industria aprendió a convivir con eso. Creo que hay cosas con las que hay que convivir y trabajar para dejarlo en su mínima expresión”, sintetizó Bizzotto.
Por último, advirtió que “lo peor que podemos hacer, y lo digo porque en algunas ocasiones hasta se intentó, essacar regulaciones en la provincia para decirnos dónde tenemos que poner los pozos para deriskear toda el área. Eso es lo mismo que una hipoteca. Es decir, hipotecamos zonas del yacimiento hacia el futuro”.
Jaime Pahissa Campá, presidente de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear y referente pionero del sector nuclearargentino, falleció el viernes a los 94 años.
El doctor en Química egresado de la Universidad de Buenos Aires en 1955 desarrolló una carrera de casi cuatro décadas en la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), a la que ingresó en 1954, a tan solo cuatro años de su fundación.
Jaime Pahissa Campá.
Desde la CNEA, Pahissa Campá impulsó el Programa de Gestión de Residuos Radiactivos y participó en la creación del marco legal pionero sobre la materia.
También fue miembro fundador de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear (AATN), de la Asociación Argentina de Radioprotección, de la Sociedad Argentina de Medicina y Biología Nuclear y de la Asociación de Profesionales de la CNEA.
Reconocimientos
Desde Nucleoeléctrica Argentina destacaron la labor de Pahissa Campá representando a la Argentina en los foros internacionales nucleares.
«Como experto del Organismo Internacional de Energía Atómica y presidente del International Nuclear Societies Council, proyectó a la Argentina al escenario global y fortaleció la cooperación internacional en materia nuclear», subrayó la empresa generadora estatal en un comunicado.
La AATN, organización promotora de la industria nuclear argentina, lamentó el fallecimiento de su presidente e histórico referente. «Defensor incansable de la industria nacional, especialmente de la tecnología CANDU y de la Planta Industrial de Agua Pesada, dedicó su vida a impulsar el desarrollo nuclear del país», señaló la organización en un comunicado. «Jaime hasta los últimos días estuvo activo y preocupado por mejorar los salarios en CNEA«, agregaron ante una consulta de EconoJournal.
Desde CNEA e INVAP también despidieron a uno de los máximos referentes del sector. «La Comisión Nacional de Energía Atómica despide a uno de sus pioneros y férreo defensor del desarrollo tecnológico nuclear argentino», dijeron desde CNEA.
«INVAP despide a un pionero clave del desarrollo nuclear argentino, cuyo incansable compromiso con la actividad marcó generaciones de profesionales y proyectos. Su visión, su integridad y calidez dejan una huella imborrable en nuestra comunidad», subrayaron desde INVAP.
Falleció el director de tecnología de la PIAP
La comunidad de la CNEA también se vio impactada el jueves por la noticia del fallecimiento a los 71 años del director de Tecnología e Ingeniería de la Planta Industrial de Agua Pesada, José Luis Aprea. «Nadie conocía tanto la PIAP como él», indicó una fuente ante una consulta de este medio. La CNEA y Candu Energy firmaron este año un memorando de entendimiento para reactivar la PIAP.
«Hoy despedimos con profunda emoción al ingeniero químico José Luis Aprea, quien dedició su vida profesional a la Planta Industrial de Agua Pesada y a las tecnologías del hidrógeno y del deuterio«, indicaron desde la Asociación de profesionales de la Comisión Nacional de Energía Atómica y la Actividad Nuclear (APCNEAN).
La Facultad de Ingeniería de la Universidad del Comahue también despidió a Aprea. “Comunicamos con enorme tristeza el fallecimiento de José Luis Aprea, quien fue docente destacado y pilar fundamental del Departamento de Química de nuestra facultad. José Luis formó parte de la carrera de Ingeniería Industrial con Orientación Química desde 1986 y participó activamente de la creación de la carrera de Ingeniería Química, como así también de la puesta operativa del Plan de estudios 1997”, publicaron en las redes de la universidad.
José Luis Aprea exponiendo en la reunión anual de la AATN 2024.
Compañía General de Combustibles (CGC), brazo energético del holding Corporación América, dio a conocer este jueves que su Ebitda anual creció a US$ 459 millones con un incremento de la producción de petróleo de 19%, como consecuencia de las mejoras operativas y su ingreso a la formación de Vaca Muerta, tras un acuerdo de compra de activos con YPF alcanzado este año.
La compañía que conduce Hugo Eurnekian robusteció sus resultados financieros en el primer semestre de 2025 al lograr una mejora operativa sustancial de sus yacimientos convencionales en la cuenca del Golfo San Jorge en el norte de Santa Cruz, que le permitió incrementar el margen de EBITDA sobre ventas al 41%, a pesar de la baja de precios de petróleo respecto del mismo período del año anterior.
CGC es el principal productor de crudo de Santa Cruz y desembarcó este año en Vaca Muerta.
Inyección de capital
El ingreso de la compañía a Vaca Muerta, a través de la adquisición del 49% de la concesión no convencional Aguada del Chañar en la cuenca neuquina, diversificó el portafolio de activos de la empresa. La transferencia, que se hizo efectiva el 1 de abril, le permitió desembarcar en el play no convencional de Neuquén, un objetivo estratégico a mediano plazo.
La operación fue posible gracias a una inyección de capital de US$ 150 millones por parte de Corporación América, el holding que encabeza Eduardo Eurnekian, que reafirma su compromiso con el desarrollo de CGC. De hecho, la compañía está activa en el área de desarrollo de nuevos negocios, explorando oportunidades en distintos segmentos de la industria energética. Es, por caso, uno de los actores que está participando del proceso de venta de la participación de Nutrien en Profertil, el mayor productor de urea del país.
Resultados
CGC informó este jueves al mercado que la producción promedio de petróleo (crudo más GLP) durante el primer semestre ascendió a 4.376,9 metros cúbicos (m3 por día en el segundo trimestre, representando un aumento del 19.0% frente al mismo período anterior. Por su parte, la producción promedio de gas alcanzó los 5.920,3 Mm3 por día en el segundo trimestre de este año, lo que representó una disminución del 4,6% respecto al 2T24.
CGC se asoció con YPF para llegar a Vaca Muerta.
En el período los ingresos totalizaron $565.742,9 millones (o aproximadamente US$ 469,5 millones) en el primer semestre, en comparación con $661.380,2 millones del mismo periodo de 2024.
Sin embargo, el EBITDA total ajustado ascendió a $230.326,5 millones (o el equivalente a US$ 191,1 millones) en el primer semestre, un aumento del 32,6% frente al primer semestre del año pasado. Así, el margen de Ebitda informado fue de 41% durante el período de los presentes resultados.
El Capex fue de $237.644,6 millones (o US$ 197,2 millones), en tanto que el Ratio Proforma de Apalancamiento Neto al 30 de junio de 2025 fue de 2,40x.
Al 30 de junio de 2025, CGC estaba operando con un equipo de perforación en la Cuenca del Golfo San Jorge. La Compañía perforó un total de 11 pozos.
Este miércoles se llevó a cabo el VII Fórum Nacional de Energía organizado por LIDE Argentina, bajo el título “Agenda Energética Argentina… lo urgente y lo importante”, en el Alvear Icon Hotel. El encuentro convocó a líderes empresariales, autoridades nacionales y referentes técnicos para analizar los desafíos estructurales del sistema energético y definir estrategias hacia un modelo competitivo, sostenible y soberano.
El presidente de LIDE Argentina, Rodolfo de Felipe, destacó el rol estratégico del sector: “La Argentina tiene muchos impulsores de su desarrollo, pero hay cuatro turbinas en especial que serán capaces de motorizar un gran salto de progreso para el país: el agro, la minería, la economía del conocimiento y la energía. Esta última está llamada a generar una importante cantidad de divisas en los próximos años. Para que eso ocurra, necesitamos una agenda previsible, que priorice lo importante por sobre lo urgente. Energía sustentable, competitiva y soberana.”
Agenda
El primer panel del día reunió a los presidentes de las cámaras del sector: Gabriel Baldassarre (AGEERA), Pablo Tarca (ATEERA), Fernando Pini (ADEERA) y Eduardo Beloqui (AGUEERA), quienes expusieron los principales desafíos del sistema eléctrico nacional. Coincidieron en que la falta de eficiencia, los precios desalineados y las barreras a la inversión requieren una reforma estructural urgente.
Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, presentó los avances en reactores nucleares pequeños. Destacó su potencial para diversificar la matriz energética con soluciones seguras y escalables.
En un panel técnico, Daniel Ridelener (TGN), Oscar Sardi (TGS), Gustavo Chaab (VMOS), Pablo Tarca (TRANSENER) y Eduardo Carranza (Terminal Puerto Rosales) analizaron las restricciones actuales en ductos y electroductos, junto con los proyectos clave para destrabar el crecimiento.
Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, compartió un caso de éxito en energías renovables. Expuso cómo la empresa transforma su operación a través de inversiones con foco en sostenibilidad y descarbonización.
Adolfo Storni (CAPEX), Gabriela Aguilar (Excelerate Energy), Javier Rielo (TotalEnergies Cono Sur) ofrecieron su visión sobre el presente y futuro del sector. El panel fue moderado por Nicolás Gadano.
El cierre de la actividad estuvo a cargo de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti. La funcionaria hizo un análisis del sector energético y dijo que es importante «crear un ámbito confiable y que los privados lo vean perdurable para fomentar la inversión». «Hay que fijar prioridades y entender dónde estamos parados y hacia dónde queremos ir como gobierno”, señaló, ante más de 150 empresarios y analistas del sector.
Martín Genesio, presidente de LIDE Energía y CEO de AES Argentina, expresó su visión con una mirada de largo plazo: “Si bien las urgencias y lo urgente siguen y seguirán copando parte de la agenda, en LIDE Energía volvimos a enfocarnos en lo verdaderamente importante para el sector: que Argentina, con el desarrollo de su potencial, cumpla un rol clave en la transición energética. Consolidar ese camino debe ser la agenda a desarrollar”.
Premio LIDE Energía 2025
Como cada año en la jornada se reconoció a líderes y organizaciones que impulsan el desarrollo energético del país:
Premio LIDE Energía Categoría Articulación Institucional: Cámara Eólica Argentina – Ing. Martín Brandi
Premio LIDE Energía Categoría Innovación Energética: Comisión Nacional de Energía Atómica – Ing. Germán Guido Lavalle
Premio LIDE Energía Categoría Liderazgo Femenino: Lic. Gabriela Aguilar Premio LIDE Energía Categoría Trayectoria Energética: Ing. Daniel Ridelener.
La Secretaría de Energía retomó este miércoles el diálogo con las empresas del sector eléctrico en el marco del Comité de Seguimiento del Plan de Contingencia 2024-2026 para empezar a diagramar las posibles medidas a implementesar para afrontar los picos de demanda eléctrica del próximo verano, en particular intentando maximizar la disponibilidad de generación en el mercado.
“El país no cuenta con una potencia instalada suficiente como para pasar los picos de demanda de forma tranquila, ante los picos de verano y de invierno vamos a seguir sufriendoy necesitamos generar en el corto plazo medidas que son solamente paliativas, de gestionar la poca oferta que tenemos y gestionar la demanda”, afirmó la secretaria de Energía, María Tettamanti, al cerrar este miércoles el Foro Lide Argentina.
El comité conformado el año pasado ante la perspectiva de una temporada estival crítica comenzará con encuentros quincenales de los que participan representantes de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), agentes generadores, transportistas, distribuidores bajo jurisdicción federal y grandes usuarios. Incluso se realizan consultas con otros organismos relevantes como el Servicio Meteorológico Nacional.
Un participante de ese encuentro señaló a EconoJournal que se comenzó a evaluar el tipo de medidas que se podrán adoptar para los próximos meses, la posibilidad de implementación para el corto plazo y el costo que pueden demandar. En esa análisis se busca maximizar la disponibilidad de las máquinas en el mercado mediante incentivo de precios y trabajar con la demanda no prioritaria que puede tener alternativas de provisión.
El último verano a pesar de haber atavesado temperaturas benévolas el sistema alcanzó su demanda récord de 30.240 Mw el 10 de febrero, en particular por el salto del consumo residencial. La situación se asegura volverá a ser compleja porque en este año no se logró avanzar en nueva infraestructura eléctrica, y todo lo que se pueda construir no tendrá impacto hasta 2027, al menos.
Inversiones de mediano y largo plazo
En ese sentido, Tettamanti explicó que “se está trabajando en generar inversiones a mediano y largo plazo. Por ejemplo, se lanzó la licitación de almacenamiento en Buenos Aires por 500 Mw para la cual se recibieron ofertas por 1.400 Mw, lo que demuestra un gran interés de la industria. Pero también se planean licitaciones de transporte de alta tensión para fin de año, de manera de poder llevar la generación a las zonas de mayor demanda”.
En la segunda quincena de julio, la Secretaria de Energía, a través de la Resolución 311/2025, avanzó con la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados, cyos pliegos estan en elaboración y serán publicados antes de fin de año.
Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40% del consumo eléctrico nacional; la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, que permitirá evacuar parte de la generación de Comahue; y la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.
Estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura necesaria.
En ese marco de necesidad de obras e inversiones, Tettamanti dijo que “la preocupación del Gobierno es crear un ambiente regulatorio confiable para fomentar la inversión privada en todos los eslabones de la energía y aprovechar la ventana de oportunidad de las reservas naturales de gas y crudo. La premisa es que la Argentina vuelva a ser un país donde los inversores y financistas extranjeros vean oportunidades, lo cual depende de políticas públicas consistentes del gobierno nacional, el Congreso, la Justicia, las provincias y los municipios”.
Al analizar la situación del mercado gasífero, la secretaria dijo que “el sector necesita una reorganización. Actualmente, las distribuidoras tienen contratos en el marco del Plan Gas, pero en los picos de invierno sólo tienen la mitad de su necesidad contractualizada. La otra mitad es abastecida por ENARSA como comercializador e importador de GNL, una compra que debería descentralizarse”.
“Es también necesario reordenar el sistema de transporte, ya que existen contratos de capacidad de transporte en rutas donde no hay gas disponible, lo que genera una desconexión entre el mercado formal y la realidad del servicio, con lo cual tambien se busca sincerar el mercado para que se normalice el mercado mayorista”, agregó.
La hoja de ruta hacia el libre mercado
Tettamantim reseñó que “la hoja de ruta energética tiene como objetivo final alcanzar un esquema de libre mercado tanto para la generación eléctrica como para la producción de gas natural. Sin embargo, se necesita una transición cuidadosa para evitar un impacto excesivo en las tarifas y los subsidios”.
En ese sentido, recordó que “en las próximas horas se publicarán los lineamientos que buscan liberar el mercado eléctrico mayorista. Se trabajó con las opiniones del sector y se hicieron modificaciones para fomentar la inversión en nueva generación”.
“El desafío es determinar quién será el comprador de la nueva energía, ya que se busca que no sea Cammesa. Se planea replicar el modelo de licitaciones de almacenamiento, donde la compañía actúa como organizador y los compradores son las distribuidoras o los grandes usuarios. Pero para que las distribuidoras puedan actuar como compradores, deben ser sujetos de crédito, lo cual depende de la renegociación de las deudas que tienen pendientes”, afirmó.
Ese esquema plantea otras cuestiones: “El mayor desafío es eliminar el riesgo para los generadores, creando los mecanismos de garantía necesarios para que inviertan en nueva potencia y puedan venderla a las distribuidoras”, dijo la secretaria, al entender que “las empresas privadas tienen experiencia y flexibilidad para adaptarse, pero necesitan la certeza de que las políticas públicas serán permanentes”.
“El principal temor del sector privado -concluyó- es la falta de garantías de que las regulaciones perduren, lo que se suma al riesgo argentino y al riesgo regulatorio. El éxito del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es un ejemplo de cómo las reglas de juego claras y sostenidas pueden atraer inversiones, y a diferencia de los vaivenes de precios internacionales que las empresas saben gestionar, los cambios regulatorios dependientes del Estado son el riesgo que más desalienta la inversión”.
A partir del despegue de Vaca Muerta, se estima que para 2030 la producción de petróleo se triplicará, mientras que la de gas natural se duplicará. La estimación corrió por cuenta de José Ferreiro, director corporativo de Techint E&C, para quien acompañar esa ampliación de la oferta con una capacidad de transporte adecuada requerirá un nivel de inversión extraordinario. “La infraestructura está en deuda. Hay mucho por hacer”, reconoció el ejecutivo, quien expuso en el Supplier Day junto a Mauro Cabrera, gerente de Construcción de Oleoductos del Valle (Oldelval); Juan Ignacio Rovetta, CEO de Cartellone Oil & Gas y Francisco Di Raimondo, vicepresidente de Moto Mecánica Argentina.
Si algo caracteriza al Grupo Techint, remarcó, es su alto índice de contratación de bienes y servicios argentinos. “A diferencia de lo que muchas veces se dice, este sector genera mucho trabajo. Para un proyecto de escala media, por caso, nosotros contratamos entre 500 y 600 proveedores. De ese total, un 96% poseen procedencia nacional y un 93% son de origen local”, puntualizó.
José Ferreiro, director corporativo de Techint E&C. Foto: Dan Damelio.
En ese sentido, apuntó, uno de los grandes desafíos a sortear se relaciona con la disponibilidad de profesionales. “A través de nuestro programa ProPymes estamos formando talentos, pero todavía faltan recursos humanos capacitados”, se lamentó el directivo, quien -como en otras oportunidades- volvió a hacer foco en la escasez de soldadores y a advertir que los costos domésticos están por encima del promedio mundial.
Incluso los servicios aparentemente menos especializados, indicó, implican desembolsos millonarios. “No siempre se toma dimensión de que servicios de apoyo como el catering o el lavado de ropa representan contratos de varios dígitos. Y las empresas de esos rubros tienen que estar preparadas para cumplir con nuestros estándares de compliance, transparencia y eficiencia energética”, señaló.
Otra variable que no puede soslayarse en los tiempos que corren, afirmó, tiene que ver con la incorporación de tecnología de punta, incluso en los contratos más básicos. “Ni hablar para la provisión de servicios como los movimientos de suelos o los ensayos no destructivos, que involucran montos exponenciales”, añadió.
No se puede pensar un proyecto de grandeza para la Argentina, desde su óptica, sin poner a Vaca Muerta en valor. “Su aporte trasciende lo energético, ya que también puede ayudar a estabilizar la macroeconomía y sostener un Producto Bruto Interno (PBI) industrial. Para aprovechar su verdadero potencial, todos los actores debemos hacer un esfuerzo compartido”, sentenció.
Gestión eficiente
Elevar los niveles de eficiencia con los que se trabaja en el país, según Mauro Cabrera, gerente de Construcción de Oleoductos del Valle (Oldelval), debería ser la mayor prioridad sectorial. “En el Proyecto Duplicar no pudimos llevar adelante esa premisa tan firmemente, ya que la macroeconomía nos complicó bastante. Sin embargo, logramos cumplir muy bien con el presupuesto, registrando un desvío de apenas un 20%, porcentaje bajo para una inversión de 1.400 millones de dólares, la cual fue ejecutada a lo largo de tres años y en un entorno sumamente desafiante”, detalló.
Según su definición, el emprendimiento no sólo ayudó a superar uno de los principales cuellos de botella que limitaban el desarrollo de Vaca Muerta, sino que también se erigió como un importante agente multiplicador de beneficios. “En efecto, mostró un enorme impacto positivo para muchas pequeñas y medianas empresas (PyMEs) y comercios”, subrayó.
Una lección aprendida a partir de la exitosa realización de Duplicar, reveló el ejecutivo, es que con previsibilidad se puede planificar mucho mejor aguas arriba. “Demostramos que cuando se hace un trabajo colaborativo entre los diferentes proveedores y todos estamos alineados bajo un mismo objetivo, resulta perfectamente posible sortear las dificultades que surgen”, expresó.
Mauro Cabrera, gerente de Construcción de Oleoductos del Valle. Foto: Dan Damelio.
El próximo plan de acción de Oldelval, anticipó, tiene que ver con la concreción de Duplicar Norte, iniciativa que ya se encuentra en etapas de licitación. “Es cierto que hay escasez de profesionales, pero para encarar esta obra hemos generado un músculo grande de ingenieros. De no mediar interrupciones y si se dan todas las condiciones necesarias, vamos a aprovechar la curva de aprendizaje transitada”, enfatizó.
La clave, insistió, estará dada por optimizar la eficiencia. “Será vital darles continuidad a los proyectos”, completó.
Ecosistema virtuoso
Enmarcada en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la ampliación de la terminal de Punta Colorada de Oiltanking es la iniciativa de mayor envergadura en la que se encuentra involucrada Cartellone Oil & Gas (COGSAU). En alianza con otra firma, la organización -que apenas cuenta con 10 años de vida- estuvo a cargo de dos de los seis tanques de 50.000 metros cúbicos (m3) de capacidad que se han construido hasta el momento. “Asimismo, realizamos todo el montaje electromecánico del piping”, acotó Juan Ignacio Rovetta, CEO de la empresa, quien calificó al emprendimiento como “el más desafiante en la historia de COGSAU”.
Esa clase de propuestas, aseguró, son generadoras de un ecosistema virtuoso de pequeños proveedores locales. “Que haya 700 personas de distintas procedencias trabajando de manera mancomunada configura un gran cambio para una localidad como Punta Colorada”, sostuvo.
Juan Ignacio Rovetta, CEO de Cartellone Oil & Gas. Foto: Dan Damelio.
Amén de la poca disponibilidad de profesionales y equipos, opinó, una de las mayores preocupaciones que hay en el sector se relaciona con las dificultades para acceder al crédito. “No menos inquietantes son las limitaciones vigentes en materia de logística y supply chain. En esa dirección, considero primordial el trabajo colaborativo y el diálogo entre los contratistas y los clientes. Es plenamente posible coordinar un camino virtuoso para bajar los costos”, manifestó.
Aunque todavía es una compañía relativamente pequeña, expuso Rovetta, COGSAU viene creciendo “mucho y muy rápido”. “Este año la actividad arrancó con gran ímpetu, pero ahora parece estar bastante frenada. Pese a ello, nos favorece el carácter de nuestros accionistas, la familia Cartellone, cuya mirada es de largo plazo. Acabamos de abrir una oficina comercial en Neuquén y estamos a punto de inaugurar un obrador muy grande en Añelo”, adelantó.
Proceso transformador
En el vigente contexto de transformación que experimentan el país y Vaca Muerta, Moto Mecánica Argentina (MMA) pasó de ser una empresa reconocida por la calidad de sus productos y servicios en campo, a una que está trabajando en la automatización de los procesos. “¿Cómo llegamos ahí? Primero, automatizando algunas maniobras”, sintetizó Francisco Di Raimondo, vicepresidente de la firma, que es un ejemplo de incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios de Vaca Muerta.
En una recorrida por Permian, recordó, MMA identificó oportunidades de automatizar un servicio particular de sand management, dado que la purga de los desarenadores todavía se hacía a mano. “Desarrollamos y patentamos un producto para atender eso, y empezamos a ver que dicha maniobra era parte de un proceso mucho más complejo de limpieza de pozo. Entonces nos transformamos en especialistas del proceso”, expuso.
Francisco Di Raimondo, vicepresidente de Moto Mecánica Argentina. Foto: Dan Damelio.
Como resultado, destacó, hoy la firma brinda un servicio de limpieza de pozo que es mucho más seguro y eficiente, y que además aporta información en tiempo real acerca de la operación. “En la misma línea, estamos trabajando en la digitalización de los stacks de fractura. Proveemos la conexión con los pozos de los equipos que tienen Halliburton y Tenaris. En la medida en que eso se automatice y se digitalice, la operación va a ser mucho más eficiente. Tenemos calculado que un set completo automatizado puede fracturar hasta ocho pozos adicionales por año. Estamos hablando de más de u$s 15 millones por cada pozo y gran parte del costo pasa por la terminación”, cuantificó.
Gran parte de los datos recolectados por MMA, ponderó, se usan para tomar decisiones. “Nosotros estamos todo el tiempo captando información con cámaras termográficas, sensores acústicos, etc. Y venimos ordenando todos esos datos para transformarlos en información estratégica. La idea es proveer un crecimiento sostenido, sustentable y transformador. En ese camino desarrollamos un spin-off que se llama Dígito, que tendrá la misión de acompañar a nuestros clientes en la transformación digital del negocio”, anunció.
OBJETO: CONCURSO PUBLICO PARA LA ADJUDICACIÓN DE PERMISO DE EXPLORACION NO CONVENCIONAL Y EVENTUAL CONCESIÓN DE EXPLOTACIÓN, TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS APLICABLE AL ÁREA CINCO SALTOS SUR, DE CONFORMIDAD CON LO DISPUESTO POR EL ART. Nº 124 DE LA CONSTITUCION NACIONAL Y LOS ARTS. Nº 70 Y 79 DE LA CONSTITUCION PROVINCIAL.
PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES: PODRÁ ADQUIRIRSE EN LA SECRETARIA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE, CALLE LOS ARRAYANES Y LOS SAUCES, CIUDAD DE CIPOLLETTI, CP 8324, PROVINCIA DE RIO NEGRO (Teléfono: +540299-4782299), A PARTIR DEL DIA 18/08/2025. EL VALOR DEL MISMO ES DE USD 5.000.
PAQUETES DE INFORMACIÓN TÉCNICA (SISTEMATIZADA Y DIGITALIZADA) DEL ÁREA CINCOS SALTOS SUR ES DE USD 5.923.-
FORMA DE PAGO: DEPÓSITO EN LA CUENTA CORRIENTE N° 900003916 a la orden del Fondo Fiduciario para la Capacitación, Desarrollo Y Fiscalización la Actividad Hidrocarburífera (FoFCaDeFHi), BANCO PATAGONIA S.A.; SUCURSAL 2650; CBU 0340265000900003916006 (CUIT: 30-71552775-4).
PRESENTACIÓN DE OFERTAS: EN LA SEDE DE LA SECRETARÍA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE, LOS DÍAS HÁBILES HASTA EL 10/10/2025 HASTA LAS 10 HORAS.
APERTURA DE OFERTAS: EL DÍA 10/10/2025, A LAS 12:00 HORAS, EN LA SEDE DE LA SECRETARIA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE DE LA PROVINCIA DE RIO NEGRO.
GARANTÍA DE MANTENIMIENTO DE OFERTAS: USD 100.000, DE ACUERDO CON LO DISPUESTO EN EL PUNTO 12.10 DEL PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES.
Camuzzi fue reconocida con el Premio Fortuna de Oro, la máxima distinción que otorga Revista Fortuna y Editorial Perfil, y reconocida además como la Mejor Empresa Energética de 2025. La elección se basa en criterios de desempeño, innovación y contribución al desarrollo económico del país.
“Este premio es un reconocimiento al esfuerzo colectivo de toda la compañía y un respaldo a la gestión que venimos impulsando para fortalecer el servicio y alcanzar una empresa sustentable”, expresó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.
El reconocimiento fue entregado en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, durante una ceremonia que reunió a referentes del sector empresarial y político argentino.
Revisión Quinquenal Tarifaria
El directivo resaltó que la Revisión Tarifaria Quinquenal que se ha logrado concluir permitirá sumar a la red a más de 140 mil hogares que hoy dependen de energías más costosas e inseguras, como las garrafas.
Asimismo, destacó que, a partir del reordenamiento del sector, se han podido retomar obras estratégicas como las que continuaban pendientes de finalización en la zona cordillerana, gracias al trabajo conjunto con las provincias de Río Negro, Neuquén y Chubut.
“Contar con un esquema tarifario previsible y acorde al costo real de la energía es clave para impulsar nuevas conexiones, potenciar el desarrollo productivo y garantizar un sistema energético sostenible”, subrayó Macfarlane.
El premio
Los Premios Fortuna están organizados por Revista Fortuna y Editorial Perfil, distinguen desde hace dos décadas a las mayores y mejores empresas de la Argentina en más de 15 categorías, además de entregar el Premio Fortuna de Oro a la compañía más destacada del año.
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos del volumen de energía que distribuye anualmente a sus usuarios, el alcance geográfico de sus operaciones y la extensión de su infraestructura. La compañía presta servicio en las provincias de Buenos Aires, Chubut, La Pampa, Neuquén, Rio Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego y abastece a más de 2.2 millones de usuarios residenciales, comerciales e industriales.
Camuzzi trabaja diariamente para garantizar un servicio seguro, eficiente y de calidad, impulsando obras e inversiones que contribuyen al desarrollo económico y social de las regiones donde opera.
Compañía Mega, empresa dedicada a la industria del gas natural y la petroquímica, realizará la operación de sus plantas en el país en un 100% con energías renovables a partir de un acuerdo de abastecimiento que firmó este miércoles con YPF Luz, la firma de generación de energía eléctrica de la empresa con mayoría accionaria estatal.
La alianza la rubricaron Tomás Córdoba y Martín Mandarano, CEOs de Mega y YPF Luz, respectivamente, “tras un proceso licitatorio abierto y competitivo”, según informó en un comunicado la empresa líder en el procesamiento de gas de Vaca Muerta.
La energía será provista desde el Parque Eólico CASA, en Olavarría (Buenos Aires), y el Parque Solar El Quemado, ubicado en la localidad de Las Heras en la provincia de Mendoza, que será uno de los desarrollos renovables de mayor capacidad instalada de la Argentina y que en enero el gobierno aprobó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El acuerdo entre Mega e YPF Luz implica un contrato PPA (Power Purchase Agreement) por 100.800 MWh/año y “permitirá a Mega cubrir la totalidad de su demanda eléctrica durante los próximos cinco años, lo que equivale al consumo anual de más de 27.300 hogares argentinos”, explicó la mayor exportadora de NGL (líquidos del gas natural) de la Argentina. La disminución en emisiones de CO2 está estimada en 44.352 toneladas emitidas al año.
Abastecimiento estratégico
Tomás Córdoba, gerente General de Compañía Mega, señaló que “este acuerdo con YPF Luz representa un paso clave en la estrategia del negocio y la visión de largo plazo de Mega. De esta forma, logramos el abastecimiento estratégico de energía renovable que nos permite continuar afianzando nuestro camino de crecimiento y excelencia operacional con más tecnología y más inversiones”.
Además, indicó que “con esta iniciativa, Mega refuerza su compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y la innovación, consolidando su liderazgo en la industria energética argentina”.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó que “nos enorgullece que un cliente como Mega elija a YPF Luz para abastecer su consumo eléctrico con fuentes renovables, que se obtienen a partir de los excelentes recursos naturales con los que cuenta el país. Nuestra compañía lidera el market share de venta de energía renovable a clientes industriales, gracias a una amplia cartera de empresas que confían en nuestra excelencia operativa, y ven el abastecimiento de fuentes renovables como una opción costo-eficiente”.
Compañía Mega es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.
En tanto, YPF Luz es una compañía de generación de energía eléctrica eficiente y sustentable, con 12 años de trayectoria. Opera 15 activos distribuidos en 8 provincias del país, con una capacidad instalada de 3,4 GW, que abastecen el 10% de la demanda nacional.
“Hemos perdido 1800 puestos de trabajo jerárquicos”, reconoció el lunes José Lludgar, Secretario General del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz. El dato es alarmante porque los directivos representan una pequeña minoría dentro del conjunto de los empleados de la industria hidrocarburífera. De hecho, se estima que como mínimo unos 4000 petroleros se quedaron sin trabajo en la provincia patagónicaen lo que va del año.
José Lludgar (izquierda) y Rafael Güenchenen.
Lludgar confirmó el dato al participar de una recorrida por el campo donde comenzará a funcionar el equipo de torre Clear 107 que se utilizará para cerrar y sellar de forma definitiva pozos que ya no están en producción. “No la estamos pasando bien (…) Nosotros hemos perdido 1800 puestos de trabajo jerárquicos nomás, que es donde tenemos representatividad. ¿Quieren que les cuente cuantos perdió Rafa? Porque participamos de las reuniones”, aseguró sin aportar finalmente ese último dato. “Rafa” es Rafael Güenchenen, Secretario General del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz, el gremio más numeroso de la industria provincial, quien también estuvo presente en el evento realizado en el norte de la provincia.
José Llugdar, secretario general del sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz.
La salida de YPF
Los despidos son consecuencia de la decisión de YPF de abandonar la provincia luego de ocho décadas para concentrarse en la producción no convencional en Vaca Muerta. La petrolera controlada por el Estado Nacional revirtió diez áreas a la provincia, la cual ahora está avanzando con el proceso destinado a licitar esos bloques.
Como parte del acuerdo que selló su salida, la petrolera acordó poner a disposición seis equipos durante los próximos dos años, y cuatro durante los dos años siguientes, para llevar adelante las tareas de cierre de pozos y sanear así los pasivos ambientales. “Valoren esto, nosotros lo tenemos que valorar y por sobre todas las cosas lo tiene que valorar la gente que integra este equipo. Esto no vino de la nada. Esto se está haciendo únicamente aquí en Santa Cruz haciendo la disposición final de un pozo”, remarcó Lludgar, dejando en claro que los equipos que aportó YPF fueron producto de la negociación de la que participaron los gremios.
“Estamos muy contentos de estar acá, dándole inicio a este equipo, la verdad es que ha costado muchísimo para que esto se pueda dar. YPF se ha ido de todos los yacimientos maduros del país y en el único lugar del yacimiento del país y en el único lugar donde hoy está invirtiendo en reparar las cuestiones mediambientales y finalizar el cierre de los pozos que ya no están operativos es en Santa Cruz. Eso es generación de empleo para muchos de los compañeros que en los últimos meses han perdido sus puestos de trabajo”, sostuvo Güenchenen, en línea con Lludgar.
Secretario General del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz.
Escenario incierto
Más allá de las tareas de remediación, la expectativa de los gremios está puesta en las empresas que van a reemplazar a YPF. EconoJournal informó a fines del mes pasado que las compañías que están en carrera son Patagonia Resources, Roch, Clear Petroleum, Quintana EyP, Brest y Azruge S.A. No obstante, lo que viene no será fácil. YPF se fue porque perdía plata en esas áreas y con un barril de crudo apenas por encima de los 60 dólares es difícil que la situación cambie de manera significativa. Mientras tanto, los trabajadores despedidos esperan en sus casas y viven de la indemnización que cobraron. La gran pregunta es qué pasará cuando esas indemnizaciones se acaben si la industria no se reactiva.
Las empresas de logística en la Argentina están protagonizando una transformación en su modelo de negocio, pasando de ser simples transportistas a convertirse en socias estratégicos de la industria petrolera. Este cambio se enfoca en ofrecer servicios integrales que utilizan nuevas herramientas tecnológicas y la integración de los distintos actores. El objetivo es superar los cuellos de botella en la infraestructura vial, maximizar la eficiencia operativa y reducir los costos.
Las empresas de transporte recorren en Neuquén decenas de millones de kilómetros al mes con cientos de unidades, por lo cual experimentan a diario la falta de infraestructura y los cuellos de botella de la industria. Desde esa perspectiva los directivos de Andreani Grupo Logístico, Río Neuquén Distrito Industrial, Loginter y Tansporte Peduzzi abordaron en el segundo Supplier Day que organizó EconoJournal este martes, el aporte que estas empresas pueden realizar a la búsqueda de eficiencias en que se embarcó el Oil & Gas.
Gonzálo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani Grupo Logístico, resaltó que “todas las industrias se apalancan en la tecnología y la cadena de suministros no se queda afuera, pero si queremos ver cómo bajar costos en torno al precio del kilómetro de camión, depende de la disponibilidad y la mala noticia es que el desarrollo de Vaca Muerta va a coincidir con el desarrollo de la minería y el precio es muy probable que tienda a crecer en los próximos años».
Para Cicilio “la forma de aportar a la reducción de costos es mirar el abastecimiento en la compra de los materiales, en los deliveries, en la gestión de los inventarios de stock. Las automotrices lograron un modelo de just in time con un ahorro de entre 30% y 40% de esos costos y lo mismo se puede hacer en el sector del Oil & Gas”.
La gestión integral de la logística
En similar sentido, Lucas Albanesi, gerente comercial de Río Neuquén Distrito Industrial destacó que “Neuquén tiene un crecimiento exponencial en los últimos años, y el aporte desde la logística a la industria es tener una mirada muy puesta en la sostenibilidad, poniendo el eje en resolver problemáticas hoy sensibles que se vienen dando a un ritmo vertiginoso porque Vaca Muerta requiere una instalación inmediata de nuevas empresas«.
«Somos una iniciativa público-privada para resolver la instalación de las empresas en parques industriales para operar en Vaca Muerta y dar soporte a esta industria», resaltó Albanesi. «Y somos el primer parque industrial privado, porque no hay otro con este formato en la provincia. En Neuquén la iniciativa siempre fue estatal, donde la tierra la ponía el estado y las empresas resolvían las problemáticas de infraestructura», agregó.
Por su parte, Lucas Carbone, director de Desarrollo de Negocios y Proyectos de Loginter, explicó que “el segmento Oil & Gas de la empresa comenzó de la colaboración con YPF, para ayudar a hacer la innovación y cambios en las operaciones, y meterle tecnología a cada uno de los procesos. Ellos querían unificar, ordenar la planificación de materiales, insumos y equipamiento, y tener una lectura desde el proveedor hasta que llega a los almacenes, yacimientos o donde se entregue.»
Esa experienfcia le permitió desarrollar un sistema propio. “El ‘Supply Sync‘ facilita la conectividad del proveedor, la empresa de petróleo y el operador logístico, unifica toda la traza a través de seguimientos, generación de QR para los bultos, identificación, consolidación de la carga para que tenga un beneficio en el costo de envío desde los distintos hubs y le va permitiendo al dador facilitarse cuando va a recibir esa mercadería, lo que elimina sobrestocks», explicó.
Finalmente, Juan Cruz López, director de Transportes Peduzzi, comentó el trabajo que la empresa viene realizando en la integración de servicios y en ofrecer soluciones. “A través del grupo participamos integralmente desde la construcción de las locaciones, servicios de mantenimiento, atención de los perforadores, y fuimos los primeros en implementar una sala de control con telemetría en los tanques porque somos el Prosegur que mueve la plata de las petroleras”.
«Nos vamos a convertir en empresas de servicios mucho más integrales, proveedor de control de sólidos, toda la logística en el pozo y seguramente a futuro lo que es cualquier insumo que se requiera. Estamos viendo el negocio de la arena húmeda que se integraría en la misma locación, con la misma logística. Operaríamos todos los servicios alrededor de un equipo de perforación. Al estar todo integrado se pueden reducir costos indirectos«, reseñó Peduzzi sobre la visión de la compañía.
El desarrollo de Vaca Muerta marcó un punto de inflexión en la historia reciente de la cadena de valor del oil&gas. La apuesta por la innovación pasó a ser un requisito clave para que las empresas puedan aprovechar las nuevas oportunidades y distinguirse dentro de una industria petrolera que busca competitividad permanentemente. Representantes de Transeparation, ETA S.A., Geocontrol, Tres G/GyG Servicios, y MES expusieron en el Supplier Day de EconoJournal cuáles son las áreas en las que están innovando y reflexionaron sobre la importancia de internacionalizarse.
Transeparation es una empresa de servicios de ingeniería y procesos fundada en 2009 y que ya logró internacionalizarse. Federico Gayoso explicó que la empresa eligió a los Estados Unidos como punto focal para su expansión y desde allí hacer proyectos en ese y en otros países. «Creo que la flexibilidad es el primer valor que llevamos como ingenieros argentinos», reflexionó Gayoso.
El representante de Transeparation definió que para una empresa de servicios de ingeniería la innovación actualmente pasa por la generación de datos y cómo compartirlos y trabajarlos para obtener resultados. También advirtió sobre la relevancia de incorporar nuevas estrategias de contratación poco conocidas en el país, como el premium delivery o el premium pricing. «Falta más diálogo y colaboración entre los distintos actores para implementar esto a nivel local», analizó.
Federico Gayoso, de Transeparation.Foto: Dan Damelio.
Para Dario Lattanzio, de ETA S.A., una empresa especializada en la producción, el manejo y la logística de explosivos para operaciones petroleras, gracias a su internacionalización ahora participan activamente en el International Perforating Forum, contribuyendo a la innovación en normas para la industria del perforating. «Ahora estamos trabajando en un subcomité para agregar una sección más a la 19B, que es la de punzados de pozos», contó.
ETA S.A. lleva 45 años en el mercado. La empresa tiene fuera del país un centro de distribución en Brasil, plantas en México y Venezuela. También llegó a tener un centro de distribución en los EE.UU., en donde siguen comercializando sus productos. «Cuando empezaba el no convencional en EE.UU. llevamos algunos productos. Los usaban, y hoy son productos que se usan acá. O sea, desarrollos que nacieron por necesidades de otro mercado, la evolución del mercado local los llevó a ser útil», dijo Lattanzio.
Geocontrol es una empresa especializada en control geológico y geoquímico de pozos no convencionales del país, que en los últimos dos años amplió su presencia en el mercado internacional asentándose en países como México y Brasil. «Nuestro core business se achicó acá, pero sigue de la misma manera en los lugares donde se desarrolla el convencional», dijo Oscar Erretegui.
Dario Lattanzio, de ETA S.A. Foto: Dan Damelio.
El representante de Geocontrol contó las nuevas herramientas digitales que están implementando. «Toda la geología que vamos recogiendo en el pozo, la estamos llevando a la nube y estamos haciendo una visualización y un control remoto. También tenemos nuestra sala de control en la base nuestra, que se puede replicar al cliente. Todo eso nos trajo un poco el tema de la internacionalización e irnos a offshore donde la tecnología es mucho más avanzada y luego la trajimos de vuelta para acá», repasó.
A partir de ese contacto con la industria internacional es que Geocontrol también está incursionando en nuevos servicios para Vaca Muerta. «Pusimos un foco hace dos años en otro servicio que no tiene que ver con geología, pero que está en producción, que es la implementación del sistema de artificial lift para lo que va a venir en Vaca Muerta. Los pozos están bárbaros, pero en poco tiempo eso decae y después hay que levantar ese producto, que hoy como no hay mucho transporte, no es una preocupación para las operadoras. Nos anticipamos y trajimos el sistema de lift, que es lo que hoy en más de 250.000 pozos entre Estados Unidos y Canadá se está usando», dijo Erretegui.
Oscar Erretegui, de Geocontrol. Foto: Dan Damelio.
Logística y control de emisiones
Por otro lado, Leopoldo Garcia, de Tres G y GyG Servicios, dos empresas de logística dentro de Vaca Muerta, remarcó que buscan importar experiencias del extranjero para mejorar sus servicios.
GyG Servicios es una empresa que ofrece soluciones de movilidad en todo lo que es pick up para la industria y el mantenimiento de flota tanto propia como de terceros, mientras que Tres G ofrece servicios de recolección de residuos originados en la producción petrolera y su transporte a los lugares de disposición final.
García contó que en Tres G adecuaron la flota de unidades de recolección para poder transportar más volumenes de residuos por viaje. «En un principio empezamos solamente con camiones, y vimos que para ser más eficiente y más sostenible el negocio, había que incorporar otro tipo de unidades que no se utilizaban, como carretones, semis, y poder armar formaciones mixtas de camiones más carretones y semis», dijo.
Leopoldo García, de Tres G y GyG Servicios. Foto: Dan Damelio.
Finalmente, Francisco Díaz Telli, de Make Energy Sustainable(MES), empresa especializada en la detección de pérdidas de gases, explicó que desarrollaron un software de clase mundial para cuantificar las emisiones.
«Un dato preciso nos permite tomar una mejor decisión. Para tener un dato preciso, incorporamos un montón de tecnología. Para buscar pérdidas, trabajamos con espectrómetros láser, cámaras ópticas que están asistidas por inteligencia artificial. Trabajamos con drones y hemos desarrollado nuestro propio software para hacer la cuantificación de las mediciones. Es un desarrollo que lo hicimos acá, es uno de los siete software que hacen eso, que existen a nivel mundial, pero todo desde Vaca Muerta», explicó Díaz Telli.
La gasificación de los consumos energéticos es una agenda que va ganando terreno a la par del crecimiento de la producción de gas natural en Vaca Muerta. Representantes del Enargas, Bertotto Boglione, JBS y Spark analizaron en el Supplier Day que organizó EconoJournal las oportunidades concretas y los avances regulatorios que respaldan la gasificación.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) este año realizó avances en la actualización de distintas normativas vinculadas con la utilización, transporte y almacenamiento de gas natural comprimido y de gas natural licuado. «Argentina tiene toda una historia con respecto al gas natural, pero había que hacer una actualización. Tenemos empresas que pueden tomar tecnología que por distintas circunstancias no se podía aplicar y hoy se puede«, dijo Graciela Bravo, gerenta de Innovación y Normalizacion de Enargas.
«Hemos trabajado sobre todo lo que es específico de NAG (Normas Argentinas de Gas), tanto en camiones como en equipos de transporte a granel de GNC. Estamos por sacar una NAG específica de GNL, que ya estaba y la estamos actualizando. Hemos actualizado el reglamento del sujeto almacenador, que en el caso específico de un yacimiento no aplicaría, porque no es un sujeto de la ley 24.065, pero sí aplica en otros casos como en la minería, como es el transporte de buses», repasó Bravo.
Como ejemplo del impacto positivo que puede tener la gasificación del transporte vehicular acompañada por la nueva normativa, la funcionaria del Enargas citó el caso de la ciudad de Posadas en Misiones. «Es una provincia absolutamente aislada del sistema de gas y, sin embargo, a través de estos equipos se puede pensar en tener un punto de entrega, transportarlo a granel y tener áreas en donde era impensado tener micros a GNC«, dijo.
Graciela Bravo, del Enargas.
Las empresas frente a las oportunidades
La creciente disponibilidad de gas está impulsando oportunidades concretas en materia de transporte vehicular y de reemplazo del gasoil en las operaciones de upstream en Vaca Muerta.
Juan Manuel Bazual, de JSB.
El titular de JBS, Juan Manuel Bazaul, subrayó los avances en la utilización de la flota de camiones a GNC que incorporaron en el 2023. «Compramos ahora primero diez camiones a GNC. El primer contrato era de milla larga, que es Entre Ríos, Diamante y Añelo. Ahora vamos a empezar a hacer última milla porque gracias al Enargas e YPF, en una gran colaboración con ambos, podemos abastecer los camiones con GNC en Añelo y hacer la última milla sin ningún inconveniente. El camión tiene 800 kilómetros de autonomía», dijo Bazaul.
A su turno, Eduardo Borri, presidente de Bertotto Boglione, resaltó las oportunidades de negocio que la compañía observa en materia de gasificación. «Por un lado está la movilidad, que JBS ya la viene desempeñando muy bien en sus equipos que ha adquirido. Pero por otro lado tenemos que llevar el gas a los sets de fracturación, llevar el gas a donde se consuma, reemplazar ese diesel que yo mencionaba antes por una una energía mucho más más limpia. Queremos ser parte de la solución en todo lo que sea gas, generando equipos de transporte, compresión, descompresión, también en GNL», sostuvo Borri.
Eduardo Borri, de Bertotto Boglione.
Por último, Mary Esterman, presidenta de Spark, resaltó cómo su compañía de ingeniería es un ejemplo de las nuevas empresas que surgieron en los últimos años gracias al boom de producción en Vaca Muerta para atender las distintas necesidades de los clientes en la cadena del oil & gas. «Nuestro propósito fue generar ingenieros, talento, valores, para poder darle al desarrollo energético del país, poder ir desde el punto cero, desde lo básico, lo conceptual, hasta la operación puesta en marcha y operación», contó Esterman. «Conocemos desde el mercado qué es lo que necesita el mercado, qué necesitan nuestros clientes para sacar el petróleo y el gas de debajo de la tierra», añadió.
Networking: más de 450 personas participaron de una nueva edición del Supplier Day, el evento de EconoJournal que reunió a los actores de la cadena de valor del Oil&Gas.Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources, estuvo en la apertura del evento.La consultora Sabina Trossero, una de las impulsoras de la agenda de debate del Supplier Day.En la jornada se hizo foco en los desafíos inmediatos y coyunturales para escalar el desarrollo energético.Dante Sica, ex Ministro de Producción y Trabajo, análizó la gestión empresarial en tiempos de costos crecientes en dólares.Lucila Lalanne, directora senior de Comunicación y Prensa del Grupo Techint, que moderó uno de los paneles de la jornada.Diego Martínez (Weatherford), en el Supplier Day.Eduardo Borri (Bertotto Boglione), en la nueva jornada del evento que nuclea a los actores clave de la industria energética.Federico Watkins y Nicolás Gandini en un nuevo Supplier Day.Lucas Albanesi, deRío Neuquén Distrtito Industrial, exhibió cuáles son las opciones reales de mejora en Vaca Muerta.Francisco Di Raimondo (Moto Mácnica Argentina); Juan Pablo Grussi (Tenaris); y Hernan Carbonell (Halliburton); participaron del quinto panel de la jornada. Guillermo Murphy (Tecpetrol) disertó sobre las transformaciones de la cadena de valor. El décimo panel estuvo dedicado a la agenda logística. Participaron: Gonzalo Cicilio (Andreani Grupo Logístico); Lucas Albanesi (Río Neuquén Distrito Industrial); Lucas Carbone (Loginter); y Juan Cruz López (Transporte Peduzzi).Graciela Bravo (Enargas) formó parte del pannel: «El gas natural como un multi-agregador de valor en el segmento de servicios»LucianoPompei; Juan Pablo Pintar y Alejandro Dugo dijeron presente en el Supplier Day.Walter Actis (YPF) explicó cómo aplicar Inteligencia Artificial para eficientizar la estructura operativa en Vaca Muerta.Juan Ignacio Rovetta (COGSAU) formó parte del panel: «La ampliación de la infraestructura como oportunidad para la cadena de valor».Juan Torrone, Walter Actis; Luis Lanziani; Lenin Briceno y Francisco Di Raimondo. Alejandro Monteiro, secretario ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), formó parte del evento que se desarrolló este martes en Buenos AiresMarcelo Giofrre (Pan American Energy); y Guillermo Murphy (Tecpetrol); encabezaron el segundo panel de la jornadaLuis Lanzani y Vanesa López estuvieron presentes en la nueva edición del Supplier Day.Natalia Muguerza, del Depósito Fiscal y Aduanero del Neuquén, en el evento que se desarrolló en el Salón Dorrego del Hípico Alemán.Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata.Junto a Svant, EconoJournal midió las emisiones asociadas a la organización y participantes. Los resultados servirán como base en la toma de decisiones para generar eventos más sustentables y realizar acciones de compensación.Mauro Cabrera (Oldelval); Juan Ignacio Rovetta (COGSAU); y Jose Ferreiro (Techint Ingeniería y Construcción); disertaron sobre la ampliación de la infraestructura como oportunidad para la cadena de valor.Pablo Zelerteins (Pluspetrol) dio cuenta de los nuevos desafíos en el segmento de servicios.Francisco Di Raimondo (Moto Mecánica Argentina) disertó sobre la incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios en Vaca Muerta.Leonardo Brkusic (cenrto), del GAPP, referente de la cadena de valor de Oil&Gas. Federico Gayoso (Transeparation), Darío Lattanzio (ETA SA), Oscar Erretegui (Petrohard y Geocontrol) y Leopoldo García (Tres G y GG Servicios); fueron parte de la segunda edición del Innovation Talks que tuvo lugar en el Supplier Day.Virginia Marinsalta y Ángel López estuvieron en el evento organizado por EconoJournal.Alejandro Hunko, director comercial de INGENER, en la nueva edición del evento dedicado a la cadena de valor de la industria del Oil&Gas.Patrick Galletti, VP de Nabors para Latinoamérica, y la diputada nacional Lorena VillaverdeSupplier Day 2025: el encuentro reunió a distintos referentes de empresas de servicios, proveedores y operadoras.Carlos Damian Mundin, CEO de BTU en el Supplier Day.Pablo Fiscaletti (QM) habló sobre calidad, tiempos e inteligencia para ganar productividad.La jornada se desarrolló bajo el eje: «Inteligencia operacional: Cómo potenciar la cadena de valor con eficiencias e integración para escalar el desarrollo energético»Darío Lattanzio, de ETA SA, fue uno de los speakers del Innovation Talks.El encuentro fue clave para potenciar el networking de los referentes del sector.En la jornada participaron más 430 personas.
Camioneros reclaman el pago de indeminzaciones y salarios adeudados por NRG.
El sindicato de Camioneros de Neuquén y Río Negro realiza un paro total y protestan en el ingreso a diferentes yacimientos de Vaca Muerta ante el despido de 600 trabajadores que pertenecían a la empresa NRG Argentina que comercializa arena para hidrofractura.Pese a la fuerte presencia de Gendarmería, la protesta no fue desalojada debido a que no hay bloqueo al tránsito.
La medida de fuerza comenzó hoy a las 6 ante el fracaso de las negociaciones que mantenían los dos gremios con la empresa NRG -que se encuentra en concurso de acreedores- y con las operadoras, tal como había publicado EconoJournal. La protesta incluye la adhesión de transportistas de diferentes empresas que paralizan tareas en los yacimientos de Shell, Phoenix, Total y Tecpetrol.
Desde el Sindicato de Camioneros de Río Negro explicaron que el paro se decidió luego de que la empresa radicada en Allen reconociera un pago menor al acordado para 100 trabajadores despedidos. A la fecha, la compañía adeuda salarios, aguinaldos e indemnizaciones.
«La medida se tomó tras conocerse que las empresas intentaron hacer firmar a los trabajadores despedidos de NRG acuerdos que solo reconocían el 20% de lo que se les adeuda, además de una cláusula que vulneraría los derechos de reclamo y reincorporación laboral», indicaron desde el gremio que lidera Gustavo Sol.
El pasado 1 de agosto culminó la conciliación obligatoria que la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén había dictado ante una protesta lanzada por Camioneros. Vencido el plazo, el sindicato retomó la medida ante la falta de avances en las negociaciones.
La propuesta
Fuentes del sindicato explicaron que, además de no completar el pago acordado para los choferes desvinculados, la empresa habría solicitado la firma de una cláusula que obligaba a los trabajadores a no realizar medidas de fuerza o regresar a los yacimientos. Ante esto, el gremio consideró que la maniobra «vulnera los derechos de los 600 despedidos y no soluciona el conflicto».
“Quisieron extorsionar a los trabajadores con migajas y no vamos a permitirlo. Las empresas están jugando con la desesperación. Esto fue un vergonzoso intento de manipulación”, manifestó Sol, secretario general del gremio camionero.
El sindicalista aseguró que “les quisieron dar solamente el 20% de lo que les corresponde y hacerles firmar que los que sigan en reclamo no van a poder volver a ingresar a sus yacimientos. Es una clara amenaza”. Además, responsabilizaron a las empresas Shell, Tecpetrol, Total y Phoenix por la situación y las señalaron de no aportar los fondos necesarios para resolver el conflicto.
Gendarmería se encuentra en los yacimientos. Sol aseguró que no levantarán la medida de fuerza hasta que haya una propuesta concreta.
El paro
«El paro es un éxito. El acatamiento es total. No vamos a aflojar porque demostramos que tenemos razón en nuestro planteo», sostuvo el secretario genera de Camioneros de Río Negro en diálogo con EconoJournal.
«Las conciliaciones no sirvieron para nada ya que las empresas insisten en no hacerse responsables de lo que les pasa a los trabajadores», agregó el sindicalista, quien afirmó que la medida se mantendrá por tiempo indeterminado y se levantará solo en caso de «una propuesta concreta. Queremos el bienestar de todos los trabajadores de NRG», finalizó.
Las empresas locales de servicios petroleros están atravesando nuevos desafíos para acompañar el fuerte crecimiento que se espera en el desarrollo de Vaca Muerta. Pablo Fiscaletti, presidente de QM Equipment; Horacio García, gerente General de Futura Hermanos; y Mauricio Uribe, presidente de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene), que representa a más de 600 empresas del sector petrolero, coincidieron en que el desarrollo de los no convencionales de la cuenca neuquina requiere que la cadena de valor logre una mayor competitividad. Sin embargo, advirtieron sobre las dificultades para conseguir financiamiento y remarcaron que requieren de una mayor asociación entre los distintos actores de la cadena de valor para lograr una baja en los costos.
Los tres proveedores del sector petrolero participaron del panel Cómo se posicionan las empresas locales de servicio en la nueva coyuntura, que formó parte de la nueva edición del Supplier Day, evento que organizó EconoJournal.
Desafíos
Fiscaletti señaló que “en el último año vemos un cambio muy importante en lo que es equipamiento de fractura con inversiones importantes en las compañías. Pasamos de 8 o 9 sets en diciembre de 2023 a los 13 actuales que hay operativos, más el set 14 que está llegando. Nosotros fuimos parte de ese crecimiento”.
Además, indicó que “el mercado se está modificando muchísimo por el cambio brusco en cantidad de sets, pero también se suma una mejora operativa de los sets de fractura, que hoy promedian muchas más horas y etapas de bombeo por día. Todo esto hace que el mercado haya cambiado drásticamente. Pasamos de escases de equipos a tener, incluso, sobre equipamiento”.
El presidente de la empresa QM Equipment sostuvo que “estamos muy ocupados en ver cómo se bajan los costos. Nosotros transformamos los blender para que puedan admitir arena húmeda, redujimos los costos de los químicos y desarrollamos aplicaciones que nos permitieron cambiar todos los sistemas de arranque electrónicos de los equipos de fractura que se apagan cuando no están operativos. Esto, por ejemplo, reduce el costo de combustible y mantenimiento”.
García de la firma Futura Hermanos subrayó que “este es un año difícil. Las operadoras están haciendo muchas inversiones, tenemos un cashflow limitado, el contexto internacional no acompaña por el tema del precio del barril de petróleo y en el ámbito local tenemos un riesgo país alto que no permite la financiación internacional. Todo esto hace que los proyectos no fluyan. Pero lo que va a pasar en 2026 es que va a venir un ramp up de trabajo y eso requiere que todos nos preparemos de una forma muy flexible”.
“Una de las claves para nosotros es la asociación en todo el ecosistema para ser más eficientes. Incluyo a las empresas contratistas, prestadoras de servicios, proveedores de insumos. Tenemos que hacer que todo fluya de la mejor manera posible porque cuando esto arranque, va a arrancar con todo y vamos a necesitar plazos y precios exigentes porque si nuestro país tiene que competir con Permian, realmente nos vamos a tener que adaptar”, destacó el directivo de Futura Hermanos.
En tanto, Mauricio Uribe afirmó que “el desarrollo en el corto y mediano plazo es complejo debido a que gran parte del entramado empresario neuquino presta servicios que entraron en una situación de baja controlada. No creo que supere el 30% en la actualidad. Esto nos traer algunos problemas. Desde la Fecene hemos intentado crecer con equipamiento y personal. La capacitación es algo difícil de conseguir”.
También resaltó que “nuestro objetivo es que seamos la opción de cercanía y con calidad. Para nosotros es importante bajar los costos y el factor de ocupación. En la actualidad tenemos muchos tiempos muertos y muchas veces sin operación entre las empresas de servicio, las operadoras y nosotros y esto debería poder mejorarse”.
Estrategias
Fiscaletti remarcó que “el foco nuestro son las locaciones ´diésel free´. Apuntamos a que cada vez se use más GNC como combustible para fractura y perforación y tenemos una batería de soluciones muy amplias”. “Para futuro estamos construyendo nuevas bombas y nuestra idea es que en el primer semestre del año que viene poder entregar una flota completacon nueva tecnología”, concluyó el presidente de QM Equipment.
Por su parte, Horacio García de Futura Hermanos resaltó que “la adaptación de las empresas va a necesitar una cooperación en un ecosistema más eficiente, deberíamos poder juntarnos por proyectos para ofrecerles una mejor propuesta a las operadoras y de manera conjunta. Cuando las operadoras se juntan forman una UTE (Unión Transitoria de Empresas), nosotros deberíamos poder hacer lo mismo por proyecto”.
Además, destacó que “con toda la información que nos brindan los clientes tenemos que trabajar en nuestras empresas en llenar ese gap en lo que necesitan las operadoras para cada momento y lo que nosotros podemos dar, para que no nos afecten las importaciones y poder ser más productivos”.
Por último, Uribe afirmó que “estamos trabajando en sociedad con empresas no sólo argentinas, también canadienses, estadounidenses, brasileras que quieren venir a la Argentina. Queremos concretar esas sociedades, pero nadie viene sin certeza sobre cómo va a ser el desarrollo, cuánto vamos a poder trabajar. Nuestro ritmo de crecimiento viene aparejado a las certezas”.
La incorporación de tecnología es un requisito clave para las empresas de servicios de perforación y completación de pozos que se quieren mantener a la vanguardia en materia de competitividad en Vaca Muerta, de acuerdo con lo manifestado por representantes de Nabors, Halliburton, Calfrac y SLB, antes conocida como Schlumberger, durante sus respectivas presentaciones en el Supplier Day organizado por EconoJournal. Además, anticiparon que la actividad volverá a crecer con fuerza en Vaca Muerta.
Patrick Galletti, VP Operaciones LA de Nabors, explicó que la dinámica de constante incorporación de equipos de perforación más eficientes observada en los Estados Unidos aplicará también para Vaca Muerta. “Siempre están bajando a los que son menos eficientes. Ese proceso es un sistema de evolución que va a llegar a todo el mundo. El único desafío que yo veo es asegurarnos que tengamos suficiente gente. Así que nuestra postura con Nabors es traer la más nueva tecnología y contratar gente adicional para ir capacitándolos. Estamos firmando contratos a cinco años, que es necesario para poder justificar traer toda la tecnología a la Argentina», dijo.
La disponibilidad de trabajadores especializados en el mercado argentino para acompañar el crecimiento productivo esperado es un punto crítico según la empresa de origen estadounidense. «Estamos encontrando menos y menos gente capacitada en el mercado abierto. Por ejemplo, Argentina es el único lugar al nivel del mundo que Nabors tiene un 20% más gente de lo necesario. No es porque somos buena gente y queremos contratar a más, sino que es necesario porque tenemos que ir entrenándolos, porque vemos que va a haber más equipos entrando al país«, subrayó Galletti.
Patrick Galletti, de Nabors.
A su turno, Hernán Carbonell, de Halliburton, remarcó que la actividad en Vaca Muerta volverá a crecer con fuerza a partir del año próximo. «Más allá de ver una pequeña estacionalidad hacia finales de año, lo que vemos en 2026 y en los años que siguen es un crecimiento muy sostenido en lo que es la actividad«, dijo.
El plan de Halliburton es acompañar los planes de crecimiento en la producción no convencional de las operadoras con la incorporación de más tecnología. «El gran desafío que ya tenemos para los años que vienen es la electrificación; por ejemplo, sets eléctricos. Es desembarcar con esa tecnología. También seguir profundizando en las tecnologías de digitalización de sistemas, como por ejemplo herramientas digitales que se integran a la tecnología del RIG para avanzar sobre la automatización, la toma de decisiones en tiempo real, el conocimiento del reservorio y demás», explicó Carbonell.
Hernán Carbonell, de Halliburton.
Innovación
Miguel Bernal, de Calfrac Well Services, señaló que en el frente de la innovación están trabajando fuertemente tanto en servicios de fractura como en coiled tubing, un servicio de completación que están aplicando en el proyecto Toyota Well de YPF.
«Coiled tubing es de alguna manera un poco el orgullo nuestro del nivel de innovación. Para nosotros es un orgullo poder participar en Toyota Well. Hemos alcanzado grandes hitos recientemente, en cuatro pozos, superando extensiones de siete mil quinientos metros«, contó Bernal.
Calfrac también está apostando a la utilización de bombas para fractura a gas natural. «Iniciamos el proceso de transformación de nuestros equipos de fractura, migrando a bombas dual fuel, hace básicamente un año. Si lo ponemos en contexto, Calfrac inicia sus operaciones de fractura recién en 2013, con tan solo 13 bombas. Hoy en día vamos a cerrar nuestro plan de CAPEX 2025 con 80 bombas de fractura«, dijo el representante de la empresa.
Miguel Bernal, de Calfrac.
Por último, David Caballero, de SLB Argentina, explicó que el principal desafío de la compañía es integrar su portafolio de servicios para hacer frente al crecimiento de la actividad. «Creemos que no solamente el desafío es técnico, sino también integrar toda esa capacidad de servicios para poder ser lo más eficientes posibles y lograr tener acuerdos a medida y cumplir con las necesidades de nuestros clientes, ya sea desde servicios discretos, servicios paquetizados, servicios integrales, hasta servicios llave en mano», analizó.
Caballero destacó los avances de la empresa en materia de digitalización en Vaca Muerta. «Tenemos nuestra plataforma Delfi, que conecta datos, proyectos, protocolos, y que nos dan datos correctos para que podamos tomar las decisiones correctas, reales y de manera ágil. También estamos desarrollando para eficiencia energética, perforación autónoma, automatización de sistemas críticos, monitoreo inteligente de emisiones. Lo interesante de todo esto es que son tecnologías que ya la aplicamos en Vaca Muerta.Son soluciones probadas, no son pruebas pilotos», concluyó.
La cadena de valor de la industria energética atraviesa sus propios desafíos para viabilizar el desarrollo de las operadoras de gas y petróleo. La volatilidad del precio internacional del petróleo, sumado a crecientes costos en dólares y la falta de financiamiento, instalaron en la agenda la necesidad de mejorar la eficiencia del segmento de proveedores de servicios para, a la vez, alcanzar una integración más amplia que permita incorporar tecnología, superar barreras logísticas históricas e incluso transformar la gestión de los contratos de servicios. Así lo observaron los responsables de las áreas de Supply Chain de cinco de las principales empresas petroleras con proyectos en Vaca Muerta que participaron este martes de la nueva edición del Supplier Day que organizó EconoJournal.
Cómo trazar esa agenda de futuro que permita pasar de la incertidumbre local a la competitividad global fue el eje que desarrollaron Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol; Marcelo Gioffre, VP Supply Chain & Seguridad de PAE; Walter Actis, VP of Supply Chain y Servicios de YPF; Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol; y Lenin Briceño, Supply Chain Manager de Shell.
La premisa fue analizar los desafíos concretos para mejorar la vinculación de la cadena de valor de la industria, integrada por proveedores y contratistas de equipos y servicios, a un escenario que se anticipa de sostenido crecimiento con la puesta en marcha en pocos años de megaproyectos como el Vaca Muerta Oil Sur o el Argentina LNG en sus tres etapas. La magnitud de esas iniciativas obliga a repensar en detalle lo que ocurre aguas abajo de la cadena de producción.
Para Murphy ese rol exportador de gas y petróleo de la Argentina significará el ingreso a un mercado global competitivo que tiene nuevas exigencias. “Vamos a jugar el mundial del Oil & Gas y tenemos que estar muy finitos, ahí pasa el gran desafío de la cadena de valor. Hay un paquete tecnológico que viene asociado con los servicios que va a cambiar la manera de gestión, la información que vamos a tener y las salas de monitoreo y el uso de la IA van a transformar la manera de resolver los problemas, habrá mucho por aprender y va a cambiar la manera de operar”.
Marcelo Gioffre de PAE y Guillermo Murphy de Tecpetrol
Ese nuevo escenario trae otro abordaje clave en la relación de la petrolera con su proveedor. Para el VP de Tecpetrol “esta transformación producto de esas tecnologías y su uso la vamos a tener que incorporar en los contratos. Es un gran desafío cambiar la manera rígida de los contratos anteriores para que el recurso activo esté utilizado al 100%, por ahí pasa la cuestión de eficiencia y baja de costos, pero a la vez tenemos que abordar la discusión de tarifas sinergizando los servicios”.
“Ya no hay manera —agregó Murphy— de no trabajar con tecnología y la usamos en todos los aspectos. En Tecpetrol tenemos 200.000 líneas de compras de materiales por año, imposible manejar sin tecnología, pero todavía no logramos incorporar a esos contratistas y que sea uno más de nosotros. La parte financiera está linkeada, pero no todo el proceso del servicio y todo eso hay que trabajarlo metiéndonos en el contratista como si fuera un empleado propio”.
Desafíos y oportunidades en la producción
Para Gioffre, en similar sentido, “hay enormes desafíos con tan solo pensar que hay que llenar el VMOS y los proyectos de LNG para lo cual habrá que duplicar la producción de petróleo y gas, y para eso hoy hay muchos problemas y muchas oportunidades de ser más productivos, pero esa productividad todavía no la hemos logrado y en muchos casos es culpa de los operadores de no generar los procesos para eficientizar los recursos también en el convencional”, como la área emblema que opera PAE de Cerro Dragón, en la provincia de Chubut.
“Tenemos que quebrar barreras históricas que no las hemos quebrado, no nos dimos cuenta que tenemos eficiencia por la manera en que hacemos los contratos y no pudimos homogenizar y hacer más eficientes los recursos. La Cuenca del Golfo tiene esos recursos y tenemos que lograr que siga funcionando con transformaciones a las que hoy está permeable la sociedad como para llevarlas a cabo”, aseguró el responsable de Supply Chain de PAE.
La empresa encabeza el consorcio Southern Energy que ya empezó un trabajo enorme para cumplir los plazos de inicio de producción de gas natural licuado desde unidades flotantes frente a las costas de Río Negro. “Estamos trabajando en supply chain —dijo Gioffre— para poder avanzar con este proyecto porque estamos urgidos por empezar, y generar las licitaciones necesarias para construir el caño paralelo al VMOS de 500 kilómetros que va a traer el gas para el MKII”.
Inteligencia artificial en la cadena de valor
Actis se refirió en el encuentro sobre cómo la inteligencia artificial puede sumar valor concreto en las operaciones del ecosistema energético, para lo cual YPF está reestructurando su área de supply chain. “Estamos haciendo una revisión de tres pilares que tienen que ver con la organización, los procesos y los sistemas antes que hacer cualquier tipo de integración. Al entender todo eso se puede incorporar el avance digital que más allá de usar la IA como la que reemplaza a la persona y maneja los datos, es la que invoca al ser humano para situaciones críticas”.
Walter Actis de YPF
En esa transformación ambiciosa y compleja la empresa viene avanzando desde comienzos de año para el desarrollo de esos nuevos sistemas e incorporar el resto de la cadena en procesos y organización. “Desde marzo lanzamos el grupo de Energía Pyme para interactuar con todo el ecosistema para que cualquier desarrollo que hagamos en las operadoras o cualquiera de las compañías de servicios permita mejorar también la eficiencia de un proveedor en particular que pueda afectar al resto de la cadena”, agregó el directivo de YPF.
Actis también identificó un desafío grande de todas las organizaciones de supply chain. “Una cosa es dónde se genera el dinero y otra cómo lo gastamos. Hay mucho que la operación sabe y maneja muy bien, pero existe una oportunidad enorme del área de supply chain de integrar el conocimiento de todas las compañías de servicios que traen muchísimo valor y no lo pueden transparentar al área operativa. Lo desafiante es incorporarlo rápido para el éxito de eficiencia en el menor tiempo posible, al menor costo, y hacer que tenga un efecto en un ciclo evolutivo constante y virtuoso”.
Desafíos logísticos y la necesidad de colaboración
En otro de los momentos del encuentro, Zelerteins explicó que una compañía como Pluspetrol, que acaba de incorporar nuevas áreas adquiridas a ExxonMobil, tiene desafíos en distintos segmentos. “Trabajamos la mejora en la eficiencia, en poner la factoría a un ritmo que permita ser sostenible y trabajamos en desafíos técnicos en resolver cuestiones que aportan mayor eficiencia en los tiempos, desafíos de mercado porque necesitamos más empresas, más proveedores de servicios, más herramientas, más asociatividad con muchas compañías de afuera y locales”.
“Hoy el precio es una parte de la discusión —aseguró el director de Supply Chain de Pluspetrol— pero tenemos que buscar cómo lograr mejorar desde el costo, con los recursos humanos ampliando la oferta con desarrollo y capacitación de nuevo personal y trabajar con los desafíos tecnológicos y también desafíos logísticos porque los proyectos vienen avanzando a un ritmo más rápido que la infraestructura, y estamos trabajando con las empresas de la zona para materializar nuestro plan”.
Zelerteins también desarrolló cómo trabaja la empresa los componentes de costos con los distintos segmentos. “Buscamos poder fijar reglas que den previsibilidad con una provisión garantizada, por ejemplo estamos trabajando en arena húmeda que va a ser una de las pruebas que se vienen, el consumo del gas propio como combustible para el set de fractura, con la provisión de agua que no está tan disponible en Bajo del Choique y en la recirculación, y en pruebas de herramientas a pesar de la brecha de precios con Estados Unidos”.
Pablo Zelerteins de Pluspetrol y Lenin Briceño de Shell (Ambos al centro)
La falta de infraestructura fue uno de los cuellos de botella más mencionados. Briceño destacó la evolución de los problemas en el sector y resaltó la necesidad de apelar a una filosofía de colaboración. “Si nos sentamos todos en una mesa vamos a terminar con una lista de seis o siete problemas que todos tenemos. Pasamos de un año atrás donde no había acceso a dólares y teníamos dificultad con las importaciones, y ahora estamos con el problema de infraestructura y de la logística básicamente”.
“Es importante lograr una cooperación entre operadoras y contratistas, con una visión de colaboración porque no podemos hacer la misma estrategia que Estados Unidos o Canadá porque no da el mercado. Colaboración es lo que necesitamos para crecer”, enfatizó el Supply Chain Manager de Shell, quien manifestó el optimismo de la compañía a nivel global con sus activos en Vaca Muerta.
“Somos muy optimistas sobre la Argentina y Vaca Muerta a nivel global y estamos enfocados en áreas donde hacer más inversión, y aquí la idea es siempre crecer”, aseguró Briceño. “Pero antes de empezar un crecimiento más grande el enfoque está en la continuidad de la eficiencia, de hacer un pozo bien y que el resultado en el siguiente sea el mismo, es decir cómo mejorar la performance para continuar creciendo, y eso es lo que Shell a nivel global nos está demandando, sin subidas y bajadas”.
Tenaris, la compañía siderúrgica de tubos sin costura para la industria de Oil&Gas del grupo Techint, que en los últimos años se posicionó también como un proveedor de servicios de completación para Vaca Muerta, está implementando un plan de innovación tecnológica para reducir costos y ganar competitividad en la perforación de pozos en Vaca Muerta. “Vamos a incorporar un rig (equipo), diseñado por Tenaris y con el proveedor del equipo, que se utiliza para perforar el casing de superficie de una forma mucho más eficiente a la que se hace en la actualidad. Según nuestras estimaciones, podríamos hacer la perforación en casi la mitad de tiempo y logrando hasta un 3% de ahorro en el costo de perforación en un pozo de Vaca Muerta”, confirmó Juan Pablo Grussi, director Comercial de Tenaris en el Supplier Day 2025, el evento organizado este martes por EconoJournal que se desarrolló en el Club Hípico Aléman, en Buenos Aires.
Además, el directivo indicó que “a comienzos de 2026 vamos a traer un nuevo set de fractura, que para nosotros sería el tercero, con la particularidad de que va a ser una tecnología DGB Tier IV (Dynamic Gas Blending), que permite que hasta un 70% sea alimentado con gas natural comprimido (GNC)”. “La intención es seguir impulsando una propuesta competitiva en la medida que se va desarrollando Vaca Muerta”, añadió.
Respecto al rig de perforación, Grussi subrayó que también es una novedad para el sector ya que “tendrá Inteligencia Artificial, una tecnología también desarrollada por Tenaris, que va a permitir de manera online tomar decisiones sobre cómo operar al equipo de forma más robusta”.
Reducción de costos
El director Comercial de Tenaris remarcó que “uno de los desafíos que teníamos era cómo llevar el GNC hasta el yacimiento y lo resolvimos a través de una planta compresora que permitirá llevar vía camión el GNC para abastecer el set de fractura”.
Grussi participó del panel “La incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios en Vaca Muerta”, donde describió también cómo Tenaris pasó de ser una empresa estrictamente industrial con la fabricación de tubos a sumar a su operación el sector de servicios petroleros.
El directivo describió cómo es la innovación que Tenaris incorporó a su producción de acero. “Una de las inversiones más relevantes que venimos haciendo es sobre la tecnología que se llama Consteel, que fue desarrollada por una de las empresas del grupo (Techint) en Italia, pero la primera planta donde se implementó fue la de Tenaris en Campana. Es una tecnología para abastecer el desarrollo de Vaca Muerta, pero también para implementar en yacimientos como Cerro Dragón” señaló.
“Es una tecnología que la estamos implementando en la fabricación de acero en Campana. Nos va a permitir no sólo incrementar un 10% la capacidad de producción, es decir, estar arriba de un millón de toneladas, sino que es una tecnología mucho más eficiente y en línea con disminuir las emisiones de carbono”, destacó Grussi.
Por último, el director Comercial de Tenaris sostuvo que “otra inversión que viene llevado adelante la compañía para mantener la competitividad tiene que ver con la construcción de dos parques eólicos en la provincia de Buenos Aires: uno en la localidad de Gonzáles Chavez, que ya está en operación, y el otro en Olavarría, que está en construcción”.
“Juntos, los parques eólicos suman una inversión de alrededor de US$ 400 millones. Ambos parques tienen la intención de asegurar el 100% de la energía eléctrica de nuestra planta de Campana. También nos permite reducir 30% las emisiones de carbono para 2030”, concluyó Grussi.
El ex ministro de Producción y Trabajo, Dante Sica, remarcó que Argentina está transicionando de una economía cerrada a una cada vez más desregulada e insertada al mundo. “Argentina está cambiando su estructura de motores desde el punto de vista de actividad productiva. Antes teníamos solo un sector que traccionaba y el mercado interno. Hoy tenemos los sectores de agroalimentos, energía, minería y todo lo que tiene que ver con el sistema de servicios basados en el conocimiento”, aseguró al exponer en el Supplier Day organizado por EconoJournal. “A mediano plazo el tipo de cambio va a ser menor en términos reales que en las décadas anteriores. Por lo tanto, tenemos que trabajar sobre la competitividad: impuestos, costos, regalías y convenios colectivos de trabajo”, agregó.
Sica remarcó que Argentina viene de una economía totalmente desequilibrada, en la que no había precios, se estaba al borde de la hiperinflación y donde había un conjunto de restricciones microeconómicas. “Lo que salvaba a la empresa de la crisis macro era la mirada financiera. El tipo más importante de la empresa era el tesorero, el CFO. Si uno mira ese período, la mayoría de las ganancias eran más financieras que operativas”, subrayó.
“Estamos transicionando a una economía con fundamentals macro mucho más sanos, donde se recuperaron las cuestiones fiscales y donde el tipo de cambio empezó a flotar. Si la economía sigue este rumbo, a fin año vamos a estar de nuevo en los mercados internacionales con una economía mucho más desregulada y mucho más competitiva”, sostuvo.
“Nos estamos integrando a un proceso global de comercio y por lo tanto tiene que haber regulaciones que sean más de ataque que de defensa. Toda nuestra estructura regulatoria estaba hecha para defendernos y ahora estamos generando un sistema de regulaciones que son para ser competitivo y conquistar mercados”, remarcó.
En este nuevo contexto, recomendó dejar atrás el concepto de resilencia que fue el que ayudó a las empresas a sobrevivir en las décadas anteriores e ir a un concepto de adaptación, de innovación y de generación de valor. “La tecnología ya no es una mejora de la innovación, la tecnología es lo que te permite seguir estando dentro del negocio”, dijo.
“Hay que empezar a mirar como esos nuevos ecosistemas están traccionando y empezar a relacionarse con esas cadenas. Hay un cambio en la matriz productiva argentina que están cambiando los esquemas de economía política. Estos cuatro ecosistemas tienen un denominador común que son inversiones para el mercado global. No son inversiones para el mercado interno. Esto cambia la lógica de acción”, insistió.
La mira en los convenios colectivos
“Vamos a dar un salto exportador no por precio sino por cantidad. Aparte del sector agropecuario vamos a tener una secuencia que incluye petróleo, litio, gas y cobre. Esa es la secuencia que vamos a tener. A mediano plazo el tipo de cambio va a ser menor en términos reales que en las décadas anteriores. Por lo tanto, tenemos que trabajar sobre la competitividad: impuestos, costos, regalías y convenios colectivos de trabajo”, remarcó.
“Vamos a tener que discutir todos los convenios colectivos de trabajo. Los convenios colectivos de trabajo de la Argentina no son compatibles con una economía integrada al mundo. El 50% de los convenios colectivos de Argentina son de la década del 80 para atrás. Ahí hay unos costos extra salariales adentro de los convenios que hacen que sea incompatible con la realidad actual”, agregó Sica.
En contra del régimen de compre local
El ex ministro del gobierno de Mauricio Macri también le apuntó a las leyes de compre local. “Las leyes de compre local atentan contra la competitividad de la cadena productiva. El desarrollo de Vaca Muerta, sumado al desarrollo de minería, hacen crujir a toda la cadena de abastecimiento y logística de la Argentina. Un compre local fomenta la producción local, pero te quita escala y hoy para ser productivo se necesita tener escala. Tenemos que tener un programa de desarrollo de productores muy importante”, aseguró.
Luego remarcó que “la licencia social no solo tiene que ver con las cuestiones ambientales sino también con las cuestiones de desarrollo local. Hay un tema de incompatibilidad. No se puede desarrollar un microsistema de proveedores en Neuquén y otro microsistema de proveedores para la minería en San Juan porque no te da la escala. En eso tenemos que trabajar mucho”.
El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, aseguró que “la consistencia es el primer paso para mejorar la competitividad en Vaca Muerta”. “Hoy nos cuesta hacer dentro de un mismo pad dos pozos iguales. La confiabilidad que tienen los sistemas y las herramientas se ha visto degradada en el último tiempo. Creo que ese es el trabajo más importante que tenemos que lograr con los contratistas”, aseguró al inaugurar una nueva edición del Supplier Day, organizado por EconoJournal en el Club Hípico.
Bizzotto reconoció que la macroeconomía es otro aspecto central para mejorar la competitividad, pero es un tema que va más allá del accionar de las compañías petroleras. “El riesgo país, la tasa y el cepo son temas clave para Vaca Muerta, pero no están bajo nuestro control”, subrayó. Por ese motivo, decidió poner el foco en la consistencia, un aspecto que sí depende de la gestión que lleve adelante cada petrolera junto con su red de proveedores.
Crecer orgánicamente
“Para empezar a ser eficiente hay que empezar por casa. Antes de exigirle a los contratistas y a los proveedores nosotros tenemos que dar el ejemplo”, sostuvo Bizzotto, quien aseguró que Phoenix es una empresa de unos 100 empleados que produce cerca de 20.000 barriles diarios, que tiene un plan para llegar a 50.000 barriles en los próximos 2 o 3 años y remarcó que en ese momento seguramente van a ser una compañía de 130 o 140 personas, no 1000 personas. “Tenemos una visión clara para crecer orgánicamente y de manera responsable. No queremos crecer para después volver a ajustar y creemos que es un buen ejemplo para el trabajo con nuestros contratistas”, dijo.
“Nosotros vamos a invertir US$ 2000 millones en los próximos 5 años en el escenario de mínima. Ya tenemos la decisión tomada y el plan lanzado. En un momento en el que muchas compañías están bajando la actividad, incorporamos un segundo rig para acelerar el ingreso de pozos antes de fin de año y en enero incorporamos otro equipo de HP y tenemos un contrato de 5 años por esos dos equipos con la posibilidad de incorporar un tercero en 2027”, aseguró.
Relación con los proveedores
Luego de detallar algunos aspectos clave del plan de Phoenix, Bizzotto analizó la relación con contratistas y proveedores subrayando la necesidad de mejorar la consistencia. “Hoy nos cuesta hacer dentro de un mismo pad dos pozos iguales. La confiabilidad que tienen los sistemas y las herramientas se ha visto degradada en el último tiempo. Creo que ese es el trabajo más importante que tenemos que lograr con los contratistas”, dijo. “Recordemos que el no convencional es una fábrica de pozos. Si nosotros cada pozo lo hacemos distinto, o un pozo demora 30 días y otro 25 esa fábrica no es tan eficiente”, agregó.
“Muchos de los problemas asociados a la consistencia se deben a errores de operación. Si Vaca Muerta va a dar el nuevo salto de actividad, va a haber que poner mucho foco por parte nuestra y de los contratistas para formar la gente para que opere esa tecnología adecuada sin cometer errores”, insistió Bizzotto.
—¿Cómo se prepara a una petrolera para ser más reactiva? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
–Hay que separar la organización propia, que es la que estudia y planifica, que no es la que más cambios sufre, y otra estrategia y foco es la de los contratistas. Por cómo fue nuestro nacimiento, que necesitaba apoyo de los contratistas, hicimos un pacto inicial: aquellos que nos acompañaban desde un principio son los que iban a seguir cuando estuviera el crecimiento. Hicimos muchas alianzas con proveedores locales. Nosotros tenemos un porcentaje muy grande de nuestra cartera de proveedores que son locales, que tienen capacidad de reacción rápida, disponibilidad y manejo muy bueno de los stakeolders y evitar conflictos y problemas en el campo.
Insumo clave
Al analizar estrategias para reducir costos, Bizzotto remarcó la necesidad de acceder a arena a precios competitivos. “La industria no se puede dar el lujo de no tener arena in basin, el negocio no está ni en un tren ni en el transporte, el negocio está en encontrar arena barata, de manera sustentable, producirla con consistencia todos los días del año. Nosotros no podemos pagar arena más última milla a US$ 130 o US$ 150. Eso es una locura”, dijo.
–Hay empresas que prefieren traer arena de Entre Ríos y otras compañías gestionan insumos en cuenca porque en términos de productividad les rinde trabajar con arena más cercana al yacimiento. –le comentó Gandini.
–La variable que hay que mirar es el costo de desarrollo, los dólares que se invierten para construir un pozo versus la EUR (NdE: «Estimated Ultimate Recovery», o en español «Recuperación Final Estimada») que va a tener un pozo. Hoy no hay ninguna evidencia de que la arena de Río Negro haya deteriorado la productividad de los pozos y si la productividad se ve deteriorada dentro de 25 años en la evaluación económica no tiene ningún impacto.
Por último, Bizzotto insistió en la necesidad de acelerar el desarrollo de la formación rocosa. “Una petrolera tiene que destinar el 99% de su CAPEX a pozos, no a trenes o a otra cosa. Nosotros tenemos que acelerar la puesta en valor de Vaca Muerta por la ventana de oportunidad que tiene”, concluyó.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) destacó que durante junio de 2025 la producción del sector experimentó una suba del 5% respecto al mes anterior; mientras que la comparación interanual presentó un aumento del 8%. Por su parte, la variación acumulada tuvo una baja del 6 por ciento.
Por el lado de las ventas locales, en el relevamiento de la Cámara se observó un incremento del 7% frente a mayo, aunque los datos interanuales indican una baja del 10%. En lo que va del año, este segmento acumula una caída del 15%, reflejando aún un comportamiento mixto en los distintos subsectores.
Exportaciones
En cuanto a las exportaciones, la reseña de la CIQyP® mostró un fuerte repunte del 20% en la variación mensual. Pese a ello, la comparación con junio de 2024 marca una caída del 17%, aunque el acumulado de 2025 se mantiene levemente positivo, con un alza del 4%.
Respecto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el análisis de la CIQyP® reveló un importante crecimiento mensual del 29% en producción respecto al mes anterior, con una mejora del 6% en la variación interanual; aunque con una leve caída en el acumulado del año en 1%. En cuanto a las ventas locales, se observó una baja del 1% mensual, un incremento del 9% en la variación anual y una disminución del 3% en el acumulado. En el caso de las exportaciones, se registró caída del 31% frente a mayo, aunque la comparación interanual arrojó una suba del 17%, con un crecimiento acumulado del 32%.
Balanza comercial
Durante junio de 2025, la balanza comercial de los productos del sector, medida en dólares, registró una suba del 20% en comparación con junio del año pasado. Las importaciones disminuyeron un 17%, mientras que las exportaciones bajaron un 10%.
Por su parte, el uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, fue del 58% para productos básicos e intermedios y del 86% para productos petroquímicos.
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 junio 2025, fueron de 289 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.550 millones en el primer semestre del año.
“Interesante recuperación del mes de junio en producción y ventas al exterior lo que muestra la resiliencia del sector, sin embargo, no alcanza para recuperar volúmenes y montos del año pasado. Podemos decir que el sector sigue la dinámica de la industria en general al ser proveedora de la mayoría de las cadenas de valor”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, adelantó este lunes que dos nuevas petroleras internacionales desembarcarán en la provincia en las próximas semanas. Si bien el funcionario provincial no las identificó, EconoJournal pudo confirmar que las firmas que están por recibir el guiño oficial son la brasileña Fluxus, la petrolera que controla el grupo J&F, el principal productor de carne del Brasil, y la colombiana GeoPark.
–¿Qué está pasando gobernador? ¿Por qué se están yendo las empresas en una provincia como Neuquén, que es un emirato? -le preguntó la periodista Silvia Naishtat a Figueroa en un evento de energía organizado por el Grupo Clarín.
–Me apasiona poder venir a Buenos Aires y aclarar muchas cosas que como siempre desde el Obelisco nos provoca miopía y no se alcanza a ver lo que pasa en las provincias. ¿Qué pasa con las empresas? Bueno, cómo ustedes saben la macroeconomía le corresponde al Estado Nacional y si existen determinados vaivenes o desconfianzas por parte del inversor externo, pueden mirar otros escenarios. Nosotros hemos tratado de darle también a los portfolios la posibilidad de ser muy dinámicos y ante la salida de una empresa internacional o crece una nacional o viene una nueva internacional. -respondió el gobernador.
A continuación, y para tratar de relativizar la idea de que la producción petrolera de Neuquén se está argentinizando luego de las salidas de Petronas, Exxon y TotalEnergies, Figueroa sostuvo que «esta semana está ingresando una empresa brasileña y creemos que en los próximos 15 días va a ingresar una empresa colombiana», aseguró.
Figueroa expuso en el evento organizado por el Grupo Clarín.
Las petroleras que llegan
Si bien no mencionó cuáles son, el Grupo J&F, el conglomerado privado más grande de Brasil, dirigido por los empresarios Joesley y Wesley Batista, anunció en diciembre de 2023 la compra, a través de su filial Fluxus, de una serie de campos convencionales en Neuquén a Pluspetrol y desde entonces espera la aprobación del ejecutivo provincial.
La operación involucra a los Bloques 1 y 2 y el Bloque Centro del campo Centenario en Neuquén, además del 33% del campo Ramos en Salta. La transferencia se demoró debido a una negociación entre la provincia y Fluxus relativa a la presentación de garantías económicas por parte de la petrolera destinadas a la remediación final de los pozos petroleros.
Por otro lado, Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, dio recientemente una señal fuerte de querer ingresar en Vaca Muerta. El CEO de la compañía, Felipe Bayon, expuso en julio los pilares estratégicos para una nueva etapa de expansión a mediano y largo plazo en la región, con un enfoque especial en el desarrollo no convencional de la cuenca Neuquina.
La petrolera colombiana había avanzado en un acuerdo con Phoenix Global Resources en mayo de 2024 para desarrollar cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por Neuquén y Río Negro. Pero un año después, en mayo de este año, el acuerdo no prosperó por falta de homologación por parte de la provincia de Neuquén en dos áreas y, finalmente la operación se cayó.
«Queremos estar en Vaca Muerta no solo como inversionistas, sino como parte activa del desarrollo, aportando experiencia técnica, disciplina operativa y compromiso con la creación de valor compartido», expresó Bayon en una entrevista con EconoJournal.
La Subsecretaría de Energía de la provincia de Buenos Aires presentó este lunes el Portal Energético de la provincia (PEBA) en el Centro Bonaerense de Energías Renovables. Se trata de una iniciativa que tiene como objetivo centralizar y facilitar el acceso a las estadísticas energéticas a fin de apoyar la toma de decisiones, promover la investigación y contribuir al desarrollo sostenible del sector.
La exposición estuvo a cargo de Gastón Ghioni, subsecretario de Energía; Pablo Jorge, director de la Dirección de Información y Prospectiva energética; Diego Rusansky, director provincial de Estadística; y Roberto Salvarezza, presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas de la Provincia de Buenos Aires.
Acceso a la información: ¿cuáles son los datos con los que cuenta el portal?
Jorge explicó que “el objetivo de la provincia era organizar la información para que este nuevo portal se convierta en una herramienta pública que sirva para la toma de decisiones y que al mismo tiempo estuviera al alcance de todos. Queríamos que sea un instrumento que sirva para impulsar el desarrollo sostenible y la eficiencia energética”.
Al PEBA se puede acceder desde la página web del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos. En el portal se puede observar la oferta de energía, los hidrocarburos que vienen desde otras provincias y el consumo de energía por sector.
“Desde el portal podemos acceder a los datos del último balance energético que presentamos y el recorrido y flujos de la energía. Podemos obtener información estructural de años anteriores, pero también información en tiempo real con datos que surgen desde Cammesa”, explicó el director de la Dirección de Información y Prospectiva energética de la provincia.
Esto es así ya que el portal permite que cualquier usuario pueda visualizar la demanda en tiempo real, y también la de los días anteriores, y la matriz de generación.
Jorge detalló: “El portal también posee un tablero sobre el sistema eléctrico provincial. Allí podemos ver la potencia y la generación que tuvo la provincia por tipo de tecnología. También hay un apartado para las energías renovables y otro que hace referencia al uso de combustibles en las distintas centrales térmicas y al tipo de demanda”.
Energía eléctrica
Uno de los aspectos novedosos del PEBA es que tiene un tablero sobre las áreas de concesión y un apartado de usuarios por categoría tarifaria y cantidad de usuarios por distribuidora. Además de estos datos cuenta con un simulador de facturación eléctrica. “Gracias a esto los usuarios residenciales podrán conocer un valor estimado de su factura ya que allí podrán seleccionar la distribuidora, el tipo de usuario, el consumo. Eso permite simular la factura del servicio eléctrico y también muestra cómo se posiciona ese consumo”, precisó Jorge.
Renovables
El PEBA también tiene un apartado dedicado a las energías renovables. Hay un segmento que aporta información sobre la cantidad de parques solares con los que cuenta la provincia, dividida por localidades.
“También podemos ver las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que se generan en la provincia. Contamos con mapas energéticos para ver las áreas de concesión, los parques, la infraestructura petrolera. Todos estos mapas se pueden descargar y permiten filtrar por capas de información”, informó Jorge.
El portal brinda además la posibilidad de obtener información sobre el marco legal y normativo que da lugar a toda la actividad energética en la provincia. Posee un apartado para explorar las normativas del sector, por número, año y palabra clave. “Este portal es un punto de partida. Se va a actualizar constantemente y va a permitir transparentar la información”, aseveró el director de la Dirección de Información y Prospectiva energética.
Impacto
El subsecretario de energía de la provincia indicó que todos los datos del portal serán clave a la hora de diversificar la matriz energética y diseñar políticas energéticas de cara al futuro. “Para diseñar políticas necesitamos tener información real y este es un gran paso en ese sentido. Tenemos grandes desafíos y debemos ir incorporando nuevas variables. Con el acceso a la energía logramos la equidad social, la calidad de vida. Sin tener estos datos se hace política a ciegas”, concluyó Ghioni.
Ghioni consideró: “Es información integradora. Esta es la continuidad de un trabajo que venimos haciendo. Todos son los destinatarios. Es un aporte al mundo académico y al científico general. Es información fundamental y por eso la abrimos a todos. Creemos que es un punto necesario”.
Eficiencia energética
Rusansky, director provincial de Estadística, valoró el aporte que generarán los datos del portal y aseguró: “Es muy bueno concentrar la información en un solo lugar y que se pueda acceder a ella de manera fácil. También dijo que gracias a esto los usuarios puedan mejorar la eficiencia dentro de sus hogares y la calidad de su energía y sus instalaciones. El portal no es sólo un sitio web, es una invitación para ver donde estamos y ver en qué podemos mejorar”.
Por último, Salvarezza destacó la importancia de diseñar, en base a estos datos, políticas públicas que beneficien a los bonaerenses. “Esta es una gran oportunidad para los que hacemos investigación en energía. Hoy tenemos todos estos datos disponibles para sacar información y entregar estos resultados a las autoridades de aplicación para que puedan desarrollar políticas. Creo que va a tener una repercusión grande y va a facilitar la tarea de investigación en la comunidad científica”.
El gobierno nacional eliminó un decreto que regulaba a las empresas que ofrecen servicios de trasbordo de combustibles y petróleo crudo de buque a buque, unas operaciones conocidas en la jerga de la industria como ‘ship to ship‘. La medida implica esencialmente un retroceso del país en relación con los estándares internacionales que se aplican sobre este tipo de operaciones. Solo entre Argentina y Uruguay hay por año unas 250 operaciones ship to ship.
La Agencia Nacional de Puertos y Navegación (ANPYN), un ente autárquico en la órbita del Ministerio de Economía, derogó el viernes primero de agosto la Disposición 21/2023 que establecia un régimen de habilitación específico para las empresas que realizan operaciones de transbordo de buque a buque en el ámbito fluvial, introduciendo requisitos y procedimientos que deben ser cumplidos por los operadores.
La Resolución 34/2025 que lleva la firma del director ejecutivo de la ANPYN, Iñaki Miguel Arreseygor, argumenta que la Ley N° 24.051 de Residuos Peligrosos y la Ley N° 25.675 de Política Ambiental Nacional «aseguran estándares de control ambiental adecuados sin necesidad de imponer requisitos adicionales para las operaciones de trasbordo», por lo que se deroga el régimen de habilitación de operadores establecido en 2023.
El procedimiento para que las empresas puedan obtener un certificado habilitante para brindar servicios ship to ship establecia una serie de requisitos y obligaciones, como acreditar la experiencia de la empresa en la prestación de servicios de trasbordo de hidrocarburos, habiendo intervenido en al menos 100 operaciones de alijo o completado de carga.
Retroceso en normativa internacional
Fuentes conocedoras de la industria indicaron a EconoJournal que la derogación del régimen habilitante implica esencialmente una vuelta al estado de situación previo al 2023, considerado como «sub estandar» en comparación con los estándares internacionales que regulan a las empresas que asisten en operaciones de trasbordo de hidrocarburos y combustibles.
Concretamente, el país contó hasta el 2023 con una normativa de Prefectura que regulaba y controlaba este tipo de operaciones, sin grandes problemas registrados, pero lejana a los estándares internacionales. La Disposición 21/2023 vino a poner al país en sintonía con los estándares que aplican países de la región como Uruguay y Brasil.
Clear Petroleum sigue expandiendo su presencia en los yacimientos no convencionales y decidió incorporar dos nuevos equipos de Pulling autotransportables. «Destacados por su tecnología, estos equipos se encuentran preparados para responder con eficacia, calidad y seguridad a los desafíos y complejidades más exigentes de los yacimientos no convencionales», remarcaron desde la compañía.
El diseño autotransportable brinda una flexibilidad operativa crucial, permitiendo una rápida movilización y optimizando los tiempos de intervención, conforme las necesidades de las empresas operadoras.
Desde la compañía, Jerónimo Bunge, director comercial, resaltó: “Esta incorporación es fundamental para fortalecer nuestra presencia en la región y ofrecer soluciones de valor agregado que nos permitan generar relaciones de largo plazo con nuestros clientes”.
Trayectoria
Clear Petroleum está presente en la cuenca neuquina hace más de 12 años, empleando a más de 200 personas y con una amplia variedad de servicios petroleros que van desde sus equipos de Workover, Wireline y Slikline en campos maduros hasta el equipo de Pulling en yacimientos no Convencionales, reconocido por sus logros en materia de seguridad y mejoras operativas durante el último año. «Evidencias, estas, que resaltan el conocimiento cabal de la cuenca, como de las necesidades de los clientes», destacaron desde la firma.
La empresa avanza en su compromiso con el desarrollo energético de la región. “Es un paso importante en nuestra historia. Con estos nuevos dos equipos, acompañamos el crecimiento y evolución de la industria hacia las operaciones de Vaca Muerta, generaremos empleo a más de 40 personas directas e indirectas y ratificamos nuestra presencia en yacimientos claves”, afirmaron desde de la compañía.
Potencial crecimiento
Los nuevos equipos de pulling estarán afectados directamente a intervenciones esenciales para incrementar la producción, garantizando la continuidad y la eficiencia de los activos de nuestros clientes en Vaca Muerta. La versatilidad y eficacia de estas unidades son clave para optimizar cada fase del pozo en un entorno tan exigente como el no convencional.
“Este proyecto no solo refuerza la presencia de Clear Petroleum en el sector no convencional, sino que también amplía sus capacidades como socio estratégico para futuras operaciones. Además, la incorporación de nuevo talento representa una oportunidad clave para adquirir experiencia en pozos de alta presión y condiciones técnicas complejas”, asegura Esteban Maquez, gerente de Operaciones de Torre de Zona Norte.
Innovación
Clear Petroleum también está implementando un sistema de inteligencia artificial para el monitoreo de operaciones. A través de cámaras inteligentes, esta tecnología de punta permite detectar desviaciones de seguridad en tiempo real, elevando significativamente los estándares de control y prevención en campo.
«Esta iniciativa demuestra el compromiso de la compañía con la seguridad de sus colaboradores y la protección del medio ambiente, integrando la tecnología más avanzada al servicio de la eficiencia y la seguridad operativa», destacaron.
Asimismo, la empresa se encuentra próxima a iniciar en Neuquén la operación del servicio de CRT (Casing Running Tool), una herramienta que permitirá la bajada de «casing» con mayor seguridad y eficiencia, reduciendo tiempos y garantizando la integridad de las tuberías durante su instalación.
«Con más de tres décadas operando en la industria del petróleo y gas, Clear Petroleum ofrece servicios integrales con foco en innovación, seguridad y calidad y continúa generando confianza a sus actuales y potenciales clientes», concluyeron desde la compañía.
Las compañías Pan American Energy, Tenaris, Techint Ingeniería y Construcción, Tecpetrol, Honeywell Argentina, CGC, Aeropuertos Argentina, Franuí y Aconcagua Energía impulsan la novena edición del Argentina Internship Program, una iniciativa de pasantías internacionales que en 2025 sumó a 26 estudiantes provenientes de universidades de primera línea de Estados Unidos.
Desde su lanzamiento en 2015, el programa ya recibió más de 2.900 postulaciones y brindó experiencias profesionales a 125 estudiantes, promoviendo el intercambio cultural, académico y laboral, y posicionando el potencial industrial argentino en un escenario global.
Con una duración de dos meses, esta experiencia combina una etapa de inducción con el desarrollo de proyectos específicos dentro de cada compañía, bajo la tutoría de referentes asignados por las organizaciones participantes, destacaron desde las empresas.
De izq. a der.: Nicolás Schlichter (Franuí); Andrea Previtali (Tenaris Cono Sur); Javier Martínez Álvarez (Grupo Techint); Marcos Bulgheroni (PAE); Hugo Eurnekian (CGC); Gustavo Galambos (Honeywell Argentina) y Leonardo Deccechis (Aconcagua Energía y Servicios)
Formación profesional
En esta nueva edición se conformó un consorcio de 9 empresas y se registró una mayor diversidad de universidades postulantes. En total se recibieron más de 715 postulaciones, provenientes de 95 universidades estadounidenses y 66 de otras casas de altos estudios internacionales.
Las prácticas se realizaron en múltiples locaciones del país, incluyendo Chubut, Mendoza, Neuquén, Santa Cruz, Campana y CABA.Del acto de cierre del programa -realizado en el Campus de la Universidad de San Andrés (UDESA)-, participaron Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Hugo Eurnekian CEO y Presidente de CGC; Javier Martínez Álvarez, Vicepresidente Institucional del Grupo Techint;Gustavo Galambos, Presidente de Honeywell Argentina; Andrea Previtali, Presidente de Tenaris Cono Sur; Leonardo Deccechis, CEO de Aconcagua Energía Servicios; Nicolás Schlichter, Director Comercial de Franuí; Lucas Grosman, rector de UDESA; Andrés Agres, rector de ITBA; autoridades de la universidad UTDT y de las embajadas en Argentina de Estados Unidos, México, Reino Unido y Brasil; ejecutivos de distintas cámaras empresarias, y los pasantes que participaron de esta nueva edición del programa, entre otros. Este año los estudiantes llegaron de Yale University, Columbia University, Colorado School of Mines, University of Texas at Austin, Stanford University, Rice University, University of Houston, entre otras prestigiosas universidades de Estados Unidos.
«El Argentina Internship Program continúa consolidándose como una plataforma estratégica de formación y vinculación internacional, abierta a universidades de todo Estados Unidos, y ahora también, gracias a un acuerdo con la Embajada de México en Argentina, el programa se extendió al Instituto Politécnico Nacional de México, del que se seleccionó un estudiante para realizar dicha práctica», aseguraron desde las empresas.
En 2024 las compañías impulsoras del programa también promovieron una experiencia de intercambio profesional para jóvenes argentinos, quienes participaron de una inmersión de una semana en Houston, Texas.
Los profesionales recorrieron las instalaciones de empresas como Amazon, bp, Honeywell, Tenaris y Rice University, y participaron de charlas con líderes de la industria. Esta iniciativa, que forma parte de la segunda fase del Argentina Internship Program, tuvo como objetivo potenciar habilidades de liderazgo, ampliar la perspectiva global de los participantes y fomentar el aprendizaje sobre transformación digital y evolución industrial.
Los siete jóvenes seleccionados, egresados de carreras de Ingeniería de universidades argentinas, colaboraron en un proyecto conjunto enfocado en los desafíos futuros de las organizaciones.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, encabezó este viernes la call con inversores para presentar el balance de la compañía del segundo trimestre del año, que arrojó un resultado neto positivo de US$58 millones, lo que permitió revertir las pérdidas de unos US$10 millones del trimestre anterior, pero con una caída del 89% frente a las ganancias de US$535 millones obtenidas en el mismo período de 2024.
Si se toma el parcial del primer semestre las diferencias son un poco más marcadas, ya que las ganancias de la primera mitad del año fueron de US$48 millones, pero la retracción respecto al segundo trimestre del año pasado tuvo una caída de 96% frente al acumulado de utilidades de US$1192 millones del período. En ese proceso, el Ebitda de la compañía en el 2T fue de US$1124 millones, con caídas del 10% entre trimestres y del 7% interanual.
Las inversiones del trimestre fueron US$1.160 millones (-5% t/t y -3% a/a), el 71% del Capex fue orientado al no convencional, lo cual acentúa el foco en el desarrollo de Vaca Muerta. La producción total de petróleo equivalente alcanzó los 545.700 barriles diarios, con un alza de 1,2% interanual, pero con una caída idéntica en la secuencial, dentro de lo cual el crudo shale promedió 145.000 bbl/d, representando 59 % del total de petróleo. En gas, en el segundo trimestre llegó a los 39,7 MMm3/d con un crecimiento de 6,4% entre trimestres y de 2,3% anual.
Más allá de las grandes cifras, Marin al encabezar la call junto al CFO Federico Barroetaveña y el VP Strategy, Business Development and Control, Maximiliano Westen, rindió cuenta ante accionistas e inversores sobre cada uno de los aspectos de la compañía en el período. Los siguientes son los aspectos más detacados:
*Volatilidad de precios. Durante este trimestre, el mercado internacional experimentó una volatilidad significativa con precios bajos. Como resultado, nuestro precio de realización del petróleo disminuyó un 12% secuencialmente. Nuestra producción de petróleo de esquisto se mantuvo prácticamente sin cambios incluso después de vender la participación del 49% en Aguada del Chañar, lo que disminuyó la contribución en 6.000 barriles por día. Además, durante julio, acabamos de alcanzar una producción récord de aproximadamente 165.000 barriles por día. De hecho, el martes, la producción diaria fue de 163.800 barriles por día.
*Crecimiento en petróleo. El primer pilar es enfocarnos en nuestro negocio más rentable: la inversión en petróleo. Hemos continuado expandiendo nuestra operación shale y logrado avances significativos en proyectos de infraestructura mixta para impulsar el crecimiento futuro. En noviembre de 2013, la producción de petróleo de esquisto de YPF era de 110.000 barriles por día, para el mes pasado aumentó a 155.000 barriles por día. Pero proyectamos un mayor crecimiento, con el objetivo de cerrar el año en torno a los 190.000 barriles diarios. Esto representaría un notable aumento orgánico de la producción de más del 70% en tan solo 25 meses.
*Hito en Exportaciones. En los últimos 18 meses, nuestros ingresos por exportaciones de petróleo alcanzaron los 1.500 millones de dólares. En términos de volumen, este trimestre exportamos cerca de 44.000 barriles diarios. En cuanto a la expansión desde el primer día estuvimos convencidos de que VMOS representaba la clave y la mejor infraestructura para aumentar la producción de YPF a partir de 2026, así como para toda la industria. Este nuevo oleoducto consolida por completo el plan de crecimiento para alcanzar aproximadamente 250.000 barriles diarios para finales de 2026, lo que permitirá alcanzar medio millón de barriles diarios para 2030.
*Proyecto VMOS. Con el respaldo de una sólida estructura de contratistas, el proyecto obtuvo recientemente un préstamo sindicado de 2.000 millones de dólares para financiar la construcción de VMOS. Esta transacción reabre el mercado internacional de financiación de proyectos para Argentina y se trata del mayor préstamo comercial para proyectos de infraestructura en el país. También se encuentra entre las cinco mayores financiaciones en el sector de petróleo y gas de Latinoamérica hasta la fecha. El avance general de la construcción alcanza el 23 % en julio, con trabajos de soldadura completados en aproximadamente 120 kilómetros.
*El Plan Andes. En los últimos 15 meses, tras recibir la aprobación inicial de nuestro directorio, completamos la transferencia de 28 de los bloques maduros identificados en el plan inicial, denominado Andes. Además, revertimos con éxito 11 bloques maduros a provincias, uno en Chubut y otro en Santa Cruz, los bloques más complejos. Durante los últimos 18 meses, los bloques maduros que ya dejamos produjeron 61.000 barriles de petróleo por día y 3,2 millones de metros cúbicos de gas por día. Sin embargo, eran muy maduros y conllevaban altos costos de extracción, de aproximadamente 42 dólares por barril. Como resultado, durante estos 18 meses, el impacto negativo total en nuestro flujo de caja libre fue de aproximadamente 840 millones de dólares. Este monto incluye el flujo de caja operativo y el flujo de caja básico.
*Otra etapa de desinversión. Confío en que, con el mismo espíritu, alcanzaremos un acuerdo en la negociación en curso con Tierra del Fuego durante el tercer trimestre. Como resultado de estos esfuerzos, hoy podemos reportar una notable reducción en los costos de extracción del 24% anual. Con la decisión de convertir a YPF en una empresa altamente rentable, hemos decidido ampliar el alcance de los activos a desembolsar para que el próximo año se convierta en una empresa pura no convencional e identificamos otros 16 bloques que abriremos al mercado para continuar mejorando nuestra cartera y hacer que YPF sea mucho más resiliente a los bajos precios del crudo.
*Acuerdo con TotalEnergies. Alineados con la misma lógica de cartera de asegurar valor de largo plazo para la compañía, esta semana firmamos un acuerdo de licitación para adquirir áreas de primer nivel de Total por US$500 millones sujeto a ciertas condiciones. En este caso, los bloques La Escalonada – Rincón de La Ceniza se ubican en la zona más prometedora de la ventana de petróleo y gas húmedo de Vaca Muerta, cerca de los bloques Bajo del Choique-La Invernada que Pluspetrol adquirió recientemente de Exxon. Esperamos asumir el rol operativo de estos dos bloques, con una participación del 45%, en asociación con Shell y Gas y Petróleo con un inventario de más de 500 pozos activos cuyos primeros perforados muestran niveles de productividad muy prometedores.
*La era de los RTIC. Desde nuestra última llamada en mayo, hemos inaugurado tres centros de inteligencia en tiempo real. Dos de ellos se encuentran en La Plata y en la refinería, respectivamente. El tercero se encuentra en nuestra sede central para respaldar nuestra oferta de comercialización downstream. Este último ha sido clave para la implementación del microprecio y el proyecto de venta de combustible con un sistema único en Latinoamérica. Podemos monitorear la demanda paro cada estación las 24 horas, y además de nuestras tiendas de conveniencia. Estamos cambiando la forma de distribuir combustible y productos en el país. Es un cambio de marketing realmente disruptivo y tenemos una imagen positiva implícita en las encuestas.
*Mircropricing. Este proyecto, totalmente impulsado por la tecnología se lanzó el mes pasado para buscar una estrategia beneficiosa para todos. El microprecio permite a nuestros clientes acceder a un precio de combustible diferente desde la medianoche hasta las seis de la mañana y un mayor ahorro si el pago se realiza a través de la aplicación de YPF, lo que la hace pionera en este método en Argentina. El objetivo es reducir nuestros costos, aumentar las ventas nocturnas y generar más ganancias para YPF. En el primer mes nuestro volumen de ventas aumentó un 3% en comparación con el segundo trimestre de este año.
*Toyota Well. Logramos reducir el ciclo de pozo en aproximadamente de ochenta días a veintitrés con la misma metodología y el mismo enfoque en la implementación de un Real Time Intelligence Center para fracturación y finalización que está dando resultados. Como récord, una de las mayores empresas de servicios, la semana pasada, fue la primera vez que realizó trabajo de forma remota en todo el mundo. Este logro refleja nuestro enfoque integrado, trabajando en estrecha colaboración con nuestros proveedores estratégicos en cada etapa del proceso de producción de pozos.
*Avances en GNL. En mayo, firmamos el preacuerdo con ENI por 12 millones de toneladas anuales de GNL, con la expectativa de que la decisión final de inversión se apruebe en el primer trimestre de 2026. En la misma dirección, trabajamos con Shell para la segunda fase del acuerdo para acelerar la FID y obtener sinergias entre ambos proyectos. Asimismo, esta semana, nuestra socia obtuvo la aprobación de la FID para el contrato de flete a veinte años de su segundo buque flotante de GNL MarkII con capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales y se espera que esté operativo en 2028. Este buque permite la construcción de un ducto cien por ciento dedicado.
*Los ingresos. Los ingresos se mantienen estables secuencialmente por más de US$ 4.600 millones. Registramos altas ventas estacionales de gas natural y combustibles y un mayor volumen de importación de petróleo crudo y productos agrícolas. Sin embargo, la volatilidad del precio internacional impacta negativamente los precios de nuestros productos refinados, especialmente los combustibles locales. A pesar de la caída del 20% en Brent, los ingresos solo disminuyeron un 6%, y esa caída se vio mitigada por la eficiencia operativa, el aumento de la exportación de crudo y una recuperación en la demanda local de combustible.
*El Ebitda. Fue de US$1.124 millones en el segundo trimestre, disminuyendo un 10% secuencialmente. Esto se explicó por el impacto de la baja del Brent en los precios de los productos refinados, la salida de los campos maduros y el valor de los inventarios. Este efecto negativo se aminoró con menores costos de extracción debido a una menor exposición al convencional. Internamente, el Ebitda anual disminuyó un 7%, reflejando también la volatilidad del petróleo Brent, pero se vio parcialmente mitigado por el significativo aumento de la producción de petróleo de esquisto y la mejora de los costos de extracción convencionales.
*Las ganancias. El beneficio neto del segundo trimestre fue de US$58 millones, en comparación con una pérdida de US$10 millones en el trimestre anterior. Esta recuperación se debió principalmente a una salida de los campos maduros en el primer trimestre. Interanualmente, el beneficio neto disminuyó drásticamente, debido a una mayor depreciación derivada de la expansión de la actividad de shale y a menores ganancias por valores financieros en 2024. Este trimestre incluyó un mayor cargo por impuesto a las ganancias mientras que en el segundo trimestre de 2024 fue lo contrario. La producción convencional también impactó y sin incluirlo, el resultado neto habría sido de US$254 millones.
*Inversiones. En el segundo trimestre invertimos US$1.160 millones, manteniéndose similar secuencialmente e interanualmente. El 71% del total se asignó directamente a activos no convencionales. En el segundo trimestre, registramos un flujo de caja libre negativo de US$355 millones que se vio afectado principalmente por un impacto negativo de US$315 millones provenientes del convencional. Además, tuvimos un capital de trabajo negativo debido al pico de ventas de gas natural durante el invierno y al pago de impuestos sobre la renta. Como resultado, nuestra deuda neta ascendió a US$8.800 millones con un ratio de apalancamiento neto de 1,9 veces.
Si bien la macroeconomía argentina muestra señales de mejora, todavía están pendientes la apertura completa del cepo para las compañías y la recomposición del acceso del Tesoro soberano al mercado de capitales. Así lo advirtió el economista jefe de Empiria Consultores, Nicolás Gadano, en un nuevo episodio de Dínamo, la propuesta audiovisual de EconoJournal que conduce Nicolás Gandini. “Por el momento, estamos viendo que las empresas que lideran la inversión en Vaca Muerta tienen una espalda financiera más chica. Se van corporaciones como ExxonMobil, TotalEnergies o Petronas y aparecen firmas muy buenas, pero de menor tamaño, lo que anticipa que el desarrollo se dará a un ritmo más lento”, advirtió el experto.
Este proceso de ‘argentinización’ que se viene verificando en Vaca Muerta, reconoció, es ciertamente inquietante. “Yo preferiría que estén presentes todas las compañías, que haya más disputa por áreas, que la formación se vaya ampliando y que las inversiones se den a mayor velocidad. Pero la verdad es que los compradores de los activos que dejan las multinacionales son grupos locales”, señaló.
De todas maneras, sostuvo, esta etapa será revertida cuando la Argentina cumpla con los hitos pendientes de salida del cepo y regreso al mercado de capitales. “A partir de entonces podrá reconstruirse la confianza de los inversores. Mientras tanto, la disponibilidad de fondos para la inversión tendrá limitaciones”, recalcó.
Política de Estado
El mejor estímulo para las inversiones, opinó Gadano, es que la Argentina simplemente estabilice su macro y cumpla sistemáticamente con las reglas de lo que ha prometido, además de mantener estables las rentas que se lleva al Estado y las regalías de las provincias (que no deberían no aprovechar cualquier circunstancia para cobrar más). De lo contrario, expuso, siempre se estarán prometiendo regímenes especiales, supuestamente cada vez más beneficiosos y dotados de mecanismos de arbitraje. “También es cierto, para quienes se animen a entrar en el mercado ahora, que los activos van a valer mucho más en el futuro”, aseguró.
Más allá de lo que pase con las elecciones de medio término, intervino Fernando Krakowiak, el Gobierno todavía está lejos de acordar puntos centrales de políticas económicas que se conviertan en política de Estado. “Vaca Muerta fue apoyada por distintos gobiernos, pero en otros temas no hay tanto acuerdo y eso no genera mucha confianza en el exterior”, cuestionó el periodista de EconoJournal.
Son notables, contestó Gadano, el consenso y la relativa estabilidad que hay con respecto a las reglas básicas de esta industria. “Desde su expropiación, el modelo de YPF de un 51% de mayoría accionaria estatal y un 49% de participación privada fue respetado por Cristina Fernández de Kirchner, Mauricio Macri, Alberto Fernández y Javier Milei. Discutir eso ni siquiera está en agenda. Tampoco hay una gran discusión, pese a la precaria relación entre la Nación y las provincias, sobre el dominio de los recursos, la renta y las regalías. En la macroeconomía, en tanto, la idea del equilibrio fiscal está bastante internalizada”, reivindicó.
Menos retenciones
Recientemente se anunció la eliminación de las retenciones a la exportación de ciertos minerales, entre los que figura el cobre. Según recuerda Flavia Royon, esto era una condición del sector para viabilizar los proyectos en carpeta. “Esto ya se conversaba en mi gestión, simplemente que el contexto era otro: no se habían eliminado las retenciones del campo y no se estaba cerca de producir cobre. Por otro lado, independientemente de este anuncio los proyectos cupríferos que se incorporaran al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) no iban a pagar derechos de exportación”, minimizó el impacto la ex secretaria de Energía y ex secretaria de Minería de la Nación.
Más allá de lo establecido en el RIGI, puntualizó, lo que todavía falta resolver es la Ley de Glaciares. “¿Cuántos de los proyectos mineros que aplican al RIGI tienen la vocación decidida de invertir y cuántos responden a la especulación financiera?”, le preguntó Krakowiak. Si hay demora en la aprobación de proyectos, respondió Royon, es justamente porque el Poder Ejecutivo está siendo muy analítico y crítico en ese sentido. “Pero creo que se está viendo una real vocación de inversión. Rio Tinto, por ejemplo, tiene claramente la vocación de invertir”, precisó.
Beneficios sociales
A la hora de hablar de infraestructura y obra pública, afirmó Royon, no hay que caer en generalizaciones. “En el tema minero, no es lo mismo una línea eléctrica de uso exclusivo que una línea conectada con el sistema que también beneficiará a otros usuarios. No es lo mismo construir una ruta minera que una ruta nacional. Y tampoco es lo mismo un gasoducto que un hospital o una escuela. La infraestructura del sector le corresponde al sector, mientras que aquella con impacto social le corresponde al Estado”, distinguió.
Desde su visión, el gran problema con las obras, de todos modos, es que hay que poner la planta antes de que el sector se desarrolle. “Y muchas veces el Estado no la tiene”, manifestó.
De acuerdo con Gadano, debe considerarse que los proyectos surgen mucho antes de que empiecen a producir. “Los proyectos dejan de ser un anuncio o una idea cuando llega la decisión final de inversión; es decir, cuando las empresas firman los contratos y ya no hay marcha atrás. En efecto, la construcción y el desarrollo de estas obras ya se traducen en empleo y beneficios”, resaltó.
Impedimento para el desarrollo
Consultada sobre la Ley de Glaciares, Royon la definió como “una interferencia dentro de las competencias provinciales”. “No obstante, no hay un Estudio de Impacto Ambiental aprobado en una provincia que no contiene el sistema de glaciares”, aclaró la ex funcionaria pública.
A su entender, la Ley de Glaciares ha hecho mucho daño al sector. “Hay que tener políticas y discursos públicos sostenibles e informados. El gris legal que dejó esa normativa hoy es un impedimento para el desarrollo de la Argentina”, sentenció.
El Gobierno nacional, sugirió, debería apoyarse en las provincias que tienen los recursos y representan la autoridad de aplicación. “El escenario ideal sería rever la ley en el Congreso. Esa discusión llevará tiempo. Mientras tanto es posible aclarar los puntos inciertos mediante un decreto reglamentario, acordado con las provincias, que permita que los proyectos avancen”, completó.
La audiencia pública convocada para poner en consideración el Informe de Impacto Ambiental del proyecto PSJ Cobre Mendocino transcurrió durante la primera semana de exposiciones sin incidentes y con un respaldo mayoritario a la iniciativa. En las seis jornadas de modalidad presencial expusieron más de 330 personas y este viernes comenzó la modalidad virtual que tiene 1380 inscriptos. El proyecto de la suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi promete una inversión de US$ 559 millones en su primera etapa e implicaría la vuelta de Mendoza a la minería de primera categoría.
Jimena Latorre, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza expuso en la audiencia.
Polémica por el lugar de la audiencia
La audiencia presencial se realizó en el predio que el proyecto minero tiene en la zona de Yalguaraz, departamento de Las Heras, a 2400 metros sobre el nivel del mar, 50 kilómetros al noroeste de la villa de Uspallata, sobre la montaña.
La ubicación fue cuestionada por el Partido Verde que presentó un recurso administrativo ante el Ministerio de Energía solicitando la nulidad de la audiencia. En el escrito, firmado por Mario Vadillo (presidente del Partido Verde), Emanuel Fugazzotto (diputado provincial), Dugar Chappel (senador provincial) y dos concejales, aseguraron que “la elección de un lugar de realización presencial, ubicado en la alta montaña, en condiciones geográficas y climáticas extremas, sin transporte público, sin accesibilidad ni garantías mínimas de seguridad y sanidad (…) vulnera el principio de participación ambiental efectiva consagrado en la Constitución Nacional, la Ley General de Ambiente, la Ley Provincial 7722 y el Convenio de Escazú”.
El gobierno rechazó el pedido argumentando que la audiencia debía realizarse en la zona de influencia directa del proyecto. Más allá del argumento formal, lo que se buscó fue tratar de minimizar la posibilidad de cualquier tipo de incidente realizando el evento lejos de la ciudad.
El 26 de octubre de 2010, cuando se hizo una primera audiencia pública para analizar el entonces Proyecto San Jorge, ahora rebautizado PSJ Cobre Mendocino, el lugar elegido fue el Polideportivo Municipal de Uspallata, perteneciente a la Municipalidad de Las Heras, y, si bien hubo custodia policial y solo se dejó ingresar a los acreditados, en la puerta hubo manifestaciones a favor y en contra de la iniciativa. El Partido Verde finalmente decidió no participar y denunció un «simulacro institucional».
Comunicado del Partido Verde sobre la audiencia pública del Proyecto San Jorge pic.twitter.com/sKR4kYph7Y
— Partido Verde Mendoza (@Partidoverdemdz) August 3, 2025
Respaldo mayoritario
Entre los expositores inscriptos en las seis jornadas presenciales hubo un claro apoyo al proyecto minero y ese mismo apoyo se evidenció en la primera jornada de modalidad virtual que se extendió este viernes durante 9 horas y en la que llegó a exponer hasta el participante anotado en el orden 364. Entre los 100 primeros inscriptos para disertar por zoom, EconoJournal contabilizó 37 expositores a favor de PSJ Cobre Mendocino, 4 en contra y 59 ausentes. En este caso, no se puede sostener como un argumento para justificar la ausencia de voces críticas la dificultad de acceso, ya que se conectaron ciudadanos de distintos lugares de Mendoza apenas con un teléfono móvil.
En estos primeros días de audiencia quedó claro que hubo un trabajo destinado a reunir apoyos para la iniciativa minera tanto por parte de la gobernación como de los empresarios. De hecho, en los últimos meses se organizaron 11 talleres informativos y 5 visitas técnicas para los habitantes de la zona.
Cada participante tiene 5 minutos para exponer en la audiencia y a muchos les sobró tiempo porque se limitaron manifestar su respaldo al PSJ Cobre Mendocino como si fuese un plebiscito en el que cada voto cuenta.
El ingeniero industrial Eugenio Oliveri se manifestó a favor del Proyecto PSJ Cobre Mendocino. La mendocina Gabriela Montaña, oriunda del Valle de Uspallata, argumentó en contra del proyecto.
Detalles del proyecto
En representación del proyecto expuso Fabián Gregorio, presidente de Minera San Jorge y CEO de PSJ Cobre Mendocino. “Estamos acá para demostrarles de que es posible una minería moderna, responsable, con altos estándares internacionales, con cumplimiento de la legislación nacional y provincial, y capaz de generar desarrollo real”, aseguró. El ejecutivo detalló que hasta el momento el proyecto ya lleva desembolsados US$62 millones en sondajes de exploración y estudios de ingeniería. Sostuvo que el proyecto demandará una inversión inicial de US$559 millones y unos US$15 millones se desembolsarán en los primeros 12 meses. La construcción de la mina demandará 3900 puestos de trabajo y otros 2400 para la etapa de producción de cobre. “Nuestro compromiso es priorizar la contratación local con empleo de calidad que dinamice a toda la región”, declaró Gregorio.
Además, aclaró que la construcción demandará entre 18 y 24 meses y que el objetivo es producir en promedio 40.000 toneladas anuales de cobre fino con una técnica de flotación de sulfuros, proceso hidrometalúrgico que permite separar los minerales metálicos valiosos sin necesidad de usar cianuro ni ácido sulfúrico, dos sustancias prohibidas por la ley provincial 7722.
El video proyectado por PSJ Cobre Mendocino en la audiencia pública.
Cómo sigue el proceso
Una vez concluida la audiencia pública, si la Autoridad Ambiental Minera, compuesta por la Dirección de Minería y la Dirección de Gestión y Fiscalización Ambiental, aprueba la Declaración de Impacto Ambiental hay que enviarla a la legislatura en cumplimiento de la ley 7722 para que sea tratada en ambas cámaras. Recién si el Congreso Provincial la aprueba, la empresa puede iniciar sus actividades y luego tendrá la obligación de actualizar el informe de impacto ambiental cada dos años.
El concurso preventivo de acreedores en el que ingresó la empresa NRG Argentina, una de las principales proveedoras de arena para el desarrollo de Vaca Muerta, generó un nuevo conflicto con el sindicato de Camioneros de Neuquén, que amenaza con bloquear distintos accesos a yacimientos de Vaca Muerta en reclamo de salarios adeudados de sus trabajadores.
La situación reflejada por diferentes fuentes consultadas por EconoJournal se produce porque directivos de NRG, que se encuentra prácticamente en una situación de abandono —dado que su CEO y accionista, César Guercio, se radicó en Canadá en plena descomposición de sus compañía—, se niega a homologar un acuerdo en sede judicial que permita concretar pagos remanentes de petroleras que utilizaron hasta el 5 de junio los servicios de NRG, como por ejemplo TotalEnergies y Tecpetrol, entre otras.
Las petroleras tienen voluntad de saldar esos compromisosde manera inmediata —que no son significativos en la escala que maneja la industria hidrocarburífera—, pero requieren, como es lógico, que se homologuen en sede judicial por tratarse de una compañía concursada como NRG. La empresa de servicios, en cambio, pretende que los fondos se depositen directamente en sus cuentas y quiere, además, que las operadoras le reconozcan para sí montos que están embargados por la Justicia a raíz de los múltiples incumplimientos de NRG, que dejó cientos de cheques rechazados. Si bien Guercio viajó a Norteamérica, esa es la posición que transmitió Francisco Caldarola, director de Recursos Humanos de NRG, que lleva adelante las negociaciones con las petroleras.
La planta de arenas de NRG en Neuquén.
“La salida es llegar a un acuerdo con Camioneros y la Secretaría de Trabajo en sede judicial para depositar los pagos en una cuenta concursal para que esos fondos de NRG sean destinados al pago de sueldos, pero aún NRG no acepta este criterio y reclama que le paguen a ella directamente”, detalló una de las fuentes consultadas.
NRG y sus contratistas
“Los pagos los tenemos pendientes con NRG que es la sociedad que nos prestaba el servicio, no con los trabajadores de sus empresas contratistas, por lo que requerimos que este pago quede debidamente homologado”, explicaron desde una petrolera y advirtieron que el planteo de NRG está más allá de todo marco legal e incluso del sentido común. «Es una empresa concursada. No puede pretender que le depositemos el dinero en sus cuentas desconociendo los embargos que fijó la Justicia», agregaron.
Las transferencias deberían, así, realizarse a la cuenta concursal designada por la justicia que entiende en el concurso preventivo de acreedores admitido por la Justicia Comercial de la Ciudad de Buenos Aires. La empresa, que tiene su planta central en Allen, Río Negro, y opera en varias provincias, enfrenta una deuda superior a los $ 700.000 millones y debe responder ante más de 500 acreedores.
Por la demora en el cobro de sus haberes, fuentes gremiales manifestaron que de no resolverse en breve el pago de los salarios analizarán medidas de fuerza que incluyan el bloqueo de accesos a determinados yacimientos no convencionales de las operadoras que trabajaban con NRG y que contrataban los servicios de transporte, logística y abastecimiento de arena de fractura.
Las represas hidroeléctricas del Comahue deberían haber concluido el proceso de reprivatización durante este mes si el gobierno de Javier Milei cumplía con las fechas que inicialmente se había previsto. Sin embargo, aún no pudo presentar los pliegos que terminarán en la reconcesión de las represas. De hecho, este viernes el gobierno publicó en el Boletín Oficial el decreto 564 que otorga una nueva prórroga hasta el 31 de diciembre para las concesiones de las represas del Comahue, un pulmón energético que representa el 25% de la generación hidroeléctrica del país. En rigor, la decisión de extender los plazos está ligada a las dificultades que encontró la Secretaría de Energía que dirige María Tettamanti para resolver un problema generado por el anterior titular del área, Eduardo Rodríguez Chirillo, que diseñó un formato de reprivatización de alta complejidad burocrática que provocó demoras en el proceso.
El decreto publicado este viernes contempla que en los próximos meses la Secretaría de Energía lanzará una licitación para reprivatizar por 30 años las cinco centrales, que están ubicadas en la cuenca de los ríos Limay y Neuquén, en la provincia homónima y Río Negro.
Se trata de Piedra del Águila, cuya concesión está a cargo de Central Puerto; El Chocón y Arroyito (que conforman un tándem), operada por Enel; Alicurá, a cargo de AES Argentina; y la represa Cerros Colorados (Planicie Banderita), que la opera Orazul Energy. En conjunto, las centrales aportan 4.107 megawatt (MW) de potencia, un 13% del parque de generación total de la Argentina. La privatización de las represas se realizó en 1993 por un plazo de 30 años, que venció a mediados de 2023. Durante el nuevo período de prórroga hasta fin de año las concesionarias obtendrán el mismo precio por la energía que venían recibiendo.
Decreto y concesión
Formalmente, en el artículo 1 el decreto autorizó la transferencia de las acciones de las sociedades anónimas Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, creadas bajo la gestión en la cartera energética de Eduardo Rodríguez Chirillo, para que pasen de Enarsa a la Secretaría de Energía. Además, el mismo artículo autorizó “la venta de las acciones integrantes del capital social de las empresas mencionadas” a través de un concurso pública nacional e internacional.
Es decir, ahora la cartera a cargo de Tettamanti tendrá que realizar un proceso de venta de las acciones a partir de una licitación. Para esto, Enarsa tuvo que realizar un informe detallado y la Agencia de Transformación Pública, organismo creado en 2024 para dinamizar las privatizaciones de empresas del Estado, tuvo que involucrarse en el proceso de las represas.
“La Agencia de Transformación de Empresas Públicas, en coordinación con la Secretaría de Energía, deberían llamar a Concurso Público Nacional e Internacional, competitivo y expeditivo, con el fin de proceder a la venta del paquete accionario de cada una de las nuevas sociedades constituidas para la generación de energía eléctrica en cada uno de los complejos hidroeléctricos que les fueron adjudicados mediante el Decreto 718/24”, señala el texto publicado este viernes.
En rigor, el contrato de concesión original concluyó en 2023, pero el proceso de renovación de las concesiones de las represas tiene un atraso de dos años. Las demoras se arrastran de la gestión de Sergio Massa en el Ministerio de Economía y a partir de la creación de las sociedades anónimas por parte de RodríguezChirillo, que impidió realizar directamente una nueva concesión.
En el medio también hubo idas y vueltas entre el gobierno nacional y los gobernadores Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa, de Río Negro y Neuquén respectivamente, que querían obtener mayores beneficios argumentando que el agua les corresponde a las provincias y que finalmente terminaron acordando el pago de un 1% de canon por el uso del recurso hídrico.
El decreto, además, aclara que la extensión de las concesiones tendrá “como fecha máxima hasta el 31 de diciembre de 2025 inclusive o bien, hasta el perfeccionamiento del Concurso Público Nacional e Internacional a través del cual se venderán las acciones de las nuevas sociedades, lo que ocurra primero”.
Además, remarca que si alguna de las compañías “no adhieran a continuar operando los respectivos complejos que forman parte de la concesión, resulta necesario establecer un plazo de 90 días hábiles administrativos con el fin de que el Estado Nacional adopte los recaudos necesarios para asegurar el normal desarrollo de la actividad en cuestión y así garantizar la continuidad operativa del sistema y la confiabilidad del suministro eléctrico”.
Nuevas concesiones
El modelo de negocios que prevé establecer el área energética del gobierno para las represas del Comahue contempla cambios respecto a las concesiones actuales. Tal como publicó EconoJournal en abril, el pliego licitatorio que el gobierno tendría listo para reprivatizar por 30 años las cinco centrales contempla que, durante los primeros dos años, un 95% de la energía generada se utilizará para cubrir la demanda prioritaria residencial de energía.
Los nuevos concesionarios recibirán por esa energía un precio diferencial cercano a los 15/20 dólares por MWh. El porcentaje restante, que se irá ampliando en el tiempo, se podrá vender a precio libre. Se espera una compulsa competitiva con participación de varios actores.
Pampa Energía, la compañía que preside Marcelo Mindlin, presentó ante inversores su balance del segundo trimestre del año. Desde la firma destacaron un récord histórico en producción de gas, nuevos máximos de petróleo y un fuerte crecimiento de sus exportaciones. Entre los principales resultados sobresale el avance del desarrollo de Rincón de Aranda donde la producción de petróleo superó los 16.000 barriles diarios. Se trata del yacimiento que representó la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con 1.500 millones de dólares.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue un buen trimestre para Pampa y estamos convencidos de que lo que viene será aún mejor. Nuestros negocios mostraron sólidos resultados y a esto se suma la reapertura de nuestro bono internacional 2034, que reafirmó la confianza del mercado en nuestra visión de largo plazo”.
Resultados
La compañía, que es uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en el país, alcanzó un récord histórico de producción de gas con 17,4 millones de metros cúbicos por día, impulsado por el desarrollo de sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata, según precisaron a través de un comunicado difundido este jueves.
Horacio Turri, director de Exploración & Producción, informó: “Los 15 pozos que pusimos en producción este año en Rincón de Aranda están dando resultados en línea con lo esperado, lo que nos permite proyectar una producción sostenida y con escala exportadora”.
También destacaron la construcción de una Planta Central de Tratamiento en Rincón de Aranda, que permitirá procesar 45.000 barriles diarios. Para su construcción Pampa invertirá aproximadamente 426 millones de dólares y solicitó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Mariani había precisado: “La construcción de esta planta y su infraestructura asociada es clave para fortalecer nuestra operación en Vaca Muerta. Nos permitirá captar la producción de todo el yacimiento, que tiene una extensión de 240 kilómetros cuadrados, y conectarnos con los sistemas de transporte troncales”.
Además con la puesta en marcha de esta nueva obra, la cual está prevista para el próximo año, Pampa exportará crudo por el equivalente a 1.200 millones de dólares a partir de 2027.
El Gobierno nacional estableció este jueves una alícuota del 0% para los derechos de exportación de 231 productos mineros comprendidos en el Nomenclador Común del Mercosur, aunque mantuvo el 4,5% vigente para el litio y la plata. La medida era una de las condiciones necesarias para destrabar inversiones millonarias en la cartera de proyectos de cobre, para lo cual la actual gestión ya había avanzado con otros instrumentos como la sanción del Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI).
Los derechos de exportación son un impuesto que, como en otras actividades netamente exportadoras, es altamente distorsivo que afecta de forma directa a la competitividad y que en el caso de la minería no se aplica en ningún país que tiene fuerte presencia de esta industria, tanto de la región como otros grandes referentes como Australia y Canadá.
Hasta hoy, casi la totalidad de las exportaciones del sector pagaban 8% de retenciones, pero a partir del Decreto 563/2025 publicado este jueves, se establece una alícuota del 0% para los derechos de exportación en productos mineros. La medida, publicada en el Boletín Oficial argumenta la voluntad de fortalecer la capacidad exportadora del país y fomentar el desarrollo productivo, para lo cual se busca asegurar el máximo valor agregado en el país y promover las actividades productivas nacionales.
Registro de Exportaciones de Cobre
La norma también deroga el Decreto 308 del 12 de junio de 2022 que creó el Registro Optativo de Exportaciones de Cobre que estableció un esquema de retenciones variables según el precio internacional del metal oscile entre un valor base y un valor de referencia. El gobierno consideró en este punto que el registro nunca resultó operativo, por lo cual no hay beneficiarios inscriptos en dicho régimen promocional.
El sector del cobre tiene en carpeta un conjunto de proyectos en distintas etapas de desarrollo, de los cuales la concreción de apenas los seis más avanzados e importantes demandarán una inversión de casi US$20.000 millones en los próximos diez años, con un potencial exportador de unos US$10.000 millones al año, según un reciente informe de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM).
Esta semana, el secretario de Minería, Luis Lucero, afirmó que «la Argentina para 2030 podría ser proveedora del 2,2% del total de la producción global proyectada para ese año”, al citar que, según la Agencia Internacional de Energía, habrá un déficit sostenido de la oferta de cobre a nivel global y que será necesario extraer al menos 115% más de este metal que el que se ha extraído en la historia antes de 2018, solo para cumplir con las tendencias actuales.
La medida de reducción arancelaria abarca productos del sector minero que incluyen minería no metalífera, metalífera, rocas de aplicación, combustibles, y piedras preciosas y semipreciosas, para las cuales se busca generar condiciones favorables para la actividad minera, el comercio exterior, la creación de empleo y el ingreso de divisas.
Quinto complejo exportador
Según el texto, el sector minero es el quinto complejo exportador del país y representa, en promedio, el 80% de la canasta exportadora de provincias como Jujuy, Santa Cruz, San Juan y Catamarca. A pesar de su importancia, el sector solo contribuye con un 1,2% al PBI nacional, en comparación con hasta un 10% en otras economías mineras de la región.
La Secretaría de Minería explicó que «la reducción a 0% de la alícuota busca promover el desarrollo e incentivo de la inversión privada, la producción, el agregado de valor nacional y las exportaciones de las cadenas productivas sin comprometer la estabilidad fiscal», para lo cual se impulsó la medida para productos pertenecientes a la minería metalífera, la no metalífera, rocas de aplicación y otros.
«Con la reducción de la alícuota de los derechos de exportación se pretende mejorar el precio que percibe el productor, generar un incentivo no solo a invertir más, sino también a producir más y, mejorar la actividad económica en el sector minero, con más exportaciones y por consiguiente, más empleo», fundamentó la cartera que depende del Ministerio de Economía.
La Industria minera representa el quinto complejo exportador de Argentina, según detalla el INDEC en su informe de Complejos Exportadores del año 2024. Sus exportaciones constituyen cerca del 6% de las ventas argentinas al exterior, pero son inmensamente más significativas en las provincias donde se originan, ya que promedian el 80% de la canasta exportadora de Jujuy, Santa Cruz, San Juan y Catamarca. En la provincia de Salta, donde la industria minera es más joven, la minería ya representa cerca del 40% de las exportaciones provinciales.
Southern Energy (SESA) avanzó con la Decisión Final de Inversión (FID) para la instalación del segundo buque de licuefacción (FLNG) en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro, lo que demandará una inversión de US$ 2.800 millones. El consorcio que integran sus accionistas de Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y la noruega Golar LNG, completan así una inversión de US$6.000 millones hasta 2035, considerando la llegada del primer buque oportunamente anunciado.
La decisión dada a conocer este miércoles alcanza al buque MKII, que junto al primer licuefactor Hilli Episeyo que llegará al país en 2027 podrán producir conjuntamente 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado, lo que se considera será el punto de partida para posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de este combustible.
En los primeros días de mayo, el consorcio había tomado la decisión inversión correspondiente al Hilli Episeyo, el cual casi de inmediato obtuvo por parte del Gobierno nacional la aprobación de su ingreso a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La empresa destacó que a lo largo de los 20 años de vida útil prevista del proyecto, las inversiones ascenderán hasta los US$15.000 millones.
Ambos buques tendrán una capacidad de producción equivalentes a casi 27 millones de metros cúbicos día de gas natural que serán destinados a los mercados de exportación y serán operados por SESA por lo que se podrán generar sinergias a lo largo del desarrollo y operación del proyecto.
Las características del proyecto permitirán un rápido acceso al mercado exportador ya que la primera planta flotante de licuefacción comenzará a operar en el último cuatrimestre de 2027, mientras que el segundo buque entrará en operación a fines de 2028.
Con la confirmación de la FID del segundo buque de licuefacción, Southern Energy -cuya composición accionaria responde a PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), cumple la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria.
La secuencia estimada de inversión prevé un desembolso superior a US$ 3.200 millones durante la primera fase que se extiende de 2024 al 2031, mientras que en la segunda etapa del 2032 al 2035 asciende a casi US$ 2.800 millones.
De esta forma, se llega a la inversión total destaca por la empresa de alrededor de US$ 6.000 millones durante los primeros 10 años y los US$15.000 durante los próximos 20 años en toda la cadena de valor, que además permitirán viabilizar inversiones adicionales de desarrollo en Vaca Muerta y un mayor nivel de actividad en el upstream.
Si bien el valor de las exportaciones generadas por SESA dependerá de la evolución de los precios internacionales de GNL, se prevé alcanzar exportaciones por más de US$ 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035, generando una forma de monetización de los recursos de gas y una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país.
En términos de generación de puestos de trabajo, el proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción. Habrá una elevada participación de proveedores locales, que aportarán cerca del 50% de los bienes y servicios requeridos durante la operación del proyecto.
También, se anticipa, se llevará a cabo una activa política para desarrollar proveedores locales con el objetivo de promover la generación de valor agregado al país. El proyecto prevé que las dos terminales flotantes de licuefacción puedan operar todo el año a partir de 2028, lo que supone el desarrollo de infraestructura de transporte necesaria para ese modo de operación.
El Hilli Episeyo tiene una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural. Con una longitud de casi 300 metros, fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017.
El MKII, que inició sus operaciones en 2004 como buque metanero, se encuentra en reconversión a buque de licuefacción en un astillero en China y se estima que llegará al país en 2028, previéndose el inicio de la operación en Río Negro hacia finales de dicho año. El barco, de una longitud de casi 400 metros, tendrá una capacidad de producción de 3,5 millones de toneladas al año, equivalente a casi 16 millones de metros cúbicos día de gas natural.
Paraguay informó que podría suministrar hasta 150 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a través de Formosa mediante la línea internacional de 220 kV entre Guarambaré y Clorinda. Sin embargo, el vínculo internacional sigue inactivo. La provincia ofreció realizar la inversión para recomponer la línea, pero todavía no recibió respuesta desde Nación.
“Mientras el sistema eléctrico nacional enfrenta restricciones por la falta de generación, la Argentina desaprovecha la posibilidad concreta de sumar hasta 150 MVA de energía paraguaya al sistema argentino”, expresaron desde el gobierno de Formosa.
Fernando De Vido, presidente de REFSA (Recursos y Energía Formosa S.A.), sostuvo: «Desde Formosa venimos impulsando una solución concreta para recuperar esta interconexión estratégica. No solo ofrecemos financiar la obra, sino también un esquema transparente de compensación. Lamentablemente, seguimos sin respuesta del Gobierno Nacional».
Cuestión de fondo
A fines de julio el Juzgado Federal N.º 2 de Formosa exigió a la Secretaría de Energía de la Nación abstenerse de retirar el autotransformador de 150 MVA ubicado en la Estación Transformadora (ET) de Clorinda a fin de no perder la interconexión eléctrica con Paraguay y garantizar el suministro desde el país vecino.
Esta decisión respondió al planteo de la Defensoría del Pueblo Provincial que encabeza José Leonardo Gialluca. El funcionario había hecho una presentación frente a la intención oficial de trasladar el autotransformador a Mendoza, lo que ponía en jaque la posibilidad de reactivar la interconexión internacional con la subestación Guarambaré en Paraguay.
La interconexión binacional entre Clorinda y Guarambaré se inauguró en 1994 y estuvo en funcionamiento hasta quedar inhabilitada en 2019 por una colisión causada por una embarcación en la torre 80. La salida de funcionamiento de la torre implicó la imposibilidad de que pudieran ingresar despachos de energía provenientes desde Paraguay.
Es por esto que desde 2023, la gobernación de Formosa viene gestionando la rehabilitación de esta interconexión. En esa línea, ofreció a la Secretaría de Energía de la Nación y a Transnea, que tiene la concesión del servicio de transporte de energía en alta tensión para la región por 95 años, financiar con recursos propios la reparación de la torre dañada, a cambio de ser compensado luego con los pagos que regularmente se realizan a Cammesa por la compra de energía mayorista.
«La energía paraguaya está disponible. El transformador está en Clorinda. La propuesta de inversión está presentada. Lo único que falta es una decisión política del Gobierno nacional para ponerla en marcha”, expresó De Vido.
Sin avances
“En lugar de impulsar proyectos estratégicos como este el Gobierno Nacional se repliega en una lógica de recorte, ignorando propuestas concretas de las provincias que podrían mejorar el sistema eléctrico nacional”, aseveraron desde el gobierno de Formosa.
En 2023 hubo una licitación a fin de que se lleve a cabo la reactivación de la interconexión internacional, pero este proceso fue declarado desierto a fines de ese año. Es por esto que, desde el Estado Provincial, la Defensoría del Pueblo de Formosa y Transnea le exigieron al Gobierno que por intermedio de la Secretaría de Energía llamara a una nueva licitación, pero no hubo respuesta.
“Mientras el Estado Nacional permanece inmóvil, Formosa vuelve a ponerse al frente con propuestas y soluciones. El ofrecimiento de financiar la reparación de la línea internacional Clorinda-Guarambaré, junto con la confirmación oficial de Paraguay sobre su capacidad de abastecimiento, demuestra que la oportunidad existe. Lo que falta es voluntad, recuperar esta conexión no solo es una decisión técnica: es una decisión política”, concluyeron desde el gobierno provincial.
El gobierno nacional planea impulsar a través de una concesión privada la construcción de una nueva ruta en la provincia de Río Negro para conectar Neuquén con la costa atlántica. La inversión estimada para la nueva traza asciende a US$ 470 millones, según lo expuesto por la diputada nacional Lorena Villaverde en un panel sobre infraestructura en el Amcham Energy Forum.
La diputada de La Libertad Avanza por Río Negro y presidenta de la comisión de Energía y Combustibles de la cámara baja explicó los alcances de la propuesta que busca acompañar la logística necesaria para el desarrollo de los proyectos de exportación de gas natural licuado y petróleo y potenciar los sectores productivos provinciales, como el turismo y las economías regionales.
“Este proyecto consiste en ocho obras, una de las cuales incluye una nueva traza diseñada especialmente para el sector del Oil & Gas, con un recorrido proyectado de 522 kilómetros, todos bajo un sistema de concesión. Es una inversión de 470 millones de dólares”, dijo Villaverde.
La diputada agregó que el rol del sector privado será central. También destacó que el Gobierno nacional «está generando las bases para que puedan invertir”.
Privatización de rutas nacionales
La iniciativa se inscribe en la decisión del gobierno nacional de concesionar al sector privado las rutas nacionales existentes y nuevos proyectos viales. El gobierno realizó en junio las primeras audiencias públicas sobre un plan de concesiones que propone licitar 9155 km de rutas por las que se moviliza el 80% del tránsito vehicular del país.
«No me gusta hablar de plazos concretos, pero estamos trabajando en el modelo de esquema de concesiones y sabemos cuál es el proyecto que necesita el territorio«, respondió Villaverde ante una consulta de EconoJournal sobre los posibles plazos de desarrollo del proyecto.
Por otro lado, Villarde cuestionó la propuesta del gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck de provincializar rutas nacionales, con especial énfasis en las rutas 22 y 151. «¿El gobernador no puede mantener las rutas de nuestra querida provincia y quiere hacerse cargo de las rutas nacionales? Es inviable», respondió.
Buenos Aires se prepara para recibir la segunda edición de Argentina Energy Week 2025, un encuentro multisectorial del sector energético, que tendrá lugar los días 20 y 21 de agosto en el hotel NH Collection Buenos Aires Centro Histórico.
El evento reunirá a autoridades nacionales, empresas líderes del sector energético, representantes del sistema financiero, desarrolladores de proyectos, cámaras empresariales y expertos técnicos, con el objetivo de debatir los desafíos actuales y las oportunidades de transformación de la matriz energética en Argentina.
Agenda
Entre los participantes confirmados se destacan compañías como YPF Luz, Genneia, TotalEnergies, PCR, Pampa Energía, Martifer Renewables y CGC, junto con entidades financieras internacionales como el Banco Europeo de Inversiones (EIB) y la Corporación Financiera Internacional (IFC).
También participarán representantes de gobiernos provinciales y nacionales, consolidando así una mirada integral y federal del sector.
Ejes
Durante tres días, el programa abordará los principales ejes de la agenda energética, incluyendo: El rol de las energías renovables y el almacenamiento Infraestructura, transmisión y marcos regulatorios Atracción de inversiones y financiamiento Gas natural y su papel en la transición energética Avances en hidrógeno, eficiencia energética y digitalización.
YPF, la petrolera bajo control estatal, se propuso como objetivo impulsar el fortalecimiento de proveedores locales como parte de su estrategia para acompañar los grandes proyectos exportadores, como el Vaca Muerta Sur (VMOS) – la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas- y el plan de desarrollo de Gas Natural Licuado (GNL) en la costa atlántica rionegrina.
Es por esto que la Academia de Proveedores de YPF está presente en la localidad de Sierra Grande con una jornada de vinculación y capacitación, un espacio de encuentro y formación destinado a empresas, comercios y emprendimientos de la región.
Mediante estas iniciativas la compañía busca generar capacidades regionales que permitan a las compañías locales integrarse activamente en la cadena de valor de estas obras clave para el país, según informaron a través de un comunicado.
La actividad
Esta jornada de capacitación cuenta con la participación de más de 70 empresarios y emprendedores de diversos sectores de la economía, así como funcionarios provinciales y municipales.
Durante la primera jornada, referentes del proyecto compartieron con los asistentes los principales lineamientos de VMOS y los procesos de Compras competentes, brindando herramientas para que los proveedores locales puedan participar en futuras contrataciones.
También se llevaron a cabo rondas de negocios a fin de que los participantes pudieran presentarse conocerse y generar vínculos estratégicos. La idea es promover asociativismo para ganar escala y poder tener más oportunidades de participar del proyecto.
Segunda jornada
La segunda jornada se destinará a la capacitación técnica, con la participación de especialistas de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN). Allí se abordan temas fundamentales para la gestión de una PyME como los aspectos impositivos y planificación estratégica y gestión comercial. De este modo, se busca potenciar el desarrollo económico y profesional.
Impacto local
“Ya hay empresas rionegrinas y regionales que han sido adjudicadas con contratos vinculados al proyecto VMOS, como el armado del campamento en el predio de Punta Colorada y la prestación de servicios de asistencia sanitaria, entre otros”, informaron desde YPF.
A su vez, desde la petrolera precisaron que se está trabajando activamente para la capacitación y formación de mano de obra local en las diversas etapas de la obra el oleoducto y terminal de exportación, que también generarán una base para los proyectos de GNL que se visualizan en la región. “Estos avances reflejan el compromiso de YPF con el desarrollo local y la generación de oportunidades concretas para proveedores de la región”, destacaron.
El secretario de Finanzas, Pablo Quirno, expuso este martes sobre las medidas que están impulsando desde el gobierno para la puesta en marcha de los grandes proyectos con los que cuenta el país a fin de aprovechar el potencial que posee el sector energético. En esa línea precisó: “El RIGI es muy importante. Ya tenemos seis proyectos aprobados por US$ 13 billones de inversión y ahora hacen falta 60 billones más que van a venir en los próximos años. La Argentina tiene que mejorar sus condiciones para atraer esos capitales. La idea es explotar esos beneficios para generar el crecimiento. Nosotros podemos pintar la cancha, poner las redes y traer la pelota, pero el que juega es el sector privado”.
El funcionario aseguró: “Ahora se está hablando del corto plazo de cara a las elecciones, pero nosotros no tenemos esa visión, sino que miramos a largo plazo y pensamos en cómo generar las condiciones para atraer esas inversiones. Para despejar el ‘riesgo kuka’ tenemos que ir a las urnas y poner bien el voto. Todo lo que estamos haciendo está validado por el apoyo de una sociedad que está viendo que este programa está dando los resultados necesarios”.
El secretario de Finanzas, Pablo Quirno.
Acceso al mercado
Quirno también se refirió al préstamo de 2000 millones de dólares que consiguió la sociedad integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina, Tecpetrol y Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén, destinado a financiar la construcción del proyecto Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS). “Esto es algo fundamental porque, por ejemplo, al Gasoducto Perito Moreno lo tuvo que hacer el Estado a un precio más caro de lo que se hacía en el mercado por la falta de acceso al financiamiento y de condiciones para que los privados puedan invertir. El Estado debió tener un rol predominante a expensas de su propio equilibrio fiscal, pero ahora tenemos un esquema como el RIGI que permite que los sponsors del proyecto se animen a hacer este emprendimiento, con financiamiento privado”, consideró el secretario de Finanzas.
También planteó que la obtención del financiamiento del VMOS resulta algo inédito para el país. “Los privados entendieron que las condiciones que nosotros estamos generando a nivel macroeconómico son sostenibles en el largo plazo y generan previsibilidad para hacer este tipo de inversiones. Nosotros logramos cosas con ese orden macro que no se compran en el Congreso, una es la baja del impuesto inflacionario y la otra es la baja del costo de capital. A partir de eso es que estos proyectos, que siempre estaban en potencial, ahora se pueden realizar”.
Proyecciones
Quirno además proyectó que en tres años el país tendrá un sector agroexportador más vinculado a la energía, al que luego se le sumará todo el potencial del sector minero. “En un periodo de ocho años la Argentina va a triplicar sus exportaciones en tres sectores fundamentales. No va a haber falta de dólares. Lo que ocurre es que tenemos una historia que nos pesa y hace que tengamos que hacer los deberes bien, consolidar la macro y convencer a los agentes económicos que ese equilibrio fiscal es algo que está para quedarse. Es necesario volver a ser creíbles”, concluyó.
En línea con lo expuesto en materia de Política de Diversidad e Inclusión en su Reporte de Sustentabilidad 2024, este año Transportadora Gas del Norte (TGN) asumió un compromiso que prioriza a la escuela como ámbito de reflexión crítica para el fomento de las vocaciones técnicas.
La compañía diseñó un programa educativo que busca ampliar la mirada sobre las profesiones y roles que tradicionalmente ocupan las niñas y los niños. A través de actividades lúdicas y con propuestas concretas para los docentes, los talleres buscan despertar el interés por las ciencias, la matemática, la ingeniería y la tecnología asegurando que nadie quede excluido por prejuicios y barreras culturales.
girl resolves mathematical task on board.
Iniciativas
El taller “Rompecabezas – tu futuro en construcción”, diseñado para escuelas primarias, propone pensar sobre la influencia de los roles de género en la elección de oficios y profesiones. Mediante el juego se busca que cada participante descubra nuevos caminos vocacionales que quizás nunca antes había considerado por pensar que no eran apropiados para ella o él. Los voluntarios trabajan en conjunto con los docentes que reciben un cuadernillo con diversas propuestas de actividades, entre ellas, ferias y clubes de ciencias, aprendizaje basado en proyectos, juegos del tipo “cuando sea grande quiero ser…”, entrevistas con los voluntarios y otras.
El taller “Técnicamente – nos desafiamos”, concebido para escuelas secundarias, apunta a reforzar la confianza de los estudiantes poniendo en valor las herramientas compartidas por la escuela técnica como elementos fundamentales en la elección del futuro vocacional y laboral de sus participantes. Aquí se estimula a los estudiantes a continuar sus estudios en el campo de la ciencia y la tecnología. Además, se busca reforzar la elección de estudiantes mujeres en estas áreas derribando sesgos de género para construir horizontes de igualdad.
“Queremos que más chicas se animen a elegir estos caminos, y que más chicos se cuestionen estereotipos que limitan. Que cada joven pueda imaginar un proyecto de vida sin restricciones impuestas por el género. Este compromiso tiene también una dimensión estratégica: nuestro país enfrenta un déficit estructural de perfiles técnicos y profesionales en ingeniería. Estas carreras son vistas aún como ´difíciles´ y reservadas generalmente para varones, muchas veces por desconocimiento de las verdaderas oportunidades que presentan”, sostiene Alejandro Pacini, director de RH de TGN.
En este sentido, Claudio Moreno, jefe de RSE, agregó: “Las profundas transformaciones sociales, científicas y la aceleración de los cambios tecnológicos, se suman a los desafíos que ya teníamos para hacer frente a las dificultades estructurales de los procesos educativos. Enfrentamos un enorme reto en el desarrollo del talento humano, no hay lugar para exclusiones: las niñas y las mujeres deben tener las mismas posibilidades que sus compañeros varones. A nivel mundial, sólo el 35% de las mujeres integran el universo de estudiantes universitarios en ciencias, tecnología, ingeniería y matemáticas -las carreras STEM por sus siglas en idioma inglés-.”
Alianza
TGN lanza este programa en 2025, con la colaboración de Foro 21. Tiene como meta alcanzar 44 escuelas ubicadas cerca de la traza de su sistema de gasoductos en seis provincias del país. A fines de julio, comenzó en la Prov. de Santa Fe y continuará sucesivamente en Córdoba, La Pampa, Río Negro, Salta y Jujuy. La prueba piloto desarrollada en dos escuelas de CABA concluyó con la gran satisfacción de la comunidad educativa involucrada, tanto de directivos como de docentes y niños.
“Desde nuestra compañía queremos contribuir a que niñas, niños y jóvenes tengan la oportunidad de visualizar trayectorias profesionales abiertas a oportunidades laborales conectadas con su vocación. También que las niñas conozcan las carreras STEM. Es sabido que los alumnos que escucharon o conocieron la universidad antes de llegar a ella, poseen más elementos para decidir en función de sus expectativas”, concluyó Claudio Moreno.
YPF está a punto de quedarse con la mayoría accionaria y la operación de La Escalonada y Rincón de la Ceniza, dos áreas ubicadas en el hub norte de Vaca Muerta con mejores perspectivas de desarrollo en los próximos años. Entre las empresas interesadas que presentaron ofertas competitivas por los activos se encontraban también Pampa Energía y Vista Energy, pero finalmente la petrolera que preside Horacio Marín cerraría este martes la compra del 45% de ambos bloques, que actualmente están en poder de la francesa TotalEnergies. Otro 45% pertenece a Shell, que seguirá siendo socio no operador de las áreas, y el 10% restante a Gas y Petróleo (GyP), la petrolera de la provincia de Neuquén. Así lo adelantaron a EconoJournal dos fuentes privadas al tanto de la operación. Desde TotalEnergies evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio.
La Escalonada posee un fuerte potencial en producción de shale oil y la apuesta es acelerar su desarrollo en el corto plazo. De hecho, en febrero TotalEnergies informó que el pozo LEsc-12(h), ubicado en el PAD#3 de ese bloque,alcanzó un promedio de 3.669 barriles de petróleo por día, convirtiéndose en el pozo más productivo de la Cuenca Neuquina. Está ubicado en forma contigua a Bajo del Choique, el principal campo que el año pasado adquirió Pluspetrol de manos de ExxonMobil.
Rincón de la Ceniza, en cambio, tiene un importante potencial gasífero y a su vez está ubicado sobre la ventana de condensados. Por lo tanto, puede ocupar un lugar importante en el mediano plazo en la estrategia de desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL).
TotalEnergies empezó a deriskear —tal como se conoce en la jerga petrolera a la exploración de un área sin actividad hidrocarburífera previa— las áreas La Escalonada y Rincón de la Ceniza en 2010 tras adjudicarse los bloques en una de las primeras rondas licitatorias en Vaca Muerta realizadas por GyP, que mantuvo para sí un 10% de esos campos. Más tarde, la compañía francesa sumó a la angloholandesa Shell como socio en partes iguales en ambos campos, por lo que en la actualidad ambas poseen un 45% del capital accionario de los bloques.
La apuesta de YPF
Tanto La Escalonada como Rincón de la ceniza son áreas donde la maduración de los proyectos requiere comenzar a acelerar con el plan de inversiones tanto en la construcción de facilities (plantas de tratamiento, capacidad de transporte y evacuación y playas logísticas, entre otros). El ingreso de YPF podría acelerar los desarrollos en el hub norte de Neuquén donde, si bien tiene participación en áreas como Narambuena y Bajo del Toro, con estas adquisiciones se consolidarán como uno de los jugadores más relevantes.
Loma Campana, La Amarga Chica y Bajada del Palo forman parte, entre otras del primer hub de desarrollo de petróleo en Vaca Muerta. El hub norte, que incluye Bajo del Choique, Los Toldos, Rincón de Aranda, Narambuena, Bajo del Toro, La Escalonada y Rincón de la Ceniza, va a entrar en valor en los próximos años e YPF quiere pisar fuerte ahí para seguir liderando la producción de petróleo y gas en la Argentina.
Desinversión
La compañía europea —que en septiembre del año pasado puso en producción el yacimiento offshore Fénix, ubicado en la cuenca Austral, donde invirtió más de US$ 700 millones junto con sus socios PAE y Harbour Energy— dejó trascender en enero de este año que estaba dispuesta a escuchar ofertas por ambas áreas y en el CeraWeek de marzo Patrick Pouyanné, CEO global de Total, dio un paso más. “Al mismo precio que obtuvo uno de nuestros colegas (en referencia a ExxonMobil, que obtuvo cerca de US$ 2000 millones por desprenderse de sus áreas en Vaca Muerta), estamos listos para desinvertir nuestra licencia para producir shale oil en la Argentina”, afirmó.
La operación se enmarca en una reorganización del portafolio global de TotalEnergies, que también contempla la venta de activos en Nigeria y participaciones en empresas de energía renovable en Estados Unidos, Francia y Grecia. El objetivo es apuntalar inversiones estratégicas en Brasil y Surinam. “Llevamos invertidos US$ 14.000 millones en Brasil, de los cuales US$ 12.000 millones son en Oil&Gas. (…) Planeamos mantener una inversión del orden de US$ 1.000 millones por año en los próximos años. (…) Estamos invirtiendo US$ 11.000 millones en Surinam en los próximos tres años para una producción de 220.000 barriles por día que debería comenzar en 2028”, aseguró a EconoJournalJavier Rielo, senior vicepresidente de TotalEnergies Exploración y Producción para América.
El viceministro coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, brindó precisiones sobre los números que proyectan desde el gobierno sobre la producción de petróleo y gas en el país y el impacto que generaron los vaivenes del precio internacional del petróleo en las últimas semanas. “Teníamos expectativa de aumento del superávit de la balanza comercial energética de este año porque hay más producción de petróleo y de gas, pero los precios han bajado. Hace un año el valor del crudo estaba en US$ 80 y hoy está en US$ 68. Los consultores proyectan que puede llegar a estar en US$ 60- 55 el año que viene. Creo que la balanza comercial energética de este año va a estar en línea con la de 2024 (US$ 5.668 millones) o un 10% arriba”, indicó el funcionario en la nueva edición de Amcham Energy Summit.
“Gracias a Vaca Muerta y a la sustitución de importaciones de líquidos vimos cómo la balanza comercial mejoró muchísimo y pasamos de un déficit de 7.000 millones de dólares en el peor momento del kirchnerismo a un superávit de 5.500 millones de dólares”, planteó González.
Tarifas
Al ser consultado sobre las tarifas energéticas por la disparada que experimentó el dolar en los últimos días, el funcionario sostuvo: «Los subsidios a la energía llegaron a representar el 2% del PBI, pero hoy representan el 0,5%. Las tarifas de las distribuidoras de energía y de gas y de las transportistas ya pasaron por su Revisión Quinquenal y a partir de ahora se mantienen en términos reales. Todos los meses se les aumenta. Es una polinómica en función de la inflación. Nosotros ya no tocamos más las tarifas. Sí tratamos de acompañar para que la evolución de la tarifa no sea muy distinta que la evolución de la inflación. Si no pagamos por la energía lo que cuesta vamos a tener menos energía«.
El panorama de cara al próximo verano
El viceministro de Energía y Minería también se refirió a los cuellos de botella que existen respecto a la infraestructura eléctrica de cara al verano y a las obras prioritarias que se deberán desarrollar en los próximos años para atravesar los picos de consumo en los días de mayor calor. Aun así advirtió que los efectos positivos de estas obras se verán recién dentro de los próximos tres años.
“Lamentablemente hubo una falta de continuidad en estos últimos 20 años y eso nos puso en uno de los mayores cuellos de botella que tiene el sector. Pero hace pocas semanas sacamos una resolución basándonos en una normativa de la administración anterior, porque valoramos que haya continuidad en las cosas que se hacen bien, y definimos las primeras tres de muchas obras de transmisión que deben ser afrontadas por parte de los privados, con tarifas adecuadas”, marcó González.
El funcionario detalló: “Vamos a hacer concesiones de obra pública. Esperamos que la primera, que es AMBA 1, se pueda concesionar a principios del próximo año”.
También hizo foco en otro de los problemas que deberá sortear la Argentina en lo que respecta a la energía eléctrica: la disponibilidad de potencia para cubrir el pico de demanda sobre todo en el periodo estival.
“Hace poco lanzamos una licitación para almacenamiento en el área del AMBA. Salimos a buscar 500 MW de almacenamiento y tuvimos 27 ofertas por casi 1400 MW. Anoche recibimos el informe técnico de Cammesa pre calificando a todas. Es una excelente noticia. Es la primera vez en décadas en que la distribución contratará directamente con la generación, con los almacenistas. Es algo a lo que no estaban acostumbrados porque todos contrataban con Cammesa. Es un avance. No se solucionan problemas de desinversión en pocos meses”, planteó González.
Crisis de gas
El funcionario del Ministerio de Economía también habló sobre los cortes de gas que sufrieron los usuarios en algunas localidades del país en medio de la ola polar, como fue el caso de Mar del Plata, y aseguró: “No hubo crisis del gas. El 99,95% de los clientes residenciales del país ni se enteraron. Tuvimos la mala suerte de que dos de los tres yacimientos de gas más grandes de Argentina tuvieron problemas de inyección y por esto se tuvo que cortar a los que tienen transporte interrumpible”.
González también explicó que se produjeron problemas puntuales entre transportistas y distribuidoras que derivaron en que algunas zonas del país tengan problemas de suministro. “La nueva infraestructura de gas tendrá un efecto bastante cercano. El año que viene vamos a tener más gas disponible en Buenos Aires por cosas que se hicieron este año. Y en 2027 mucho más si la iniciativa privada se hace realidad”, en referencia a la ampliación del Gasoducto Perito Moreno -ex Néstor Kirchner-, que demandará una inversión estimada de US$ 500 millones y que fue presentada por TGS en 2024.
Privatizaciones
En línea con la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, el viceministro coordinador de Energía y Minería detalló que probablemente ofrezcan una concesión sobre el uso del ducto. También informó que antes de adjudicar las acciones de Transener que posee Enarsa lanzarán la licitación de la concesión de las cuatro centrales hidroeléctricas del Comahue. “Lo discutimos con Río Negro y Neuquén constructivamente y las estamos reconcesionado para los próximos 30 años”, indicó.
RIGI
El funcionario informó que hay varios proyectos presentados para adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones impulsado por el gobierno para dinamizar los proyectos del sector hidrocarburífero.“Hay un proyecto de energía renovable que será tratado en la próxima semana. También hay iniciativas de tratamiento de petróleo, de logística. El RIGI ha sido un éxito total. Varios proyectos que estaban en duda se aceleraron. En minería hay tres proyectos inmensos que se van a presentar en algún momento de este año de desarrollo de cobre”, adelantó.
Infraestructura para la exportación de crudo
En cuanto al desarrollo de infraestructura para la evacuación de petróleo, González se mostró optimista y aseguró que desde el gobierno están creando las condiciones para dinamizar las distintas iniciativas. “La infraestructura de petróleo está fluyendo muy bien. Las empresas no nos piden nada más allá del RIGI. El Vaca Muerta Sur (VMOS) ya tiene la aprobación. Sin eso probablemente no hubieran podido conseguir financiamiento. Eso es lo que hacemos nosotros”, puntualizó.
“Para llevar a cabo los proyectos de GNL se está pensando en gasoductos dedicados, pero nadie nos ha venido a tocar la puerta para decir que el Estado ponga plata. Lo que nos preguntan es si esas obras aplican al RIGI. Las empresas están realizando sus aplicaciones y cuando llegue el momento eso será aprobado”, finalizó González.
Una consulta pública del regulador energético en el Reino Unido pone el ojo en el debate sobre cómo tarifar la energíacuando las inversiones de capital pasan a ser el principal costo del sistema energético. La agencia estatal británica que regula los mercados de gas y electricidad, Ofgem, abrió la puerta a considerar una nueva forma de cobrar un cargo específico en las tarifas de energía en función de los ingresos y de la riqueza de los hogares.
Ofgem abrió a consulta pública la semana pasada una revisión sobre cómo se asignan los costos en todo el sistema energético, incluyendo el análisis y la proposición de una variedad de posibles modelos de cobro alternativos para los consumidores.
Cambios en los costos de sistema
La Revisión de Asignación y Recuperación de Costos incluye un diagnóstico sobre cómo los costos del sistema energético británico están cambiando a medida que la participación de las energías renovables va en aumento.
Los costos de generación están en retroceso a medida que la generación con fuentes eólicas y solares fotovoltaicas va reemplazando a las fuentes térmicas fósiles, que presentan costos operativos mayores vinculados con el precio del combustible, principalmente del gas natural. Estos costos disminuyeron desde la última crisis energética, que forzó la aplicación de subsidios millonarios, aunque siguen elevados con respecto a la pre pandemia.
Sin embargo, los costos vinculados con la infraestructura eléctrica vienen al alza debido a la necesidad de grandes inversiones para poder incorporar más fuentes renovables. Ofgem estimó que se necesitarán hasta £ 80.000 millones de inversión en la red de transmisión eléctrica hasta 2031 para garantizar la seguridad energética y con una transición a fuentes renovables.
Cobro según ingresos y riqueza de los hogares
Las inversiones necesarias en redes eléctricas impactarán concretamente sobre el standing charge o cargo fijo, un componente de las facturas de energía destinado al recupero de las inversiones de capital en infraestructura energética. Para que los aumentos no impacten de forma indiscriminada en todos los usuarios, Ofgem puso a consideración pública la alternativa de definir el precio del cargo fijo según los ingresos y la riqueza de cada hogar o usuario.
Las boletas de gas y electricidad se desglosan en cuatro componentes, con dos que son los centrales: el cargo fijo y la tarifa unitaria. Mientras que el primero comprende el recupero de las inversiones en infraestructura energética como redes de transmisión o gasoductos, el segundo es el cobro por la cantidad de energía consumida por cada usuario. El recupero de las inversiones en generación sucede principalmente a través de la tarifa unitaria.
Sin embargo, por su invariabilidad y su aplicación indiscriminada, la percepción pública sobre el cargo fijo es ampliamente negativa. Un relevamiento del regulador británico arrojó que el 51% de los encuestados afirmaron que preferirían eliminar por completo o reducir los cargos fijos y aumentar las tarifas unitarias.
Por ese motivo, Ofgem propuso en su revisión un abanico de posibles reformas, incluidos cargos que varíen según la capacidad de pago. El documento habla de un “cargo fijo basado en los ingresos” y un “cargo fijo basado en la riqueza”. Como punto de referencia menciona la forma en que los municipios cobran sus impuestos, aunque no ahondó en detalles.
«Los costos fijos, como los necesarios para modernizar la red energética y suministrar energía más limpia y segura a nuestros hogares, podrían aumentar. Sabemos que los clientes tienen inquietudes reales sobre la equidad y la transparencia en sus facturas, especialmente en lo que respecta a los costos fijos. Por eso, nos planteamos preguntas importantes sobre cómo y dónde se reparten estos costos», dijo el CEO de Ofgem, Jonathan Brearley.
El CEO de Vicuña, José Morea, cuestionó este lunes el proyecto de ley de proveedores locales que impulsa la gobernación de San Juan. “Dar un paso en ese sentido significaría limitar la competencia y en cierta forma la transparencia de los procesos licitatorios a los cuales empresas mineras internacionales están obligadas a someterse”, aseguró el ejecutivo, quien está al frente del mayor proyecto de cobre que se prepara en la provincia y que promete inversiones por hasta US$15.000 millones.
“Sería contraproducente para San Juan, que tanto le costó construir esta excelente reputación que tiene hoy a nivel mundial para atraer inversiones mineras”, remarcó Morea en la Conferencia Internacional Argentina Cobre que se realiza en la provincia cuyana con la presencia de los cinco gobernadores que forman parte de la denominada Mesa del Cobre: los mandatarios de Mendoza, Alfredo Cornejo; de Catamarca, Raúl Jalil; de Jujuy Carlos Sadir, de Salta, Gustavo Sáenz, y el gobernador local, Marcelo Orrego, junto al secretario de Minería, Luis Lucero, y el vicejefe de Gabinete José Rolandi.
José Morea, CEO de Vicuña.
Morea insistió con que “San Juan debiera ser lo suficientemente inteligente para proteger una reputación que tanto le ha costado construir, y que hoy le ha abierto las puertas a este tipo de inversiones de grandes empresas internacionales que vienen a hacer minería multigeneracional en forma sostenible, por más de cincuenta años y transformada a San Juan en la provincia que realmente puede ser con todo el potencial destrabado en conjunto”.
Por su parte, el Secretario de Minería de San Juan, Pablo Perea, ratificó que la provincia avanzará con una Ley de Proveedores que otorgue a la actividad minera un marco regulatorio que no cierre la provincia ni elimine la competencia, pero sí que pueda dar un ordenamiento al desarrollo de los mega proyectos de cobre que tiene en cartera la provincia.
“Va a haber una ley de proveedores, el gobernador Marcelo Orrego se comprometió que en este periodo legislativo íbamos a contar con ese marco legal que la provincia de San Juan no lo tiene, sí lo tiene la provincia de Catamarca, de Jujuy, de Santa Cruz, ahora la Rioja” afirmó Perea al explicar la voluntad de “tener un marco regulatorio que es de fomento: no estamos hablando de ninguna manera de cerrar la provincia ni eliminar la competencia, pero sí creemos muy importante tener un marco que ordene esa competencia”.
La provincia viene discutiendo el proyecto con la Cámara Minera, en la cual su Comisión Directiva está integrada por todas las operadoras que están en la provincia y la cual se afirma desde la gobernación se llegó a un punto inicial de acuerdo sobre la posibilidad de contar con este ley. Para el ministro, lo primero que tiene la ley que se está discutiendo con la industria es que “debe haber una definición clara y precisa de lo que es un proveedor local, de comunidad, del resto de la provincia. Una vez definido eso, que lo tenemos estudiado y evaluado, va a tener puntos que son una ley de desarrollo de comunidades y de proveedores locales que lejos de espantar inversiones va a dar previsibilidad y transparencia”.
El proyecto Vicuña
Vicuña, un proyecto de las mineras globales Lunding y BHP, impulsa un proyecto de cobre en San Juan cuyo monto de inversión definitivo se dará a conocer a principios de 2026 cuando la empresa presente el informe técnico actualizado, pero que ya se estima será de entre 12.000 y 15.000 millones de dólares, algo que empezará a develarse cuando se presente el proyecto de adhesión al Régimen de Incentivo a las Inversiones Privadas (RIGI).
“Los órdenes de magnitud son altos. Realmente, este proyecto tiene la potencialidad de ser la inversión extranjera directa más grande de la historia argentino, por lo cual el monto del RIGI también va a ser rutilante. Creemos que en sí mismo puede ser de el mismo orden de magnitud que todos los demás RIGI presentados hasta el momento, pero dependerá también de cómo concretar el acuerdo con la provincia de San Juan y que se despeje cualquier incertidumbre que hoy pueda estar presente, mientras seguimos alistándonos nuestros procesos internos”.
Otras voces
En la apertura del evento, y al referirse al tema sobre el aporte de la minería al desarrollo de empleos y proveedores locales, el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, aseveró que “las prioridades son para los argentinos y puede venir personal extranjero pero lo indispensable. Lo menos posible porque sino no vamos a ser exitosos. El éxito vinculado con el armado de un rompecabezas de muchas piezas y el 75 por ciento las tiene el gobierno nacional y los gobernadores que son quienes van a ser quienes lo armen y lo ordenen, pero necesitan el 25 por ciento restante con los trabajadores los proveedores y las comunidades”.
El presidente de la Cámara Minera de San Juan, Ivan Grgic, quien también es directivo de la empresa Vicuña, planteó que la industria sostiene la voluntad de todas las partes de lograr consensos del diálogo, pero resaltó “la mirada “glocal” -conjunción de lo global y lo local- que para las empresas mineras la prioridad esta en lo local, pero que el cobre exige traer bienes y conocimientos que no están en la Argentina. Lugares como San Juan son espacios donde el diálogo glocal se está generando para bienes, servicios y empleo”.
La expectativa sobre los proyectos de cobre en distintas etapas de desarrollo que le permitirán al país volver a producir cobre, se da en un momento de creciente demanda global en el marco de la transición energética. Según las estimaciones presentadas en el encuentro hasta 2030 se espera un déficit sostenido de cobre, que para entonces hará necesario un 30% más de mineral de lo que actualmente se produce en el mundo, y un 55% de nuevas minas para el 2050 para cubrir la demanda que generará la electrificación del parque automotor mundial.
El Programa de la Cámara es una iniciativa que puede ser adoptada voluntariamente por cualquier empresa relacionada con la producción, almacenamiento, distribución y tratamiento de productos químicos. El PCRMA® es un programa que reconoce y certifica a las empresas que demuestran una sólida gestión ambiental, adoptando prácticas responsables y sostenibles en todas sus operaciones.
En esta oportunidad,Sinteplast, empresa de capitales 100% nacionales dedicada a la fabricación y comercialización de pinturas, recubrimientos y materiales para la construcción; Brenntag, líder global del mercado de la distribución de ingredientes y productos químicos; y Resinas Concordia (perteneciente al grupo Bakelite Synthetics), productor a nivel mundial de resinas especiales, soluciones y compuestos termoendurecibles de ingeniería para moldeo; han desarrollado procesos que dan conformidad a los Requisitos del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica.
Con respecto a dicha certificaciónMónica Bazán, gerente regional Cono Sur de Brenntag Essentials Latin America Argentina, destacó que «como compañía global, nuestro sistema de gestión se basa en los mejores estándares y prácticas de la industria, y el Programa Cuidado Responsable del Medio Ambiente® es parte de ese enfoque. Al estar certificados en ISO 14001, ISO 45001 e ISO 9001, nuestro sistema ya abarca todos los requisitos del Programa, sin embargo, obtener esta certificación reafirma nuestro compromiso con el cuidado del medio ambiente. Considerar estos aspectos y alcanzar los estándares requeridos por el programa fortalece nuestra gestión y nos posiciona con mayor solidez frente a los desafíos del entorno. La CIQyP® ha sido un socio clave, brindándonos orientación y facilitando el intercambio de buenas prácticas con otras empresas”.
Impacto
Por su parte, Ayelén Rigoni, responsable de Medio Ambiente de Resinas Concordia S.R.L., afirmó: “Alcanzar los estándares del PCRMA® ha sido un logro muy significativo para nuestra planta y un reflejo del compromiso del equipo con la excelencia operativa y la sostenibilidad. La adhesión al Programa fortaleció especialmente nuestra vinculación con la comunidad y reforzó nuestra cultura interna de seguridad, salud y ambiente, promoviendo una gestión más transparente, medible y participativa. A su vez, el acompañamiento de la CIQyP® fue clave durante todo el proceso de certificación”.
El propósito del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® es administrar, en forma sustentable, los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo, transporte y tratamiento de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad.
Considerando que todos los productos del sector se diseñan, producen, distribuyen y utilizan dentro de nuestra sociedad, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica ofrece herramientas a las empresas para que continúen trabajando en conjunto a la vanguardia de la Salud, Seguridad y Cuidado del Medio Ambiente dentro de la economía de toda la Argentina. El Programa es impulsado por la CIQyP® y se encuentra desarrollado, bajo diferentes nominaciones, por sus cámaras pares en nueve países de Latinoamérica y homologados por la República Federativa de Brasil y la República Oriental del Uruguay.
Para obtener más información sobre el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® se puede ingresar al siguiente link.
El Congreso y Exposición Internacional “Argentina Hidrocarburos” organizado por Vostock Capital tendrá lugar el 22 y 23 de octubre en Buenos Aires. Contará con la presencia de empresas del sector energético, autoridades reguladoras, proveedores gubernamentales, de tecnología y equipos, e inversores en Argentina y el resto de América Latina. Habrá más de 200 ejecutivos con poder de decisión de la industria del petróleo y gas se reunirán en el evento estratégico: empresas nacionales e internacionales, así como representantes gubernamentales, agencias reguladoras, académicos, propietarios de proyectos y proveedores de tecnologías y servicios.
Estarán presentes Ecopetrol, Chevron Argentina Excelerate Energy, Pan American Energy Llc., Pluspetrol Argentina, Tecpetrol S.A., Puma Energy Argentina, Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A (PCR), Axion EnergiesS.A, y Vista Oil and Gas Argentina, entre otros.
Mercado global de hidrocarburos
En la jornada también se podrán conocer las políticas y estrategias gubernamentales, y los conocimientos clave de las empresas para lograr la posición de liderazgo de la Argentina en el mercado internacional hacia 2030. A su vez, habrá exposiciones dedicada a equipos y tecnologías de vanguardia para la industria del petróleo y el gas, presentada por líderes locales y mundiales y se darán a conocer las últimas innovaciones para proyectos de petróleo y gas.
Otros ejes
Expertos de la industria explorarán enfoques, perspectivas y obstáculos para atraer inversores al sector de hidrocarburos de Argentina.También presentarán las soluciones y equipos más novedosos que impulsan la innovación en las operaciones de petróleo y gas, y debatirán sobre las estrategias de la industria para satisfacer la demanda interna y exportar gas natural a la región
Otro de los ejes será la transición energética. Losprincipales actores de la industria para disertarán sobre el papel del sector de los hidrocarburos de cara a una transición energética justa.
Naturgy lanzó “El Ahorrador», una nueva aplicación web diseñada para brindar a usuarios y profesionales una herramienta simple, intuitiva y dinámica para comparar los costos del gas natural, electricidad y uso de garrafa.
En un contexto donde la optimización de gastos es clave, «El Ahorrador» llega para convertirse en un aliado fundamental para la toma de decisiones en relación con el consumo energético, informaron desde la empresa.
La app ha sido diseñada pensando en un amplio público:
● Gasistas matriculados: herramienta de apoyo invaluable para sus asesorías y cálculos. ● Clientes actuales o potenciales de Naturgy: facilita la comprensión y el uso eficiente de su consumo. ● Usuarios residenciales: ideal para quienes están evaluando alternativas energéticas para sus hogares. ● Y para todos los que buscamos optimizar nuestros gastos: una solución práctica para el ahorro en el hogar.
¿Qué se puede hacer con «El Ahorrador»?
La aplicación ofrece funcionalidades clave para un análisis completo: ● Comparar costos: permite contrastar de forma sencilla los gastos entre gas natural, electricidad y garrafa. ● Simular consumo: los usuarios pueden proyectar el consumo de diversos artefactos del hogar para una estimación precisa. ● Datos claros y visuales: muestra los resultados de las comparaciones de forma gráfica, tanto en pesos como en porcentaje, para una rápida comprensión. ● Compartir fácilmente: los resultados pueden enviarse por WhatsApp u otros medios, facilitando la comunicación y el análisis conjunto.
Esta iniciativa ha sido diseñada para ser accesible desde cualquier dispositivo, ya sea celular o computador, lo que la convierte en una herramienta ideal para el trabajo en campo y para consultar en cualquier momento y lugar, explicaron desde Naturgy.
«Estamos convencidos de que ‘El Ahorrador’ será un recurso invaluable para nuestros usuarios y para el público en general. Nuestro objetivo es empoderar a las personas para que cuenten con información clara que les permita tomar decisiones informadas sobre su consumo energético y, así, optimizar sus gastos eligiendo la opción más conveniente,» afirma Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.
Se puede acceder a la app desde cualquier dispositivo: ahorrador.naturgy.com.ar
Sidersa, una de las principales empresas siderúrgicas de la Argentina, comenzó la construcción de su nueva planta en la ciudad bonaerense de San Nicolás, un proyecto que demandará una inversión de US$ 300 millones y que contará con los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Al realizar el anuncio, sus directivos destacaron que la futura planta tendrá un fuerte foco en la eficiencia energética, la incorporación progresiva de fuentes renovables y la optimización de los procesos de producción.
Hernán Spoto, el CEO de Sidersa y tercera generación al frente de la compañía 100% familiar, dio a conocer los detalles técnicos y estratégicos que posicionarán al proyecto como un referente en la producción de acero verde. “Vamos a levantar la siderúrgica más moderna, más eficiente y más sustentable del mundo en nuestra casa productiva de San Nicolás. Será un antes y un después en la historia de la industria argentina, porque hace más de 50 años que no se construye greenfield una siderurgia en el país”, aseguró Spoto a la prensa.
El proyecto que prevé crear más de 300 puestos de trabajo directos y 3500 indirectos -además de otros 1.000 en la etapa de obra- estará productiva en el último trimestre de 2027, con lo cual Spoto aseguró que además de ser la más moderna de América Latina se adelantará ocho años a la normativa que la Unión Europea dispuso a partir de 2035 para los productores de acero, facilitando el acceso a esos mercados y generando un valor agregado adicional.
Hernán Spoto, CEO de Sidersa, en el anuncio del inicio de obra.
El proyecto bautizado como Sidersa+ sigue cuatro pilares de reciclaje de chatarra, procesos integrados, eficiencia energética y seguridad. En base a tecnología italiana provista por el fabricante Danieli Group, considerado «el mayor productor de equipos para siderurgia en el mundo», una de las características más relevantes de la planta será la capacidad de reciclar chatarra ferrosa, un enfoque de economía circular que la hace única en el país.
Ahorro energético y renovables
«Nosotros no necesitamos mineral de hierro ni coque, que son productos importados. Nos basamos en la reutilización de la chatarra ferrosa para transformarla en materiales de acero de alta calidad«, señaló Luis Pécora, el director del proyecto Sidersa+, al describir el proceso que permitirá utilizar hasta el 99,5% de chatarra como materia prima, reduciendo drásticamente la dependencia de recursos no renovables y la huella de carbono.
El segundo pilar del proyecto es la eficiencia energética, lograda a través de procesos innovadores que marcan una diferencia sustancial respecto a las plantas tradicionales. Pécora explicó que el sistema de producción es «continuo», lo que reduce drásticamente los tiempos de fabricación que en el proceso de una planta tradicional demora 24 horas, en la nueva planta la transformación de la chatarra llevará 2,5 horas.
“Este proceso continuo se basa en un sistema de barra infinita o palanquilla infinita, que permite que el acero se solidifique y pase del horno al producto final sin interrupciones. No hay ningún corte en la producción. Cuarenta o cincuenta toneladas de acero son continuas hasta que sale el producto terminado. Esto facilita un menor consumo de energía eléctrica, evita tener que recalentar hornos y, por lo tanto, no hay consumo de gas natural«, indicó Pecora.
El proyecto greenfield se desarrollará lindero a la planta actual de Sidersa.
El director del proyecto también destacó la reducción del consumo eléctrico en un 10% respecto a los procesos tradicionales: «La carga continua de chatarra ahorra 50 kWh por tonelada de producto», aseguró. La planta también aprovechará los gases de salida del horno para precalentar la chatarra, subiendo su temperatura ambiente de 25 °C promedio a 600 °C. Este ahorro de energía se traduce en una reducción del costo de transformación y una menor huella de carbono.
La gestión de temperaturas
El hecho de poder enlazar la producción de la acería al del laminador hace que se ahorre toda la energía de recalentamiento intermedia. Mientras en un proceso tradicional cuando la materia prima pierde toda la temperatura, en el nuevo esquema la posibilidad de pasar directo al laminador a 800 grados resulta más fácil llevarla a los 1.100 grados requeridos, con lo cual el horno de recalentamiento, que es un gran consumidor de gas natural, en este proyecto no existe.
Otro aspecto diferencial y de gran potencial a futuro es el sistema de alimentación eléctrica. Pécora explicó que la planta estará equipada con tecnología Q-Wan, lo que le permitirá mejor control de corriente y menor consumo de la energía, generando menor impacto en la red de distribución y evita lo que en la industria siderúrgica se denomina distorsión que afecta a la comunidad circundante, con lo cual se necesita menos inversión en infraestructura.
Pero la planta también tendrá la capacidad de conectarse directamente a un parque de generación de energía renovable. «Podemos operar directamente conectados a un parque eólico o solar. Las demás plantas pueden consumir energía renovable, pero a través de las redes de distribución. En un futuro, es un potencial enorme pero que requiere de maduración de las tecnologías», resaltó.
Mientras tanto, Sidersa+ arrancará con un mix de 20% renovables de sus dos parques solares ubicados en la provincia de San Juan y asociados al Mater, y el resto de distintas fuentes provistas por el sistema interconectado, para lo cual se construye una subestación de 132 kilovoltios y un tendido de cinco kilómetros hasta la red de transporte de alta tensión.
El presidente Javier Milei reconoció este jueves por la noche en una conversación en Neura, el canal de streaming creado por el conductor Alejandro Fantino, que el gobierno está enfrentando una “corrida cambiaria” que provocó que el dólar oficial cierre ayer en 1380 pesos, un 13,6% más que fines de junio. Como resultados del salto del tipo de cambio, que se apreció casi un 25% desde abril a la fecha, el precio de los combustibles debería actualizarse en las próximas horas. El aumento del dólar se aceleró, además, justo en la semana previa al cambio de mes; el momento en que las compañías refinadoras suelen corregir importes en sus estaciones de servicio. Sin embargo, aún no hay una decisión tomada.
Desde lo cuantitativo, no hay dudas de que el importe de los combustibles está atrasado con relación a los precios de paridad de importación de naftas y gasoil. Con un dólar cerca del techo del esquema de bandas que aplica el BCRA y el Brent nuevamente por encima de los 70 dólares —este viernes cotiza sobre los US$ 71,40—, el retraso de los precios en surtidores locales supera cómodamente un 10% y algunas fuentes del mercado lo ubican por encima del 15 por ciento.
Es evidente, no obstante, que no hay margen económico (por motivos inflacionarios) ni políticos (en la antesala de la campaña electoral por los comicios legislativos) para recuperar esa brecha rápidamente. En el mejor de los casos, la apuesta de refinadores —y en menor medida de estacioneros que advierten por el incremento de sus costos fijos— apunta a aplicar una suba parcial de entre un 3% y un 4,5% que contenga, en parte, el deterioro de los márgenes de refinación y del negocio de comercialización.
Problema adicional
El problema es que la disparada del dólar de esta semana alteró el plan original. YPF, el mayor jugador del mercado, actualizó hace 10 días (el 20 de julio) un 2,5% sus precios a nivel nacional. Lo hizo después de aplicar un aumento del 3,5% a principios de julio. Fue la primera suba en términos reales de YPF desde abril.
La medida apuntaba, por un lado, a acortar la brecha de precios con la competencia —Raízen (Shell), Axion Energy y Puma (Trafigura– que, en algunas regiones, supera el 10%. Y por el otro, a descomprimir la presión en surtidores para dejar de aplicar subas a principios de cada mes. La petrolera bajo control estatal empezó a instrumentar en julio un nuevo sistema de “micropricing”, que consiste en ajustar el precio de los combustibles en función de variables como horario de consumo (se acentuaron los descuentos para aquellos que cargan durante la madrugada), competencia en cada región y flujo vehicular.
El salto del dólar, justo a fin de julio, vuelve a introducir la variable política en la ecuación. ¿Se concretará una suba de los combustibles justo en medio de la corrida cambiaria? Podría implicar, de alguna manera, una validación tácita del valor del dólar alcanzado esta semana. “Quizás lo más prudente sea esperar unos días hasta que la tendencia del tipo de cambio se clarifique”, analizó el gerente general de una compañía petrolera.
Qué piensan en el gobierno
En un despacho oficial lo pusieron en estos términos: “Hoy los precios del crudo están en paridad de exportación, como casi nunca en la historia. Es verdad que los precios de los combustibles están atrasados. Las refinadoras vienen acompañando, porque de alguna manera entienden la importancia de las elecciones. Los biocombustibles (que a mediados de julio se actualizaron con un impacto de 0,2% en gasoil y 0,15% en naftas) también tienen algún atraso, pero menor. Y el Impuesto a los Combustibles Líquidos (que el jueves se ajustó marginalmente, con un impacto de 0,5% en el precio final en surtidores) es el más atrasado. El atraso se va a corregir gradualmente». «Creemos que el tipo de cambio va a bajar en los próximos días y eso quitará presión en surtidores”, señalaron.
Será clave saber cómo evoluciona en agosto la corrida en las refinerías, porque algunas petroleras advierten que tendrá que bajar la carga de petróleo en sus destilerías si el margen de refino se deteriora demasiado. “Es un escenario delicado. Hoy estamos pagando precio internacional al productor, pero nuestros márgenes se redujeron hasta un 15% en los últimos tres meses y por delante tenemos las elecciones, por lo que las probabilidades de poder recuperar todo el atraso rápidamente son bajas”, explicó el gerente comercial de una petrolera.
Enargas realizó este jueves una audiencia pública para evaluar la prórroga por 20 años de las concesiones de Naturgy Ban, Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas de Cuyo. Llamativamente no participó ningún representante de la sociedad civil. Solo expusieron ejecutivos de las empresas y de la asociación que las nuclea en un encuentro que duró apenas una hora y media.
Una decisión de enorme trascendencia política que les garantiza la continuidad al frente de un negocio regulado de carácter monopólico a una serie de grandes grupos empresarios hasta diciembre de 2047 no ameritó ni siquiera una declaración crítica para que conste en actas por parte de organizaciones no gubernamentales, asociaciones vecinales, movimientos sociales, defensorías del pueblo, sindicatos, cooperativas, organizaciones profesionales, universidades y/o centros de investigación. Tampoco dijeron presente en la audiencia ni legisladores ni representantes de los distintos gobiernos provinciales y municipales.
Esta situación evidencia la despolitización creciente de un espacio de participación que, si bien nunca tuvo carácter vinculante y fue más bien protocolar, al menos servía para canalizar críticas y tratar de incidir en la esfera pública.
En la audiencia pública del jueves solo expusieron tres ejecutivos, todos en representación de las empresas.
Las prórrogas
La ley 24.076que regula la actividad de transporte y distribución del gas natural como servicio público nacional, preveía desde su sanción en 1992 la posibilidad de extender las licencias de los distintos concesionarios por una década, una vez que se cumplieran los 35 años de concesión. El gobierno de Milei extendió ese plazo a 20 años a través de la Ley de Bases aprobada el año pasado.
La propia ley de gas contempla en su artículo 6 la exigencia de convocar a audiencia pública antes de decidir la renovación de una licencia de concesión. La audiencia para tratar las extensiones de las concesiones de Transportadora Gas del Sur (TGS) y Transportadora Gas del Norte (TGN) se realizó en octubre del año pasado y no participó ningún representante de la sociedad civil, aunque las transportadoras no tienen relación directa con el usuario final. Una vez cumplimentado ese paso formal, Enargas oficializó la extensión de la concesión de TGS, controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki,el pasado jueves 24 de julio. La próxima beneficiada será la compañía controlada por el Grupo Techint.
El 20 de mayo de este año fue el turno de la audiencia pública para tratar la extensión de las concesiones de las distribuidoras Metrogas, Litoral Gas y Camuzzi Gas Pampeana. Allí hubo quince inscriptos, entre los cuáles estuvieron Pedro Bussetti, titular de Defensa de Usuarios y Consumidores (DEUCO), y María José Lubertino, de la Asociación Ciudadana por los Derechos Humanos. Este jueves fue el turno de Naturgy Ban, Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Pampeana, pero solo expusieron 3 personas: Juan Enrique Salum en representación de Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana, ambas propiedad de Ecogas Inversiones, empresa controlada por Central Puerto; Marcela Claudia Córdoba, de Naturgy Ban, subsidiaria por la española Naturgy; y Daniel Martini, directivo de la Asociación de Distribuidores de Gas.
Las sillas vacías
El objetivo de la audiencia pública es desde el punto de vista formal que la autoridad responsable de tomar una decisión regulatoria acceda a las distintas opiniones existentes sobre el tema, a través del contacto directo con los interesados. Todos aquellos que pudiesen verse afectados por una decisión gubernamental o tuviesen un interés particular en ella expresan en ese ámbito su punto de vista, aunque la audiencia sea de carácter no vinculante. Si bien las empresas participan de esos encuentros, el objetivo central es que lo hagan los representantes de la sociedad civil que no suelen tener la capacidad de lobby para presionar a los funcionarios de manera cotidiana. Por lo tanto, sorprende que no haya participado nadie.
“Las veces que he participado en representación de Deuco nunca se tuvo en cuenta ninguna de las consideraciones que hice. La audiencia solo se utiliza como un trámite administrativo por parte de la secretaría de energía para evitar acciones judiciales”, aseguró a EconoJournal Pedro Bussetti, titular de Deuco, al ser consultado sobre el motivo de su ausencia. En la misma línea se expresó Osvaldo Bassano, presidente de la Asociación por la Defensa de Usuarios y Consumidores. “ADDUC resolvió no participar porque estaba todo arreglado”, aseguró. También se quejan porque solo le asignan diez minutos a cada expositor de las entidades de usuarios y porque quieren que las audiencias no solo sean por zoom sino también presenciales. Además, afirman que el gobierno actual no presenta el informe final de las audiencias antes de resolver sobre el tema tratado en cada uno de esos encuentros.
La mayoría de los problemas que señalan son entendibles, pero vienen desde hace años. Las audiencias públicas fueron una instancia meramente protocolar y no vinculante desde sus inicios y el escaso tiempo que se les asigna a los representantes de los usuarios tiene al menos diez años. Por lo tanto, no se le puede atribuir a esas causas la falta de interés actual para participar de las audiencias porque hace pocos años los problemas eran los mismos y las asociaciones participaban. Evidentemente, muchas entidades de consumidores y usuarios atraviesan una profunda crisis y se fueron convirtiendo en sellos de goma que no representan a nadie. No es un problema que afecte a todas las entidades, pero está claro que hay muchas más asociaciones de usuarios que personas que le ponen el cuerpo cotidianamente a la resolución de los problemas concretos que afectan a esos usuarios.
A ese hecho, se le suma el desinterés de los partidos políticos de la oposición que parecieran haberse desentendido de la agenda energética. Durante el gobierno de Mauricio Macri, por ejemplo, los aumentos de tarifas fueron duramente cuestionados por el kirchnerismo. Ese tema fue uno de los principales caballitos de batalla para tratar de horadar la gestión oficial, no solo a través de las declaraciones de los principales dirigentes de ese espacio político sino también impulsando diversas acciones de modo indirecto a través de asociaciones de consumidores o think tank financiados por esa misma oposición política. En ese contexto, las audiencias públicas eran un espacio más donde dar la disputa, al menos desde el plano discursivo para intentar incidir en la esfera pública, pero eso ya no ocurre, lo que evidencia la falta de una expresión política capaz de canalizar muchos de los problemas cotidianos que enfrenta la ciudadanía.
La audiencia más convocante
La audiencia pública que generó más expectativa fue la realizada en la Usina del Arte entre el 16 y 18 de septiembre de 2016. El gobierno de Mauricio Macri había descartado inicialmente convocar a audiencia porque quería aplicar los nuevos cuadros tarifarios del gas natural cuanto antes y esa instancia iba a demorar el cumplimiento de su objetivo. Para justificar el accionar oficial, el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, sostuvo que la audiencia sí se había hecho, pero en 2005.
La audiencia pública de septiembre de 2016.
El argumento fue que el ajuste aplicado no era consecuencia de una Revisión Tarifaria Integral sino de una “adecuación transitoria” que continuaba con una negociación contractual inconclusa iniciada durante el gobierno de Néstor Kirchner. A partir de una presentación realizada por el Centro de Estudios para la Promoción de la Igualdad y la Solidaridad (Cepis), la Corte Suprema desestimó el argumento oficial, anuló aquellos aumentos y obligó al gobierno a convocar a audiencia, la cual se extendió a lo largo de tres días porque se inscribieron 373 oradores.
Desde aquel entonces los sucesivos gobiernos no volvieron a cometer el mismo error y antes de aplicar un aumento de tarifas convocaron a la respectiva audiencia.
Espacio para dirimir internas
Durante el gobierno de Alberto Fernández las audiencias públicas fueron uno de los tantos espacios donde se evidenciaron los conflictos internos que tenía ese gobierno. El caso más recordado es el de la audiencia pública del 16 de marzo de 2021. El entonces ministro de Economía, Martín Guzmán, venía impulsando una suba de tarifas para mantener a raya los subsidios.
Se suponía que la audiencia era para validar el aumento, pero el entonces interventor del Enargas, Federico Bernal, hombre designado por pedido de Cristina Fernández de Kirchner, realizó en la apertura del evento una clara reivindicación del acceso a la energía como un derecho social y, por lo tanto, del Estado como encargado de garantizar ese derecho, cueste lo que cueste. Para fundamentar su posición se retrotrajo hasta el Código de Hammurabi, Aristóteles y Santo Tomás de Aquino.
Entre los expositores del encuentro estuvo la diputada oficialista Fernanda Vallejos, quien se manifestó en contra de cualquier tipo de aumento y calificó a los neokeynesianos, corriente en la que se referencia Guzmán, como la “versión más edulcorada” del ideario monetario neoliberal.
La petrolera YPF sigue adelante con su proceso de desinversión de los bloques convencionales en casi una decena de provincias y abrió una nueva ronda del Proyecto Andes que contempla la cesión de otros 16 bloques. La compañía acaba de concretar la reversión de 10 áreas en la provincia de Santa Cruz y avanza en un acuerdo de similares características en Tierra del Fuego.
La compañía dio por cerrada la primera etapa del Proyecto Andes con la cesión de 28 activos convencionales ubicados en las provincias de Chubut, Mendoza, Neuquén y Río Negro. A la par anunció que «a partir esta exitosa experiencia», YPF abre una nueva ronda del Proyecto Andes liderado por el Banco Santander que contempla la cesión de 16 bloques tanto operados como no operados.
En esta nueva instancia las áreas incluidas se encuentran agrupadas en el clúster NOA, en Salta; en los clústeres Chachahuen, y Malargüe, ambos en Mendoza; Agua Salada, en Río Negro; Manantiales Behr, en Chubut, y el clúster Mendoza, con campos no operados en las provincias de Mendoza y La Pampa.
Acuerdos cerrados
En paralelo, YPF viene de concretar la reversión de 11 áreas. En particular, acaba de firmar semanas atrás el acuerdo con la provincia de Santa Cruz por el cual transfirió 10 concesiones del norte de la provincia a la estatal Fomicruz. Se trata de los yacimientos Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte; Barranca Yankowsky; Los Monos; El Guadal-Lomas del Cuy; Cañadón Vasco; Cañadón Yatel; Pico Truncado-El Cordón; Los Perales-Las Mesetas; y Cañadón León-Meseta Espinosa; y Cañadón de la Escondida Las Heras.
Tras concertarse la formalización de la cesión de áreas junto a las concesiones de transporte asociadas, que vincula la planta de Las Heras con la brida de ingreso a la terminal de Termap en Caleta Olivia, la provincia avanza en una etapa acelerada de licitación a nuevos oferentes, de manera de poder relanzar esos campos maduros que vienen de años de declino.
La petrolera también acordó con la provincia de Chubut la reversión del área Restinga, lo que días atrás fue aprobado por la legislatura provincial. Ese entendimiento incluyó el compromiso de remediación de pasivos ambientales y abandono de pozos por parte de YPF y el pago de US$ 25 millones a la provincia en concepto de contraprestación por eventuales reclamos.
Finalmente, YPF está en etapa de negociación con el gobierno de Tierra del Fuego con la idea de concretar la reversión de áreas en esa provincia lo que contempla también la reversión de las concesiones pero en favor de la compañía estatal de energía Terra Ignis, por ser considerados activos clave para el desarrollo energético de la provincia, según declaró oportunamente el gobernador Gustavo Melella.
Este plan de manejo del porfolio de activos convencionales constituye uno de los pilares del Plan 4×4 que lleva adelante la actual gestión del CEO y presidente de la compañía, Horacio Marin. A través de una reasignación de capital, YPF busca enfocar su operación en el desarrollo de Vaca Muerta, mejorar su rentabilidad y aportar a generar exportaciones por US$30.000 millones para 2030.
Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Sergio Martín Mengoni como nuevo director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina. Asumirá en reemplazo de Catherine Remy, quien pasará a integrar el Comité Ejecutivo de TotalEnergies, en Casa Matriz.
Mengoni regresa al país tras desempeñarse como director general de TotalEnergies en Bolivia, rol que asumió en octubre de 2023. Con 27 años en la Compañía, ha liderado operaciones complejas y ha desarrollado negocios importantes en América, Europa y África.
Experiencia
Entre sus roles más recientes se destacan la Dirección General de TotalEnergies en Venezuela y el liderazgo de negociaciones clave para la Compañía en su rol de VP de Adquisiciones y Fusiones en Francia.
“Me llena de alegría y entusiasmo regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con convicción el desafío de consolidar el liderazgo de TotalEnergies en la transición energética en Argentina y de fortalecer su rol como referente en la exportación de gas en la región. Seguiremos consolidando nuestra posición como principal productor privado de gas del país, reafirmando así el compromiso firme que sostenemos con el desarrollo de la industria energética nacional, un compromiso que cultivamos desde hace más de 45 años», expresó Mengoni.
Es contador público graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA).
Además cuenta con trayectoria en el ámbito de las finanzas corporativas y estratégicas. Asimismo, ha complementado su formación académica en el exterior, destacándose su membresía en el Institut des Hautes Études de l’Entreprise en Francia (IHEE), lo que le ha permitido fortalecer su perspectiva internacional y enriquecer su visión estratégica en el sector energético.
Desde su nuevo rol, Mengoni trabajará para reforzar la ambición de TotalEnergies: producir más energía, con menos emisiones, siempre de manera más sostenible, destacaron desde la compañia.
Con 40 años acompañando al sector eléctrico en la Patagonia, la empresa patagónica de soluciones eléctricas Nuevo Sur dio un nuevo paso y sumó un nuevo centro logístico en la ciudad de Neuquén, en pleno Parque Industrial. El objetivo de esta iniciativa consiste en acercar soluciones a las principales industrias de la región.
“Este nuevo espacio no es un punto de venta presencial, sino un punto de entrega logístico diseñado para facilitar el retiro de pedidos ya gestionados a través de sus canales digitales o el equipo de vendedores en la región. Con un amplio stock de materiales eléctricos y una logística ágil, se busca mejorar los tiempos de entrega y optimiza la coordinación de obras y proyectos”, destacaron desde la empresa.
OIL & GAS – 13
Más que productos y soluciones
Desde su nacimiento en Comodoro Rivadavia en 1984, Nuevo Sur se ha consolidado como un referente en soluciones eléctricas para sectores como oil & gas, minería, construcción e infraestructura. Con sucursales en Chubut, Santa Cruz y ahora presencia operativa en Neuquén, la empresa continúa su expansión con foco en el servicio, la eficiencia y la innovación.
“Este nuevo punto nos permite estar aún más cerca de nuestros clientes en una zona clave para el desarrollo energético del país”, señaló Fernando González, director de Nuevo Sur.
OIL & GAS – 15
Compromiso con la industria
El punto de entrega de Neuquén forma parte de una red que ya incluye: -Un centro logístico de 10.000 m² en Chubut -Un depósito con distribución en Río Gallegos -Representantes comerciales en Trelew, Puerto Madryn, Neuquén y Buenos Aires
“Además, Nuevo Sur es miembro activo de CAPROMISA y de la red internacional FEGIME, lo que garantiza acceso a marcas líderes, tecnología de punta y asesoramiento técnico especializado”, remarcaron desde la firma.
El nuevo centro logístico está ubicado en Conquistadores del Desierto 2550, Parque Industrial, Neuquén. Las gestiones comerciales se realizan de forma online a través del correo ventasnqn@nuevosur.com.ar o por WhatsApp al 299-6280982
La Asociación de Industriales de Neuquén (ADINEU), a través de su Comisión de Comercio Internacional, junto al Centro PyME ADENEU, y el acompañamiento del Depósito Fiscal Neuquén y la Zona Franca Zapala, realizará el próximo miércoles 20 de agosto la Jornada COMEX Norpatagónica 2025 en el Hilton Garden Inn de Neuquén, de 8:30 a 17:00 horas.
Bajo el lema “Exportar valor, importar competitividad sin escalas”, la actividad propone un abordaje integral del nuevo escenario del comercio exterior, desde las tendencias globales y el análisis geopolítico hasta los aspectos normativos, financieros y logísticos necesarios para operar con eficiencia desde la región, según precisaron desde la organización.
La jornada
El evento contará con conferencias, paneles temáticos y espacios de asesoramiento técnico con foco en herramientas clave para exportar e importar desde Neuquén y Río Negro. Asistirán especialistas en comercio internacional, referentes del sector privado, y se presentarán casos de éxito de empresas locales. Entre los oradores confirmados se encuentra el analista económico Damián Di Pace, referente nacional en temas vinculados a pymes y nuevas tendencias comerciales en mercados globales.
“Desde la Comisión de Comercio Internacional de ADINEU creemos que este es el momento de dar un salto en el desarrollo industrial de la región: acompañar a nuestras empresas para que lleguen con sus productos a nuevos mercados, incorporen tecnología y se preparen para competir en un mundo cada vez más desafiante”, señaló Natalia Muguerza, vicepresidenta de ADINEU.
Actividad
En 2024, Neuquén y Río Negro exportaron US$ 4.415 millones, lo que representa cerca del 6% del total nacional y el 41,7% de las exportaciones de la región patagónica. Neuquén lideró con US$ 3.814 millones, traccionado principalmente por el complejo petrolero-petroquímico, que explicó el 95,9% de sus ventas externas, y con aportes crecientes del sector frutícola.
Río Negro, con US$ 601 millones, se consolidó como un actor clave en la exportación de peras, manzanas y derivados frutales, además del petróleo crudo. “Ambos territorios fortalecen el perfil energético, agroindustrial y exportador de la Norpatagonia, con destinos estratégicos como Chile, Estados Unidos y Brasil, y con un crecimiento conjunto interanual de más del 25%. Fuente: Centro Pyme ADENEU-INDEC”, destacaron.
El evento
La propuesta está dirigida a empresas exportadoras, importadoras o con proyección internacional, profesionales del comercio exterior, cámaras empresarias, organismos vinculados al sector e inversores interesados en nuevos mercados. La participación es gratuita, con cupos limitados y excluyente inscripción previa.
Los ejes del evento serán: claves geo-económicas para pensar el comercio exterior argentino, validación y gestión de riesgos, las claves para importar y exportar, y las estrategias impositivas como elemento de competitividad. También, la eficiencia logística para exportar e importar desde Patagonia norte, y Zona Franca y Depósito Fiscal: herramientas estratégicas para operar desde la Norpatagonia
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) concretó este miércoles la primera compra de gas natural con transporte en firme en el mercado spot a un precio de US$ 7,50 por millón de BTU, por encima del precio tope de invierno incluido en los contratos de Plan Gas. Lo hizo a través de una subasta realizada en Mercado Electrónica del Gas (Megsa). Cammesa en las últimas semanas había concretado dos licitaciones de abastecimiento para las centrales térmicas a través del Megsa, pero ambas compulsan se concretaron bajo la modalidad interrumpible.
Fuentes de la industria señalaron a EconoJournal que ayer Cammesa adquirió 300.000 metros cúbicos (m3/día) con transporte firme desde la Cuenca Neuquina para sumar al abastecimiento de hoy (jueves), a un precio de US$ 7,50 por millón de BTU. “Si bien el volumen no es significativo, sí lo es el que lo haya hecho en el spot de Megsa y al precio en cuestión”, explicó la fuente al ser consultada sobre esta operatoria singular.
Fuentes cercanas a la Secretaría de Energía explicaron la semana pasada que «cuando se terminaban los volúmenes comprometidos del Plan Gas, Cammesa debía completar el despacho de generación con GNL o combustibles líquidos». «En esos casos —agregaron—, no solía salir activamente a buscar gas adicional en el mercado spot, o lo hacía ofreciendo precios muy bajos, lo que dificultaba conseguir nuevas ofertas».
«Con esta instrucción, lo que buscamos es que Cammesa aproveche las oportunidades del mercado spot cuando aparezcan volúmenes de gas a un precio menor que el de los líquidos. La indicación es clara: ‘si hay disponibilidad y significa un ahorro, salí y contratá ese gas’», afirmaron fuentes oficiales. El objetivo del gobierno es lograr un costo de generación más eficiente cada vez, generando un ahorro directo para el Estado.
La gestión del combustible
El 21 de julio, en el mismo mercado electrónico se realizó una subasta para el abastecimiento interrumpible del 22 al 27 de julio destinado a productores y comercializadores en general que le permitió a Cammesa adjudicar un total de 23,7 MMm3/d a un precio PIST de US$ 7,2494 /MMBTU y que sumando el costo de transporte para entrega en el Gran Buenos Aires ascendía a US$ 8,4046.
En aquella oportunidad, recibió ofertas de todas las cuencas productoras entre las cuales se destacaron las de la Cuenca Neuquina con 9,6 MMm3/d a un precio mínimo de US$ 7,1250 y máximo de US$ 7,5000 por MMBTU, y de la Cuenca Austral con 8,4 MMm3/d a un mínimo de US$ 6,9300 y máximo de US$ 7,0000 por MMBTU.
La operatoria inédita para la compra en firme de gas en el mercado spot se da luego de que el Gobierno nacional implementó una nueva estrategia para garantizar el abastecimiento de gas durante el invierno y prevenir posibles interrupciones en el suministro.
La medida implica una modificación en la política de gestión del combustible, permitiendo a Cammesa adquirir volúmenes adicionales de gas a precios por encima de lo establecido en el Plan Gas, en una decisión que se alinea con una orientación más cercana al libre comercio en el sector.
La Secretaría de Energía busca, con esta determinación, facultar a Cammesa para obtener en el mercado spot el gas necesario que complemente los contratos preexistentes. Estos, a raíz de la reciente ola de frío y el consecuente incremento de la demanda, se revelaron insuficientes para cubrir las necesidades. Para ello, se ha introducido un incentivo de precios.
La autorización habilita a Cammesa a ofertar a los productores un rango de precios que oscila entre los 7 y 7,5 dólares estadounidenses por millón de BTU. Esta cifra representa un aumento de hasta el 65% en comparación con el precio promedio invernal del Plan Gas, que se sitúa en torno a los 4,45 dólares estadounidenses para la actual estacionalidad.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó este jueves la audiencia pública para evaluar el otorgamiento de la prórroga por 20 años de las licencias de Distribuidora Gas Cuyana, Distribuidora Gas del Centro y Naturgy Ban. En conjunto las empresas abastecen a 3,9 millones de usuarios de un total de 9,3 millones en todo el país. La audiencia estuvo a cargo de Carlos Casares, interventor del organismo, y participaron solamente representantes de las compañías y de la Asociación de Distribuidoras de Gas (Adigas). En mayo el Enargas también realizó una audiencia por la extensión de las licencias para Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana y Litoral Gas.
Las distribuidoras Cuyana, Centro y Naturgy Ban obtuvieron las licencias el 18 de diciembre de 1992, luego de la privatización de la empresa Gas del Estado. El plazo fue por 35 años y vence el 28 de diciembre de 2027. Originalmente el contrato habilitaba a una extensión adicional de 10 años, pero la Ley Bases impulsada por el gobierno de Javier Milei y aprobada en 2024 en el Congreso extendió el plazo de la prórroga a 20 años. En este caso, las licencias para las distribuidoras se extenderían hasta 2047.
Las licencias de las tres distribuidoras vencen dentro de dos años, pero el marco regulatorio obliga a realizar la audiencia pública para habilitar las prórrogas con una antelación no menor a 18 meses ni mayor de 54 meses del fin de las licencias. Es por este motivo que el ente regulador realizó la audiencia dos años y medio antes del vencimiento de las licencias. Ahora el Enargas deberá hacer una evaluación del pedido de las compañías y elevar una recomendación a la Secretaría de Energía, que tendrá 120 días para tomar una decisión.
En la audiencia pública participaron sólo los oradores de las empresas y cerró la jornada Daniel Martini de Adigas. No participaron organizaciones de usuarios y consumidores ni otras entidades, como sí lo hicieron en la audiencia de mayo para las otras tres distribuidoras.
Centro y Cuyana
Juan Salum, director Comercial y Regulatorio de la Distribuidora Gas del Centro, también participó como representante en la audiencia de Distribuidora Gas Cuyana. En particular sobre la primera, el directivo describió que el servicio de la empresa abarca a las provincias de Córdoba, La Rioja y Catamarca y que cubre un total de 357.603 kilómetros cuadrados (km2) llegando a 319 localidades.
Salum detalló que “en 2024 el gas natural entregado a los usuarios por parte de Centro representó el 6,74% del total consumido en el país, que explica más de 2.021 millones de metros cúbicos por año”. Sobre la expansión del servicio afirmó que “de 1993 hasta 2024 los usuarios se triplicaron ya que pasamos de 277.785 a 811.855 en la actualidad”, aunque no específico cómo evolucionó la cantidad de hogares en esa misma zona para saber si el porcentaje de cobertura efectivamente creció.
“Para responder a este crecimiento de usuarios y localidades, tuvimos que expandir la red de gasoductos en casi cuatro veces, ya que pasamos de una red de 6.000 km a 22.400 km”, señaló. Y añadió que “durante los 32 años de la licencia, en gran parte de este período tuvimos numerosas crisis económicas en el país que derivaron en numerosas declaraciones de emergencia económica que no respetaron fielmente el marco regulatorio y las tarifas dejaron de adecuarse como contractualmente establecía la ley”, agregó.
“El congelamiento tarifario llevó a las distribuidoras a situaciones críticas donde los ingresos mermaron significativamente. Nunca dejamos de invertir, incluso con congelamiento tarifario”, sostuvo Salum.
Además, explicó que “el proceso de normalización tarifaria en la cual estamos nos permite encauzar un nuevo proceso de inversiones, donde nos comprometimos a invertir en cinco años más de US$ 85 millones. En este proceso también mantuvimos los máximos estándares de calidad en nuestra atención técnica”.
Por este motivo, el directivo aseguró que “tenemos el derecho a la prórroga de la licencia por el artículo 6 de la Ley 24.076 y solicitamos al Enargas que eleve su recomendación para que lo resuelva el Poder Ejecutivo Nacional”.
Salum también representó en la audiencia pública a la Distribuidora Gas Cuyana, que abastece a las provincias de Mendoza, San Juan y San Luis cubriendo un área de 315.226 km2 en 173 localidades. En 2024, el gas natural entregado a los usuarios por parte de Cuyana representó el 8,77% del total consumido en el país. Es decir, más de 2.651 millones de m3 por año.
Según afirmó Salum, la expansión del servicio de la empresa entre 1992 y 2024 se triplicó, ya que pasó de 231.246 a 651.572 usuarios generales. Además, la red creció de 5.330 km en 1992 a 16.359 km en 2024. El directivo destacó que el compromiso de inversión de Cuyana en el período de cinco años entre 2025 y 2029 es de US$ 76,7 millones.
En la audiencia, Salum destacó que “al inicio de la concesión la localidad de Malargüe, al sur de Mendoza, se encontraba aislada del sistema nacional de gasoductos y ramales de gas natural. Era abastecida directamente desde los yacimientos de gas Cerro Mollar y Puesto Rojas, operados por un productor. Pero a partir de 1998 las áreas registraron un fuerte declino. Por eso en el período de concesión realizamos una inversión para instalar una planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para abastecer hasta la actualidad de manera ininterrumpida a Malargüe por una red de GLP regasificado. El total invertido superó los US$ 7 millones”.
Naturgy y Adigas
Por la distribuidora Naturgy Ban participó Marcela Córdoba, directora de Regulación y Tarifas. La empresa pasó de 911.000 usuarios en 1992 a 1.677.000 en 2025 y de cubrir 15.541 km de red de gas natural a 27.689 km que alcanza en la actualidad. La empresa llega a 2,5 millones de usuarios en 30 municipios de la zona norte y oeste del conurbano bonaerense en Buenos Aires y en las provincias de San Juan, Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy.
Naturgy Ban es la segunda distribuidora de gas más grande del país por número de clientes y participa del 15% de las ventas de gas del mercado residencial y comercial del país. En total, abastece un área de 40.000 km de redes de gas natural, subrayó Córdoba.
“Naturgy Ban prestó el servicio de manera eficiente y cumplió en lo sustancial con las obligaciones a su cargo. En 32 años de licencia, sólo en un período de 13 años se aplicaron tarifas adecuadas que permitieron contar con los ingresos requeridos para cubrir todos los costos, realizar inversiones y obtener una rentabilidad razonable”, señaló.
Además, remarcó que “Naturgy Ban demostró un cumplimiento riguroso en el cumplimiento de las obligaciones de calidad del servicio técnico del marco regulatorio. Desde Naturgy ejercemos nuestro derecho a la solicitud de la prórroga de la licencia de distribución por un período de 20 años”.
El cierre de la audiencia pública estuvo a cargo de Daniel Martini, titular de la Asociación de Distribuidores de Gas (Adigas). “La gestión privada en la distribución de gas natural logró duplicar la cantidad de usuarios al pasar de 4,7 millones en 1993 a 9,3 millones en la actualidad y también duplicó a las localidades abastecidas en todo el país alcanzando las 1.230”, sentenció. No obstante, por ejemplo, el porcentaje de hogares sin cobertura de gas natural creció desde 2001 en el Área Metropolitana de Buenos Aires.
También añadió que “se logró atender un crecimiento de 75% en la demanda más que duplicando la infraestructura con un 134% de crecimiento en kilómetros de gasoductos y cañerías, alcanzando 168.197 kilómetros que demandaron una inversión desde 1993 de US$ 3.813 millones”.
Por último, sostuvo que “desde 1992 hasta la actualidad las licencias de distribución acumularon más de 20 años sin estabilidad institucional y tarifaria en el país. Tuvieron tarifas irregularmente congeladas o intervenidas por el Estado que no cumplieron con el propósito que asigna la ley”.
Casi el 60% del valor de las exportaciones brasileñas a los EE.UU. quedaron finalmente eximidas del arancel del 50% que la administración de Donald Trump le fijó al país sudamericano. Entre los productos que pudieron eludir la suba sobresalen hidrocarburos, combustibles, mineral de hierro y acero. De todas formas, el incremento arancelario marca una puja de carácter más político que comercial con el gobierno de Lula da Silva.
El gobierno estadounidense confirmó este miércoles por decreto que elevará el arancel sobre Brasil de un 10% actual a un 50% a partir del seis de agosto. Un listado de 694 productos brasileños quedaron eximidos, entre los que destacan aviones civiles, arrabio, pulpa de madera, energía y fertilizantes.
En cambio, sorprendió a los mercados que las importaciones de café y cacao pagarán el arancel. El secretario de Comercio de los EE.UU., Howard Lutnick, había dicho esta semana que consideraban no aplicar aranceles a productos que su país no produce.
Por otro lado, sectores como el plástico y la manufactura quedaron afectados y salieron a criticar la medida. En cambio, el sector de petróleo y gas celebró la exclusión de los hidrocarburos y combustibles.
El Instituto Brasileño de Petróleo y Gas (IBP) consideró que la exención reconoce la «importancia estratégica del sector» en el comercio bilateral y «preserva los flujos comerciales y las inversiones».
El gobierno brasileño evaluó que la medida arancelaria de EE.UU. es menos grave de lo previsto. «No estamos enfrentando el peor escenario», dijo el secretario del Tesoro del Brasil, Rogerio Ceron.
Exportaciones de crudo a EE.UU.
El tema preocupaba a algunas petroleras que exportan principalmente a los EE.UU., aunque no representaba un problema mayor para Petrobras.
Brasil exportó alrededor de 189.000 barriles por día a los EE.UU. en el primer trimestre del año, representando el 11% de sus exportaciones totales de crudo, según datos de Vortexa y Kpler recopilados por Argus Media. La cifra está muy por detrás de las exportaciones a China (654.000 bpd) y Europa (446.000 bpd).
La exposición de la petrolera estatal Petrobras al mercado estadounidense es mínima. Las ventas de crudo a EE.UU. en el segundo trimestre representaron el 8% de sus exportaciones mundiales. En cambio, el impacto de un arancel de 50% habría sido mucho mayor para otras productoras más pequeñas.
Puja política con Brasil
Trump había fijado para el 1° de agosto la oficialización de los «aranceles recíprocos» que viene postergando desde el Día de la Liberación. En ese momento solo dejó firme el arancel general de 10% y abrió negociaciones país a país y con la Unión Europea que se extendieron hasta ahora.
La Unión Europea y muchos países lograron cerrar acuerdos comerciales a cambio de rebajas sustanciales en los aranceles inicialmente anunciados. El último país fue Corea del Sur, que logró este jueves una reducción del 25 al 15% en el arancel que sus productos deberán pagar, a cambio de comprometerse a realizar inversiones y comprar energía a los EE.UU.
Brasil y la Argentina iban a quedar entre los países que solo pagarían el arancel general del 10%, ya que suelen registrar déficits comerciales con los EE.UU. En el caso de Brasil, el país registró en 2024 un déficit con los EE.UU. de US$ 6800 millones.
Sin embargo, Trump sorprendió a Brasil en julio con una carta en la que denunció una persecución política y judicial contra el ex presidente Jair Bolsonaro. En consecuencia, el presidente anunció que elevaría el arancel al 50% si no cesan las causas judiciales contra Bolsonaro.
La tensión también escaló en las horas previas a la publicación del decreto. El Departamento del Tesoro de los EE.UU. impuso sanciones contra el juez del Tribunal Superior de Justicia del Brasil, Alexandre de Moraes, al que acusa de violaciones a los derechos humanos y la libertad de expresión.
El presidente brasileño defendió a Moraes y rechazó de plano el planteo de Trump, al considerar que la medida arancelaria tiene “una motivación política” y advertir que esa intención “socava la soberanía nacional y la relación histórica entre ambos países”.
Lula advirtió que Brasil “mantiene su disposición a negociar los aspectos comerciales de su relación, pero no renunciará a los instrumentos de defensa del país previstos en su legislación”.
A pocos días de ser reelegido como secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci abandonó el bajo perfil que mantuvo desde la llegada de Javier Milei al poder y anunció un paro de 48 horas que comenzará este miércoles a las 20 horas. Si bien la actividad se ralentizó en Vaca Muerta en las últimas semanas, las motivaciones del líder petrolero no se explican solo por lo que ocurre en la formación no convencional e incluso van más allá de lo estrictamente gremial.
La situación en Vaca Muerta
A primera vista, el factor desencadenante de la medida de fuerza se vincula con la menor actividad en Vaca Muerta y el impacto en los niveles de empleo. De hecho, el gremio anunció que ya hay 1.200 despedidos y 2.000 cesanteados. La situación, que comenzó a sentirse en abril cuando los despedidos se elevaron a 700, se agravó la semana pasada cuando se hicieron efectivos los telegramas de algunas empresas, entre ellas, de NRG Argentina. La compañía que comercializa arena para hidrofractura ya despidió a 640 de sus empleados, entre los que se encuentran trabajadores sindicalizados como petroleros y camioneros. Ahora bien, las petroleras por ahora bajaron solo tres equipos y los especialistas coinciden en que no hay evidencia clara que confirme una desaceleración sostenida.
“Estamos ante una situación dificilísima producto de la avaricia de las empresas porque no están perdiendo plata”, sostuvo Rucci este mediodía en una conferencia en la que ratificó la medida de fuerza. Del otro lado, las operadoras solicitaron el llamado a conciliación obligatoria mientras analizan alternativas: “Es una situación muy difícil. Nos tenemos que sentar y ver cómo salimos, pero no hay muchas opciones”, reconoció una fuente que participó de la negociación y que comentó que la única alternativa que se planteó desde el sindicato fue la marcha atrás con los despidos.
La actividad convencional
Al reclamo por los despidos en Vaca Muerta se le suma también la perdida de numerosos puestos de trabajo en Mendoza y el norte de Neuquén luego de que YPF decidiera desprenderse de sus campos maduros convencionales. Eso afectó a la cuenca neuquina y principalmente a la zona de Rincón de los Sauces, el baluarte de Rucci. “La llegada de nuevos jugadores implicó un reajuste del personal y una optimización de los contratos en pos de mejorar el negocio”, reconoció otra fuente consultada.
Por otro lado, este año han estado llegando a Neuquén muchos trabajadores de Chubut y Santa Cruz, donde la actividad petrolera sufre un fuerte declino. En marzo, Rucci se había manifestado en contra de la contratación de 300 trabajadores que Halliburton había despedido en Chubut y planteó que mantendrían una postura firme para evitar el ingreso de petroleros provenientes de otras cuencas, sin embargo, esto no evitó que en los hechos personal y empresas de esas provincias arribaran a la Cuenca Neuquina para buscar una nueva oportunidad.
Motivaciones políticas
Otro de los motivos que llevaron a Rucci a salir del ostracismo tiene que ver con la intención de fortalecer su perfil político. El sindicalista mira con atención los movimientos dentro de la política provincial y la crisis del Movimiento Popular Neuquino lo obligó a replantear su postura. Al igual que otras figuras del MPN, el líder del sindicato reconfigura su estrategia: se muestra conciliador con el gobernador Rolando Figueroa y su espacio político, pero intenta marcar una postura más independiente. De esta forma, intenta extender su influencia más allá de las localidades petroleras para posicionarse como candidato con miras a 2027.
Pérdida de poder adquisitivo
La caída en términos reales de los salarios también es otra de las causas que motivan la protesta. En febrero Econojournal dio a conocer que la Secretaría de Trabajo convalidaría una suba anual del 12% para los petroleros, la misma cifra que Rucci reclamaba como compensación para los meses de diciembre de 2024, enero y febrero de 2025.
En junio finalmente, el gremialista acató el acuerdo que establecía el aumento del 12% desde abril de 2025 a marzo de 2026 dosificado en tres partes cada tres meses, es decir una suba del 1% mensual. Desde el sindicato intentaron bajarle el tono a la negociación y afirmaron que ya no se hablaba de paritarias sino de “conversaciones”. Pese a que, en ese momento, el sindicalista anunciaba que buscaría mejorar el aumento mediante acuerdos con las petroleras, en los hechos eso nunca sucedió.
En contraste, la inflación en Neuquén acumuló un 18,8% en el primer semestre del año, siendo la provincia que encabeza la suba. “Hay mucho ruido en las bases”, reconocieron fuentes cercanas a la industria. “Los aumentos se van diluyendo y eso empieza a incomodar”, opinaron.
La pérdida de poder adquisitivo de los trabajadores no es un tema que se vaya a solucionar fácilmente porque al mismo tiempo a las petroleras los costos se le han ido encareciendo por la apreciación del peso, incluso los salariales medidos en dólares.
