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La minera canadiense McEwen Copper, principal accionista del proyecto de cobre Los Azules, uno de los 10 desarrollos auríferos más grandes a nivel mundial en recursos, acaba de unificar las dos fases que tenía previsto presentar para el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Ahora, el proyecto de cobre ubicado en la provincia de San Juan espera la aprobación por un solo VPU (Vehículo de Proyecto Único, según la normativa del esquema) por una inversión total de US$ 2.689 millones, según confirmó a EconoJournal el vicepresidente de McEwen Copper, Michael Miding, que también es el gerente general del desarrollo minero.

McEwen había hecho la presentación para adherir la primera fase de Los azules al RIGI el 12 de febrero pasado por una inversión de US$ 227 millones. Era para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos previos al inicio de la construcción. Pero tenía previsto hacer una segunda presentación al régimen de incentivos más adelante por un desembolso de US$ 2.462 millones, que contempla la construcción y operación de la mina.

El gobierno, que ahora podría anunciar una inversión millonaria en el RIGI de un proyecto de cobre, respondería la solicitud de McEwen en agosto o septiembre, estimaron fuentes oficiales a EconoJournal. Según la normativa del esquema de incentivos, hay más de 10 organismos y dependencias estatales que participan de la evaluación de un proyecto. “Dentro de poco vamos a tener la aprobación del RIGI por un monto total de inversión cercano a US$ 2.700 millones”, subrayó Meding.

De aprobarse el RIGI, el proyecto de cobre a cielo abierto, ubicado a 80 kilómetros de la ciudad de Calingasta y a seis kilómetros de la frontera con Chile, obtendrá beneficios impositivos como la reducción del impuesto a las Ganancias, eliminación de las retenciones a las exportaciones a partir del tercer año de producción, amortización acelerada de inversiones y estabilidad fiscal por 30 años, simplificación de trámites administrativos y el acceso libre al mercado cambiario, con la posibilidad de girar el 100% de sus divisas al exterior sin restricciones.

Los Azules es el primer proyecto de construcción de una mina de cobre que se presenta bajo el paraguas del RIGI. Si obtiene el visto bueno, también podría convertirse en uno de los proyectos -presentados hasta ahora- del régimen de mayor volumen de inversión, junto con la iniciativa para exportar de GNL de Southern Energy (US$ 6.878 millones), el desarrollo de litio Rincón en Salta de la anglo-australiana Río Tinto (US$ 2.724 millones y el Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), liderado por YPF (US$ 2.486 millones).

McEwen tiene un 46,4% del proyecto Los Azules, mientras que el resto se reparte en accionistas relevante a nivel mundial como la automotriz Stellantis con un 18,3%, el gigante minero Río Tinto (a través de la subsidiaria Nuton) con 17,2%, el empresario canadiense Rob McEwen tiene un 12,7% y el Grupo Victor Smorgon con 3%, entre otros accionistas menores.

Además, Michael Meding adelantó a este medio que “existe la posibilidad de que se concrete el ingreso al proyecto de un jugador grande del sector industrial”, aunque aclaró que todavía no puede mencionar de quién se trata. También afirmó que habría intereses de fondos de Japón y de países europeos, sobre todo de Alemania. Por otra parte, McEwen ya cerró un acuerdo con YPF Luz, que financiará y construirá una línea eléctrica de alta tensión para abastecer de energía renovable al proyecto minero.

Etapas

“En estos momentos estamos cerrando la factibilidad definitiva”, indicó Meding a EconoJournal. Y agregó que “cuando Los Azules entre en producción podrá abastecer el mercado interno y apalancar la industria argentina a largo plazo, sin depender geopolíticamente de otros países”. La Decisión Final de Inversión (FID) podría ser en 12 meses, para luego comenzar la etapa de construcción del proyecto.

“La factibilidad definitiva es necesaria también para que los financistas tomen la decisión de inversión. Es un hito clave que terminaremos en dos meses. Luego realizaremos una Oferta Pública Inicial (IPO) y, con el RIGI aprobado, estimamos que vamos a tener un puntapié importante para el financiamiento”, explicó el gerente general del proyecto.

La ingeniería financiera de Los Azules es un tema clave en esta etapa del proyecto. Según Meding, la inversión total de casi US$ 2.700 millones (podría aumentar a US$ 3.000 millones) ya cuenta con una parte de equity (capital de accionistas) de US$ 1.200 millones y, en paralelo, está avanzando en otra de alrededor de US$ 1.800 millones de financiamiento a través de préstamos con entidades bancarias internacionales y organismos de desarrollo a nivel mundial.

2030

La etapa de construcción de Los Azules podría iniciarse en 2026, aunque se prevé que en 2027 y 2028 serán los años de mayor aceleración de la inversión. Si no hay contratiempos, el inicio de producción podría ser a fines de 2029 o principios de 2030. Según una evaluación económica preliminar, que se completó en 2023, se prevé que la mina produzca un promedio de 322 millones de libras de cátodos de cobre al año durante una vida útil de 27 años.

En junio, McEwen Copper logró un hito relevante al producir cátodos de cobre de alta pureza en escala de laboratorio. Es decir, completó el proceso de transformación del mineral extraído de la mina sanjuanina en placas de cobre. La prueba se realizó en el laboratorio chileno Asmin Industrial y permitió realizar en escala de prueba el proceso de industrialización local de cobre. Los Azules se distingue de otros desarrollos cupríferos del país porque prevé como producto final la fabricación de cátodos y no concentrado de cobre, lo que permite un proceso de industrialización local del mineral en placas terminadas.

En diciembre de 2024 el gobierno de San Juan aprobó el informe de impacto ambiental tras un análisis de la Comisión Interdisciplinaria de Evaluación Ambiental Minera (CIEAM), que integraron 14 organismos, nacionales y provinciales.

, Roberto Bellato

La petrolera YPF está realizando una revisión de todas las especificaciones de diseño, digitalizando los procesos y convergiendo en todos sus proyectos al gemelo digital, mediante la aplicación de la metodología BIM tal como se conoce al Building Information Modeling. Esa forma de trabajo colaborativa transforma la manera en que se planifican, diseñan, construyen y gestionan grandes proyectos de construcción e infraestructura, mejorando la eficiencia y la calidad de los resultados.

Es un abordaje que tiene décadas de práctica en la industria de la construcción, pero que ahora está cruzada por nuevos recursos que multiplican la formas de interacción de todos los involucrados en el proyecto. Arquitectos, ingenieros, constructores, trabajan con la misma información, evitando errores y facilitando mejores decisiones con un ecosistema de aplicaciones que no solo se usa durante la construcción, sino también para el diseño, la operación y el mantenimiento.

Como parte de esa estrategia recientemente anunciada por el VP de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, en un encuentro de la Cámara Argentina de la Construcción (Camarco), la compañía acaba de sumarse al BIM Forum Argentina, una decisión que busca acelerar la adopción de esta metodología que hoy está fuertemente atravesada por las herramientas digitales y la inteligencia artificial, para potenciar la transformación de la industria energética.

Gallino pidió el acompañamiento de la industria de la construcción y la ingeniería en los grandes proyectos de infraestructura que YPF lleva adelante como la plataforma de exportación petrolera Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o el desarrollo de las distintas etapas del Argentina LNG en los que participa junto a socios estratégicos locales y del exterior.

“Los estándares de tecnología y desarrollo es una de las cosas que tiene que cambiar la Argentina, y desde YPF estamos revisando todas nuestras especificaciones de diseño, haciendo un benchmark con otras petroleras a nivel mundial para ver cómo se diseña, cómo se trabaja, cómo se hace todo más rápido y mejor”, explicó el VP.

Se trata de una tarea en la cual la compañía está “digitalizando todos los procesos y yendo al digital twin para que todas las plantas en el futuro se puedan manejar desde la maqueta: construirlas desde allí pero después hacer absolutamente todo, el mantemiento preventivo, el correctivo y el predictivo”, explicitó Gallino.

“Queremos que todos los proyectos a futuro estén bajo un ambiente BIM”, sentenció el ex Director General en Techint Ingeniería y Construcción, cargo en el que tuvo un rol destacado en la construcción en tiempo récord del entonces Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, y que hoy reedita en los dos grandes proyectos de la industria del gas y el petróleo en marcha.

El ambiente BIM en tiempos de IA

Lo que está planteando ahora desde YPF es que las aplicaciones actuales de la IA dentro del BIM abarcan desde análisis predictivos, optimización de recursos y secuenciación de actividades, hasta el mantenimiento preventivo y la detección de conflictos, todos dirigidos a mejorar la precisión, la eficiencia y la sostenibilidad en el sector de la construcción de grandes obras.

Así, las áreas principales donde la IA está impactando en BIM es, por ejemplo, en el análisis predictivo que permite anticipar posibles problemas en la planificación, la ejecución y el mantenimiento de proyectos antes de que se materialicen. Esta capacidad se apoya en el aprendizaje automático que puede procesar grandes volúmenes de datos históricos y actuales para identificar patrones y anomalías.

Otra de las aplicaciones clave es la optimización de los recursos, tanto materiales como humanos. A través del deep learning y la optimización basada en algoritmos, la IA es capaz de asignar de manera eficiente los recursos necesarios para cada fase del proyecto, ya sea mediante la gestión de materiales como del personal y la maquinaria, minimizando los desperdicios y maximizando la productividad.

Estas herramientas también permiten a los equipos ejecutar simulaciones de diferentes escenarios constructivos, como cronogramas alternativos, variaciones en el clima o cambios en la disponibilidad de recursos. Esto permite a los gestores de proyectos evaluar el impacto de diferentes decisiones antes de implementarlas en el mundo real, y a la vez buscar la optimización energética, simulando el comportamiento de demanda antes de la construcción permitiendo optimizar el diseño y maximizar eficiencias.

Finalmente, en la fase de operación y mantenimiento de los edificios, esta metodología está permitiendo el desarrollo de soluciones de mantenimiento predictivo basadas en datos de sensores y análisis automatizados. La integración de tecnologías de IA con sistemas IoT permite predecir fallos antes de que ocurran, mejorando la vida útil de los activos y reduciendo costos de reparación.

Al anunciar su asociación al BIM Forum, YPF explicitó que sus planes en el corto plazo la encuentran abocada al desarrollo e implementación de un estándar BIM dentro de su Vicepresidencia de Infraestructura, con el objetivo de establecer bases sólidas para una gestión de información más eficiente y colaborativa en sus proyectos.

A mediano plazo, la petrolera continuará promoviendo la transformación digital mediante la implementación de BIM y la incorporación de nuevas tecnologías. Entre sus principales iniciativas se destacan la optimización de la gestión operativa de activos y la integración de la información de proyectos mediante el uso de gemelos digitales y entornos comunes de datos, herramientas para mejorar la eficiencia y la toma de decisiones.

Y con una mirada a largo plazo, la compañía aspira a «convertirse en un referente de la transformación digital en el sector energético, extendiendo la adopción de BIM a toda su cadena de valor:» owners, contratistas, proveedores e instituciones y contribuyendo a posicionar a la Argentina en la transformación digital industrial en la región.

, Ignacio Ortiz

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) dio a conocer un informe en el que destacó que el empleo formal en la producción de gas y petróleo en la Argentina creció 13,4% durante la última década, muy por encima del sector energético en general y más que triplicando lo ocurrido con la situación laboral del resto de la economía en el mismo período.

La entidad que reúne a las principales empresas que operan en Vaca Muerta como YPF, PAE, Vista, Tecpetrol, Vista, Pluspetrol y Pampa, entre otras, citó datos de la Secretaría de Trabajo de la Nación y si bien destacó el crecimiento por sobre el resto de las actividades productivas, explicó que el requerimiento de trabajadores difiere según las distintas cuencas.

Este desempeño de la industria del Oil & Gas en cuanto a la generación de empleo ratifica la preocupación de las principales operadoras por el cuello de botella que se puede generar en el desarrollo de los recursos de hidrocarburos, en particular en la Cuenca Neuquina, ante el incremento de producción previsto para los próximos años.

Duplicar la producción de gas para inicios de la próxima década o llegar para entonces al millón y medio de barriles significará no sólo el incremento exponencial de inversiones y equipos, sino de personal con todo tipo de calificación.

Las cifras

De acuerdo al documento difundido por la CEPH, a fines de 2024 la cantidad de ocupados en la producción de gas y petróleo (upstream) llegó a los 71.678 trabajadores, número que tiene perspectivas de crecer significativamente con los proyectos en curso para aumentar la capacidad de producción, transporte y de agregado de valor.

A datos de 2024, el empleo formal de la economía alcanzaba a 6.695.289 personas, de las cuales esos 71.678 trabajadores reportaban al sector de hidrocarburos y 128.255 al resto de las actividades vinculadas a la energía, en cualquiera de sus ramas.

Así, en la última década el empleo en el upstream creció 13,4% contra el 7% del rubro energético general y sólo el 4% del promedio de la economía, de acuerdo a datos de la Secretaría de Trabajo de la Nación citados por la entidad.

“El energético, en general, y el de producción de gas y petróleo, en particular, son los rubros con mayor crecimiento relativo de puestos de trabajo formales en los últimos años, tal como surge de los registros oficiales”, explicó la Cámara al asegurar que las cifras de empleo se pueden estimular aún más con los emprendimientos en desarrollo en todo el sector.

En virtud de ese crecimiento que triplica al promedio del resto de las actividades productivas, también se resaltó que en las dos últimas décadas la ocupación en el segmento de extracción de gas y petróleo creció 118%, contra el 70% del amplio segmento energético y el 60% del promedio total.

A la luz de esa supremacía en la capacidad de generar mano de obra, la CEPH también señaló que este crecimiento potencia la ocupación de otros sectores ligados, ya que se estima que por cada empleo en el sector se crean alrededor de 15 puestos adicionales en actividades vinculadas.

“La multiplicación del empleo acompaña el incremento de las actividades exploratorias y de producción, que también registran un importante aumento de productividad, apuntalada en la mejora tecnológica permanente”, se resaltó.

Disparidad por cuencas

En este contexto positivo, la relación trabajador-producción difiere entre cuencas y por tipo de producto, ya que los requerimientos son distintos según las características y antigüedad de los yacimientos. “El diálogo permanente y franco con los trabajadores facilita el progreso de una actividad neurálgica para la economía del país, con fuerte impacto positivo en el desarrollo de las regiones con recursos fósiles”, se destacó.

Así, para un millón de barriles equivalente de petróleo (BOE, según sus siglas en inglés) Neuquén, núcleo de la producción no convencional por la actividad de Vaca Muerta, necesita 77 trabajadores.

Este número crece significativamente para provincias centradas en la producción convencional como Santa Cruz o Chubut, que demandan para producir la misma cantidad de unidades energéticas 178 y 189 trabajadores, respectivamente.

Finalmente, el trabajo destacó que el sector genera el 30% del empleo privado en las provincias petroleras y los salarios de los últimos años fueron 286% más elevados que el promedio de los empleos registrados en toda la actividad no estatal formal del país.

, Ignacio Ortiz

Milicic Minería participará de una nueva edición de Argentina Cobre, el congreso internacional que se realizará en San Juan los días 4 y 5 de agosto, y que convocará a los principales referentes de la minería del cobre en una provincia que concentra varios de los mayores proyectos de este mineral.

El evento promoverá l diálogo público-privado, la generación de alianzas estratégicas y la visibilidad de proyectos vinculados a la transición energética global.

Participación

En su edición 2025, Milicic Minería participa como Major Sponsor. “Esto reafirma el compromiso de la compañía con una industria en la que se desempeña como un proveedor relevante desde hace más de dos décadas, y en la que continúa aportando soluciones de infraestructura de alta complejidad”, aseguraron desde la firma.

Argentina Cobre es una oportunidad para continuar construyendo confianza junto a los protagonistas del ecosistema minero y compartir nuestra propuesta de valor para el sector.

Es un espacio clave para difundir la experiencia acumulada en diversos proyectos mineros ejecutados en todo el país, proyectar nuevas oportunidades y generar sinergias con todos los actores de la cadena de valor de la industria minera, precisaron.

, Redaccion EconoJournal

La gobernación de Santa Cruz publicará en los próximos días los pliegos para avanzar con la licitación de diez áreas que YPF le revirtió a la provincia para concentrarse en la producción no convencional en Vaca Muerta. La intención de la administración que conduce Claudio Vidal es tener adjudicados esos bloques para fines de septiembre. Entre las compañías interesadas sobresalen Patagonia Resources, Roch, Clear Petroleum, Quintana EyP, Brest y Azruge S.A. EconoJournal detalla quienes son y qué área quiere cada uno.

Las áreas

Los diez bloques cedidos por YPF se encuentran en el sector norte de la provincia. Se trata de áreas maduras y convencionales como Los Perales–Las Mesetas, Las Heras-Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa, El Guadal–Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Pico Truncado–El Cordón, Cañadón Vasco, Barranca Yankowsky, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y Los Monos. 

Estos yacimientos, que producen petróleo pesado, atraviesan una situación crítica ya que su producción cayó cerca de 40% en los últimos cinco años como consecuencia de la declinación natural de esas formaciones y la falta de inversión en recuperación secundaria para tratar de desacelerar el derrumbe.

Plan de inversiones

El plan inicial de YPF, adelantado por EconoJournal en enero, era agrupar sus bloques en cinco clusters y cederlos a CGC. La petrolera de Corporación América tenía previsto conservar la operación de uno de esos clusters, conformado por Cañadón León y Meseta Espinosa, y ceder los restantes a otras empresas privadas. Esa negociación fracasó y finalmente la petrolera comandada por Horacio Marín le terminó cediendo en junio las áreas a la empresa estatal Fomicruz, quien asumió provisoriamente su control y será la encargada de gestionar el proceso licitatorio.

Hasta ahora lo único que trascendió es que a las firmas interesadas se les exigirá un bono de ingreso y un plan de inversiones. No está claro aún cual va a ser el porcentaje de regalías que se les exigirá a esos desarrollos.

Los interesados

Patagonia Resources, una empresa del grupo que lideran los hermanos Juan y Patricio Neuss, había manifestado su voluntad de desembarcar en Los Perales-Las Mesetas y Heras y Cañadón de La Escondida – Las Heras junto con Clear Petroleum, una compañía comandada por Juan Ignacio González Pedrozo que tiene como principales accionistas a Nazareno y Emiliano López, hijos de Cristóbal López.  Ahora los hermanos Neuss van por Los Perales-Las Mesetas y Clear Petroleum por Las Heras y Cañadón de La Escondida.

Quintana EyP, del empresario Carlos Gilardone, busca quedarse con Cañadón León – Meseta Espinosa.  La compañía que había negociado con YPF para quedarse con ese bloque había sido CGC, pero finalmente la compañía comandada por Hugo Eurnekian pareciera haber desistido.

Roch, la compañía fundada por el empresario Ricardo Chacra, se había mostrado interesada en el área El Guadal-Lomas del Cuy y Cañadón Yatel. Inicialmente había trascendido que podría llegar a presentarse junto a Crown Point, una compañía del grupo GST de los accionistas Pablo Peralta y Roberto Domínguez, que en diciembre obtuvo la concesión de Koluel Kaike, un área provincial que cedió PAE. Sin embargo, no está confirmado que Crown Point vaya a participar.

La compañía Brest busca quedarse con el área Pico Truncado-El Cordón. Esta firma es comandada por el empresario Hugo Eduardo Rodríguez, quien actualmente se desempeña como director suplente de YPF en representación de la provincia de Santa Cruz por designación del gobernador Claudio Vidal.  

Entre los candidatos a desembarcar en las áreas maduras que dejó YPF también aparece la firma Azruge S.A., radicada en Puerto Madryn. Esta sociedad, constituida a medidados de 2023 por los hermanos Santiago Rafael Egurza y Hernán Agustín Egurza.

Otra de las firmas que mostró en interés en las áreas maduras es Ingeniería ALPA, una empresa fundada a fines de los 80 por Horacio y Alfredo Zubiri y presidida por Ricardo Andriano.

, Fernando Krakowiak

El gobierno de Lula da Silva realizará una subasta de gas natural para ofrecer a la industria brasileña precios muy por debajo de los que actualmente abona por el insumo. Si bien la estatal Pre-sal Petróleo (PPSA) ofrecerá pocos volúmenes de gas, la subasta servirá de caso testigo para transparentar los costos de acceso a la infraestructura de transporte y procesamiento de gas de presal de Petrobras.

El Ministerio de Minas y Energía dará en agosto el último paso procedimental para poder realizar la primera subasta de gas estructurante de la Unión para las industrias a través de PPSA, la empresa que representa al Estado en los contratos de producción compartida con Petrobras y otras petroleras. Bajo este régimen, las petroleras ceden al Estado una parte del excedente de su producción de petróleo y gas.

El objetivo declarado es ofertar a la industria un gas a un precio por debajo de los US$ 7 por millón de BTU, como parte de los esfuerzos englobados en el programa Gas para Empregar que busca incrementar la disponibilidad de gas a un precio competitivo para las industrias en general y la de fertilizantes en particular. El sector industrial paga actualmente precios en el orden de los US$ 14 por millón de BTU.

La expectativa oficial es que PPSA pueda subastar hasta 3 MMm3/d de gas a entregar a partir de 2029. Se trata de volúmenes pequeños para la demanda industrial actual, que se ha mantenido relativamente estable, en torno a los 40 MMm3/d.

Costos de acceso elevados

La subasta está siendo estructurada de forma tal de reducir los costos de acceso a la infraestructura de Petrobras, que consiste en los gasoductos que transportan el gas desde los campos offshore de presal hasta la costa y las unidades de procesamiento. De fondo, opera la intención de transparentar esos costos, considerados elevados por la industria y el gobierno. El gobierno buscará reducirlo a US$ 2 por MMBTU, dos veces menos el precio que los agentes estarían pagando a Petrobras.

Sintéticamente, el gobierno aplicará en esta subasta una metodología para fijar una remuneración máxima para el Sistema Integrado de Transporte (SIE) y para el Sistema Integrado de Procesamiento (SIP) en Río de Janeiro y São Paulo, que son propiedad y operados por Petrobras. Esta metodología fue propuesta en marzo por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), una agencia federal encargada de la planificación energética.

La EPE utilizó un escenario base para llegar a calcular y proponer un costo de acceso al SIE y al SIP total de US$ 2,02 por millón de BTU en el primer año, que con el tiempo disminuye a US$ 1,11. Este costo evaluado por la EPE contrasta con un estudio técnico realizado para el programa Gas para Empregar que incluyó un relevamiento entre agentes de la industria.

Esta encuesta del 2023 arrojó que las empresas estaban pagando US$ 6,4 por millón de BTU para acceder a la infraestructura de Petrobras (tres veces el costo propuesto por EPE). La petrolera no brindó al grupo técnico de Gas Para Empregar información sobre sus precios, alegando que forma parte de su «estrategia comercial y secreto de negocio».

El director del Departamento de Gas Natural del Ministerio de Minas y Energía, Marcello Weydt, afirmó en la presentación de la metodología propuesta por la EPE que es un «primer gran paso» para iniciar el debate sobre la remuneración de la infraestructura en el mercado brasileño.

El Foro del Gas, una iniciativa que agrupa a distintas asociaciones industriales, también celebró la propuesta de la EPE. «Uno de los factores que mantiene los precios del gas tan altos en Brasil es la falta de transparencia sobre los componentes del costo de la molécula. Y la EPE está empezando a reaccionar», dijo su coordinador general, André Passos.

, Nicolás Deza

Las técnicas de recuperación terciaria que se aplican para incrementar y extender la capacidad de producción de las áreas maduras convencionales alcanzó en junio un nuevo récord con unos 17.869 bbl/d, lo que consolida a la EOR como la mejor herramienta para revitalizar activos que se encontraban en declino natural y potenciar su productividad. Así se desprende del relevamiento que hace GtoG Consulting a partir de los datos de producción de la Secretaría de Energía.

Gerardo Tennerini, experto en Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) y fundador de GtoG Consulting, destacó que YPF mantiene su producción terciaria por encima de los 14.000 bbl/d, a pesar de haber cedido unos 600 bbl/d a Pecom en El Trébol, en octubre de 2024 como parte del proceso de desinversión que lleva a cabo con el Plan Andes. “En solo unos meses logró reponer completamente ese volumen, sosteniendo niveles muy cercanos al récord del mes anterior”, aseguró el analista.

La recuperación terciaria contempla un conjunto de técnicas que se utilizan para extraer recursos de yacimientos que ya no pueden ser explotados eficientemente con métodos convencionales de producción primaria y secundaria, los cuales se caracterizan por métodos tradicionales de extracción por gravedad o la inyección de agua o gas y que ya no son efectivos. Así, la EOR se logra mediante la inyección de productos químicos como polímeros y surfactantes para mejorar el desplazamiento del petróleo.

El know how de YPF

Para Tennerini, la capacidad de respuesta de la recuperación mejorada en el caso de los bloques aún operados por YPF “evidencia una gestión técnica consolidada, con operación eficiente de plantas de polímero y un desarrollo continuo de sus áreas maduras”. En particular hace referencia al desempeño que la petrolera logra en Manantiales Behr y Chachahuén Sur, dos campos que la petrolera busca transferir como parte de su proceso de desinversión en las áreas convencionales.

“Este know-how técnico y operativo, que permitió consolidar la producción EOR más alta del país, será transferido antes de fin de 2025, cuando estas áreas pasen a nuevas manos. Se trata de activos que no solo producen barriles, sino también valor estratégico”, consideró Tennerini al señalar que en el caso de Chachahuén Sur, el área vuelve a romper su techo con una producción de 5.141 bbl/d con polímeros, nuevo máximo histórico para el yacimiento.

En Manatiales Behr, el caso más efectivo en la aplicación de terciaria que le permite la mayor producción en un virtual ránking de EOR, registró un alza de 40% al llegar a unos 26.000 bbl/d, de los cuales 8.557 bbl/d son métodos de recuperación mejorada. En ese sentido, reseñó que ambos bloques representan el 10% de la producción total de YPF, son responsables de casi el 30% de su producción convencional y equivalen al 5% del total de la producción nacional.

GtoG Consulting advierte que la dinámica del sector permite más jugadores y más producción, dentro de lo cual el área Diadema que opera Capsa-Capex volvió a superar los 2.066,3 bbl/d bbl/d (de unos 12.000 bbl/d totales) tras dos años, y es el tercer bloque más productivo en este tipo de explotación.

En el caso de Cerro Dragón con 714,8 bbl/d continúa su crecimiento sostenido bajo la operación de Pan American Energy, mientras que en el mencionado El Trébol, Pecom continúa con la ejecución de nuevas plantas de inyección de polímeros que podrían marcar una nueva etapa para esa área y que en junio permitió alcanzar los 657,4 bbl/d.

Incentivo para bloques maduros

La mención de proyectos se extiende a las áreas convencionales de Chihuido de la Sierra Negra (294,6 bbl/d), Los Perales-Las Mesetas (222,9 bbl/d), El Tordillo (178,6 bbl/d) y Cañadón León-Meseta Espinosa (35,9 bbl/d), lo que completa el despliegue en operaciones en las provincias de Chubut, Santa Cruz y Mendoza.

Con este posicionamiento en este segmento del convencional, del total de producción mediante técnicas de recuperación terciaria alcanzó casi 18.000 bbl/d porcentualmente lo encabeza Manantiales Behr con 48% del total, Chachahuén sur con 29%, Diadema con 11%, y Anticlinal y el Trébol con 4% cada bloque, entre los principales cinco.

En un contexto de incentivo a la inversión en nuevas técnicas de recuperación para mantener y en lo posible incrementar los niveles de producción en el convencional, el reporte destacó que “la producción por EOR tributa solo el 50% de regalías, por lo que esto mejora sustancialmente la economía de los proyectos, especialmente cuando se aplican de manera correcta tecnologías como el polymer flooding. Es decir a mayor productividad, menor carga fiscal con un resultado de mayor rentabilidad”.

Para Tennerini, “estas experiencias demuestran que el convencional argentino sigue teniendo muchísimo para dar. El EOR bien ejecutado es evidencia de que la transición energética también puede ser rentable”, lo que está abriendo lo que se espera sea un nuevo mapa petrolero que acompañe el desarrollo del no convencional de Vaca Muerta.

, Ignacio Ortiz

La empresa transportista de gas TGS fue la única oferente en la licitación que lleva adelante la estatal Enarsa para la Ejecución y Financiamiento de Obra de Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno (GPM). El proyecto había sido motivo de una iniciativa privada presentada hace un año por la misma compañía y prevé una inversión de U$S500 millones.

La instancia de recepción y apertura de propuestas se concretó este mediodía en las oficinas de Enarsa, donde se procedió a la apertura de una única oferta perteneciente a TGS, la que incluyó un sobre uno con la propuesta técnica que incluye la construcción de las obras más la prestación del servicio de operación y mantenimiento, y un sobre dos con la propuesta económica junto a una garantía por US$ 5 millones.

Tal como se determinó en la convocatoria a la licitación de carácter nacional e internacional, la inversión para la ampliación correrá totalmente a cargo del adjudicatario, sin comprometer fondos públicos, por lo que se contempla la posibilidad de financiar las obras mediante la reserva de capacidad o prepago de los contratos de transporte.

La primera iniciativa privada

El proyecto surge de una iniciativa privada para la ejecución y financiamiento de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes con una inversión asociada de US$ 700 millones con el propósito de disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral por unos 14 MMm3/d, en un plazo de dos años.

El proyecto de la transportista busca dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y Gasoil, 100 días al año, con gas de Vaca Muerta, además de potenciar los saldos exportables a la región. El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados.

Por un lado, propuso ejecutar una obra en el Tramo Tratayén-Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada, que requiere el actual proceso de licitación. Este proyecto por US$ 500 millones podría estar habilitado en dos años a partir de la adjudicación, aseguró la empresa.

Esta etapa permitirá sumar 14 MMm3/d a la capacidad de transporte de gas a los 21 millones que ya está transportando, alcanzando así los 35 millones en toda la traza. Al sustituir el gas importado por el producido en Vaca Muerta.

El ahorro fiscal

En la descripción de la Iniciativa Privada se estimó que la obra una vez en operación permitirá «significativos beneficios en la balanza comercial por más de US$ 700 millones al año y en términos de ahorros fiscales de US$ 500 millones al año, todo ello por sustitución de importaciones

La primera de las obras contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP, en tanto que la obra en el sistema regulado abarca la instalación de decenas de kilómetros de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación.

El proyecto global se complementa con otros US$ 200 millones de inversión para la ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló por el Gasoducto acceda al área GBA, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.

, Ignacio Ortiz

Líderes de compañías de servicios de pozo, proveedores de herramientas y tecnologías y referentes de la industria metalmecánica y de empresas productoras de hidrocarburos en Vaca Muerta serán parte de una nueva edición del Supplier Day, un evento organizado por EconoJournal. El propósito será poner el foco en los desafíos que enfrentan los actores clave que brindan servicios e insumos de la industria.

El encuentro tendrá lugar el martes 12 de agosto en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán, a partir de las 8 AM y se podrá seguir en vivo por el canal de YouTube de EconoJournal. La jornada se desarrollará bajo el tópico “Inteligencia operacional: cómo potenciar la cadena de valor con eficiencias e integración para escalar el desarrollo energético”, a fin de dar cuenta del impacto de la aplicación de nuevas tecnologías en el sector y las oportunidades que se presentan.

Agenda

La apertura del evento estará a cargo del CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto. A su vez, Guillermo Murphy, VP Supply Chain de Tecpetrol; y Marcelo Gioffre, VP Supply Chain de Pan American Energy, disertarán sobre las transformaciones en la cadena de valor de la industria de Oil&Gas.

La aplicación de la Inteligencia Artificial en el sector también será uno de los ejes que se abordarán. Es por esto que Walter Actis, VP Supply Chain de YPF, explicará cómo se la puede utilizar para eficientizar la estructura operativa en Vaca Muerta.

Desafíos

Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol; Lenin Briceno, Supply Chain Manager de Shell; y Patrick Galletti, VP Operaciones LA de Nabors; harán foco en los desafíos que debe sortear la industria a fin de impulsar el crecimiento del sector.

A su vez, Hernán Carbonell, de Halliburton; Christian Cerne, de Proshale; Francisco Di Raimondo, de Moto Mecánica Argentina; Miguel Bernal, de Calfrac Well Services; David Caballero, de SLB; y Francisco Díaz Telli, CEO & Co-Founder de MES; debartirán sobre la incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios en Vaca Muerta.

Infraestructura

En la jornada también habrá lugar para hacer un análisis sobre las oportunidades que habilita la ampliación de la infraestructura de transporte y evacuación de petróleo en Vaca Muerta para la cadena de valor. Sobre este tema disertarán  Federico Zárate, gerente de Proyecto de Oldelval; José Ferreiro, Chief Supply Chain Officer de Techint E&C; y Juan Ignacio Rovetta, CEO de COGSAU.

A su vez, se brindará un panorama sobre qué sigue para Vaca Muerta desde la óptica de los proveedores locales, panel que estará a cargo de Pablo Fiscaletti, de QM; Mauricio Uribe, de Fecene; y Horacio García, gerente general de Futura Hnos.

El rol del gas

Graciela Bravo, gerente de Innovación y Normalización de Enargas; Eduardo Borri, de Bertotto Boglione; Mary Esterman, de Spark; y Juan Manuel Bazaul, de JBS; analizarán las oportunidades que existen respecto al gas natural como opción un multi-agregador de valor en el segmento de servicios

También se abordará la agenda logística y se pondrá especial atención en cuáles son las opciones reales de mejora en Vaca Muerta. Este segmento estará encabezado por Gonzalo Cicilio, gerente de Energía & Minería de Andreani Grupo Logístico; Lucas Albanesi, gerente comercial de Río Neuquén Distrito Industrial; Lucas Carbone, gerente de Desarrollo Negocios de Loginter; y Juan Cruz López, de Transporte Peduzzi.

En esta nueva edición habrá un bloque dedicado a la gestión empresarial en tiempos de costos crecientes en dólares del que participará Dante Sica, ex ministro de Producción y Trabajo.

Side event

Por último, la jornada también se desarrollará la segunda edición del Innovation Talks, un side event, a fin de dar a conocer la experiencia de distintas empresas de la cadena de valor. Participarán Federico Gayoso, de Transeparation; Dario Lattanzio, de ETA S.A; Oscar Erretegui, socio gerente de Petrohard y Geocontrol; y Leopoldo García, socio gerente de Tres G y G&G Servicios.

, Loana Tejero

Uno de los principales países exportadores de GNL del mundo advirtió a Europa que dejará de venderle gas natural licuado si no flexibiliza una nueva directiva en materia ambiental. Se trata de Qatar, el segundo país suministrador de GNL a Europa luego de Estados Unidos, que rechaza la obligatoriedad de notificar o medir las emisiones de nivel 3.

En una carta dirigida al gobierno de Bélgica fechada el 21 de mayo, el ministro de Energía de Qatar, Saad al-Kaabi, informó que el país reaccionará contra la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (CSDDD por sus siglas en inglés) de la Unión Europea. La carta fue reportada primero por el medio alemán Welt am Sonntag y vista también por la agencia Reuters.

La amenaza qatarí

La Comisión Europea viene tomando nota de los rechazos tanto a esta directiva como de otras medidas de proteccionismo verde, por lo que en febrero propuso cambios importantes. Sin embargo, la carta del ministro qatarí deja en claro que los cambios propuestos no son suficientes y explicita la amenaza de redirigir los cargamentos de GNL a otros mercados.

«En pocas palabras, si no se realizan más cambios en el CSDDD, el Estado de Qatar y QatarEnergy no tendrán más remedio que considerar seriamente mercados alternativos fuera de la UE para nuestro GNL y otros productos, que ofrecen un entorno comercial más estable y favorable», dice la carta.

Un requisito de la directiva que Qatar rechaza de plano es que las empresas deben contar con un plan de transición al cambio climático alineado con la prevención de un calentamiento global superior a 1,5°C, el objetivo del Acuerdo de París.

«Ni el Estado de Qatar ni QatarEnergy tienen planes para lograr cero emisiones netas en un futuro próximo», afirma la carta.

Directiva ambiental europea

La CSDDD fue aprobada por la UE a medidados de 2024 y deberá ser integrada a la legislación nacional de cada uno de los Estados miembros de la unión. Su objetivo es introducir requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operen dentro de esta.

Específicamente, la directiva alcanzará a todas las empresas fuera de la Unión Europea que generen un «volumen de negocios neto en la Unión» de cómo mínimo 450 millones de euros por año fiscal. Las empresas podrían recibir multas de hasta el 5% de sus ingresos anuales globales si no abordan sus impactos sobre los derechos humanos o el medio ambiente.

Entre los requisitos que establece figura la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o no están bajo su control.

El tema es seguido de cerca también entre las empresas interesadas en exportar GNL argentino al viejo continente. «Lo que esta en discusión es que esa obligación se la van a poner a los importadores, que en general son las terminales de regasificación que están allá«, señaló a EconoJournal un directivo de una operadora involucrada en un proyecto de GNL en la Argentina consultado por este tema a comienzos a año.

, Nicolás Deza

En un nuevo paso hacia la consolidación de un sistema energético más limpio, eficiente y resiliente, PCR, empresa argentina dedicada al desarrollo de proyectos eólicos y de infraestructura, ha seleccionado a Vestas, empresa que desarrolla soluciones de energía eólica, como su socio tecnológico para la gestión integrada de una planta híbrida de última generación en San Luis Norte. Se trata de la incorporación del power plant controller MK5 (PPC) de Vestas permite integrar la gestión de operaciones eólica y solar bajo un único sistema de control, sin controlador externo.

La elección se basó en la capacidad de Vestas para ofrecer una solución técnica avanzada que permite integrar y gestionar de forma centralizada y eficiente fuentes eólica y solar. El parque combina 112.5 MW de energía eólica, en operación desde diciembre de 2023, con 18 MW de energía solar fotovoltaica, recientemente incorporados.

La iniciativa

“Este proyecto refuerza el compromiso de PCR y Vestas con una transición energética sostenible, alineada con los objetivos de descarbonización y diversificación de la matriz energética en Argentina. Además, sienta un precedente para futuros desarrollos híbridos en la región, demostrando que la innovación tecnológica puede ser una aliada clave en la lucha contra el cambio climático”, destacaron desde las firmas.

Lo innovador de esta iniciativa no radica únicamente en la coexistencia de dos fuentes renovables, sino en la forma en que ambas serán gestionadas de manera centralizada y eficiente mediante un sistema de alta tecnología ofrecido por Vestas.

“Este proyecto marca un hito en la región al integrar ambas fuentes de energía bajo un mismo sistema de control. La solución Vestas-PPC permite una gestión optimizada de la planta y facilita su integración con el sistema SCADA ya instalado en San Luis Norte”, explicó Carlos María Ríos, responsable de conexiones eléctricas de Vestas para Latinoamérica Sur.

Desde el inicio, PCR buscaba una solución robusta, confiable y escalable. El sistema de control de Vestas respondió a esa necesidad al ofrecer una plataforma que no solo centraliza el control operativo, sino que también asegura:

• Operación simultánea de fuentes eólica y solar, sin necesidad de un controlador maestro externo.
• Reducción de costos de infraestructura y mantenimiento, al aprovechar sistemas ya existentes.
• Optimización en tiempo real de la generación, adaptándose a condiciones climáticas y demandas de red.
• Cumplimiento normativo con los requerimientos del sistema eléctrico argentino.
• Escalabilidad para futuras expansiones o incorporación de nuevas tecnologías.

 “La funcionalidad híbrida del Vestas-PPC nos permitió consolidar el control de la planta, mejorar la eficiencia operativa y aumentar el factor de carga del parque. Este avance representa un nuevo capítulo en la evolución de las energías renovables en Latinoamérica, apostando por una transición energética inteligente, confiable y sostenible”, destacó Pablo Ibañez, coordinador de proyecto del PS San Luis Norte e Hibridación.

Según el ejecutivo, la hibridación de tecnologías renovables representa una evolución clave en la transición energética. En el caso de San Luis Norte, la combinación de energía eólica y solar permite:

• Complementariedad de recursos: generación más estable y predecible a lo largo del día y del año.
• Mayor eficiencia operativa: al maximizar el uso de infraestructura compartida.
• Menor impacto ambiental: al reducir la duplicación de instalaciones y optimizar el uso del terreno.
• Mayor resiliencia energética: al diversificar las fuentes de generación frente a variaciones climáticas o de demanda.

, Redaccion EconoJournal

Las principales compañías azucareras del país, que reúnen a los 19 ingenios del Noroeste Argentino y concentran la producción de bioetanol de caña, tienen expectativas en que el Congreso apruebe una nueva ley de biocombustibles que habilite un aumento del 12% al 15% del corte obligatorio de mezcla con las naftas.

Ejecutivos de las compañías Los Balcanes, Ledesma y Seaborad, que representan una buena porción de la producción de bioetanol en el país disertaron en “Energía Cultivada. El bioetanol en el desarrollo del NOA”, evento organizado por la gobernación de Tucumán, el Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (Ipaat) y por el Centro Azucarero Argentino (CAA).

En la actualidad, la Ley 27.640 de 2021 que regula al sector estima un corte del bioetanol de 12%, distribuido en parte iguales entre el etanol cañero y el de maíz. Mientras que el biodiesel que se produce en base al aceite de soja, se mezcla en un 7,5% con el gasoil. La producción de caña de azúcar y bioetanol se realiza en 14 ingenios tucumanos, tres salteños y dos jujeños y a partir de más de 5.000 productores independientes.

Corte y precios regulados

En el evento participó el subsecretario de Combustibles, Federico Veller, que afirmó: “Tenemos un régimen desde 2006 que fue extremadamente útil para permitir a los biocombustibles despegar. Con mandato de cortes, cupos y precios establecidos por fórmula, pero son precios regulados, no son precios libres. Muchas veces definido por un funcionario”.

“Hay muchas empresas que se acercaron a la Secretaría de Energía con proyectos de inversión para expandirse, pero trajeron muchas dudas porque en este régimen, con este nivel de atadura, se hace extremadamente difícil tomar una decisión”, sentenció el funcionario del gobierno nacional.

“Modernizar una unidad, presentar un proyecto RIGI para hacer una nueva planta de etanol, nada se puede decidir si finalmente se depende del humor de un funcionario. Esto no nos gusta. Nos gustaría que no fuese necesaria mi opinión como funcionario para que una industria pueda desarrollarse. Nos gustaría encontrar un punto medio que, a través de un mercado más libre, se pueda transicionar hacia un sector que pueda tomar decisiones y riesgos muchos más ambiciosos que los que están tomando en la actualidad”.

Por su parte, Jorge Feijóo, titular del Centro Azucarero Argentino (CAA), remarcó que “el sector se encuentra identificado con el proyecto de ley que gestó la Liga Bioenergética de las provincias y que aspira a que la nueva norma establezca de manera permanente un 6% de corte para la caña y 6% para el maíz”. Por otra parte, afirmó que la nueva ley “debería poder incrementar los cortes obligatorios y permitir que se habilite el  mercado libre para las mezclas superiores a los cortes obligatorios”.

Además, Feijoo reclamó que en el país se autorice el uso de los motores flex (permiten mayor mezcla de combustibles con etanol) y los kits de conversión (para que un motor diseñado para combustibles pueda utilizar mayor mezcla con etanol): “No son reclamos para prometer inversiones, sino al revés, son planteos por las inversiones ya hechas y por la capacidad instalada y el potencial productivo disponible actual en caña y en maíz”. Por último, Feijoo destacó que “la Argentina no está para desaprovechar lo que tiene. Bienvenidos los recursos de Vaca Muerta y bienvenido los recursos de los biocombustibles. No es elegir uno u otro, son los dos en favor del desarrollo del país”.

Los gobernadores de Tucumán, Osvaldo Jaldo, de Salta, Gustavo Sáenz, y de Jujuy, Carlos Sadir, las tres provincias azucareras, dieron un apoyo unificado y respaldo al sector ante el debate por una nueva ley de biocombustibles y mencionaron la defensa del bioetanol de las provincias del “triángulo del azúcar”.

Ingenios productores

Martín Franzini, director de Negocio Azúcar y Alcohol de la compañía Ingenio Ledesma, afirmó que “estamos definiendo detalles de los distintos proyectos de ley que hay, pero seguramente a partir de la nueva normativa va a haber un aumento en el corte de mezcla en los biocombustibles”.

Sin embargo, las empresas productoras de etanol de caña Los Balcanes, Ledesma y Seaboard sostuvieron que es importante la regulación estatal para el sector y que no se modifique la mezcla actual. “Tener garantizado el 6% de corte nos da previsibilidad a futuro. Es el gran pedido que le hacemos al gobierno para adelante. Podemos discutir un montón de cosas, pero este punto es importante porque nos da certidumbre en un mercado que ya tiene temas como el clima y la estacionalidad (se produce todo el azúcar en cinco meses). Es relevante saber que esa demanda va a estar”, sostuvo Franzini.

Sobre este punto también se refirió Catalina Rocchia Ferro, directora Ejecutiva en Compañía Azucarera Los Balcanes, la principal productora de azúcar del país, que destacó que “es importante mantener el corte. Tenemos que tener mucho cuidado con el libre mercado en general porque no todos los negocios dan para el libre mercado. Hay industrias que necesitan la interacción con el Estado para poder subsistir, sobre todo para las 54.000 personas empleadas que tiene el sector”.

La ejecutiva de Los Balcanes también apuntó a la nueva ley que impulsan algunas provincias productoras: “A partir del nuevo marco normativo podríamos ampliar nuestro corte. El bioetanol permite una sustitución de importaciones de nafta, que permite reducir la salida de divisas del país”.

Por su parte, Oscar Rojo, presidente de la empresa Seaboard Energías Renovables y Alimentos, remarcó que “los biocombustibles son la mejor salida para bajar los costos, la propuesta más económica y la alternativa con mejor cuidado ambiental que hay”.

Jorge Etchandy, gerente del IPAAT, resaltó que “la sucroalcoholera es la principal agroindustria del NOA y que la jornada tuvo destacados expositores locales y extranjeros que abordaron integralmente el desarrollo y aprovechamiento del bioetanol en el mundo, en los principales países productores como Brasil, Estados Unidos e India, y la actualidad argentina”.

También destacó que la actividad sucroalcoholera se apoya en cuatro pilares: primero, la producción local, donde destina 1.300.000 toneladas anuales de azúcar, que significa el 50% de la producción; el segundo pilar es el bioetanol, que es muy relevante para el sector; tercero la exportación de azúcar; y, por último, la cogeneración de energía a partir de la biomasa de la caña.

, Roberto Bellato

El gobierno se fijó un plazo de 8 meses para concretar la venta son sus acciones en Citelec, la sociedad controlante de Transener, empresa que opera la mayor red de alta tensión de energía de la Argentina. Desde Economía habían anticipado en diciembre que la privatización iba a estar concluida en el primer semestre de este año, pero los nuevos plazos extienden ese horizonte hasta fines de marzo de 2026. La resolución 1050/25, publicada este viernes en el Boletín Oficial, establece que para concretar la operación se deberá llevar adelante una licitación nacional e internacional.

Transener está integrada por casi 12.400 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, adicionando los 6.228 kilómetros de líneas que componen la red de su controlada, la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (Transba S.A.). Su capitalización bursátil se ubica actualmente en torno a los 1.000.000 millones de pesos, lo que equivale a unos US$ 845 millones, según la cotización del dólar mayorista.

La estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa) tiene el 50% de Citelec y el otro 50% está en poder de Pampa Energía, entre ambos controlan el 51% de la transportista Transener y además Citelec suma un 1,65% adicional en acciones clase B de la firma. Por lo tanto, Enarsa posee cerca de un cuarto de la compañía, lo que le pone un piso de unos US$ 210 millones a ese activo. No obstante, la resolución del Ministerio de Economía establece que se contratará a “una entidad bancaria perteneciente al sector público nacional para la tasación del paquete accionario de Citelec S.A.”.

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, ya había anticipado en diciembre, durante el Día del Petróleo, la intención oficial de desprenderse de Transener. “Decidimos iniciar el proceso de venta, para que esté completo en la primera mitad de 2025″, aseguró entonces. El paso siguiente se concretó en abril cuando el presidente Javier Milei autorizó a través del decreto 286/25 la privatización total de Enarsa mediante la separación de las actividades y activos de cada una de las unidades de negocio de la compañía pública.

La propia naturaleza de los activos que tiene Enarsa hace difícil avanzar con su privatización en un solo paquete. La empresa creada por ley en 2004, durante el gobierno de Néstor Kirchner, tiene un portfolio diversificado que incluye, además del 50% de Citelec, el Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), las represas de Santa Cruz (que tienen un grado de avance superior al 30%), el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), el 50% de la terminal de GNL de Escobar (el otro 50% es de YPF) y la mayoría accionaria de las centrales térmicas Manuel Belgrano (Campana, Buenos Aires) y José de San Martín (Timbúes, Santa Fe) que se construyeron bajo el programa Foninvemem y sobre las que todavía existe una polémica en torno a cuál es el porcentaje que controla el Estado, lo que impidió que se liquiden esos fideicomisos.

El comando privatizador

La elaboración de la documentación licitatoria -técnica y contractual- del proceso de privatización de Transener estará a cargo de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, que conduce Damián Sanfilippo, mientras que la “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”, con la asistencia de Enarsa, deberán coordinar las acciones necesarias para dar cumplimiento a lo previsto en el Capítulo II del Anexo I al Decreto 695/24. Ese capítulo establece el procedimiento detallado y escalonado para avanzar con la venta, contemplando requisitos técnicos, divulgación pública mínima y mecanismos de transparencia.

La Agencia está comandada por el abogado Diego Chaer, hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, quien llegó al Estado con el mandato explícito de impulsar procesos de privatización, reestructuración y reorganización de empresas estatales. Chaer, con una maestría en Derecho Empresario de la Universidad Nacional de Cuyo y un MBA en la Universidad de Palermo también se desempeña como director titular de Nucleoeléctrica Argentina, sociedad anónima estatal en la que desembarcó con el objetivo de avanzar con la privatización ya que sus conocimientos del sector nuclear son nulos.   

El otro protagonista de esta historia es Tristán Socas, un especialista en finanzas también cercano a Santiago Caputo que fue designado al frente de Enarsa en septiembre de 2024. Socas es un ingeniero industrial recibido en el ITBA que luego se especializó en finanzas en la London Business School. Cuando llegó a Enarsa no tenía ningún antecedente relevante en el sector energético. Hasta el 2017 trabajó en el Standard Bank en Londres. En 2018 se incorporó a BAF Capital como director ejecutivo. A fines de 2022 se desvinculó de esa compañía y en marzo del año siguiente fundó AAA+ Finance.

Socas es un funcionario extremadamente cauteloso que, según destacan dentro y fuera del gobierno, ha ralentizado la gestión de Enarsa a un nivel exasperante. Sin embargo, la resolución 1050/25 le reserva a la energética estatal solo un rol de asistencia. El comando y la firma del proceso estará a cargo de Chaer.

, Fernando Krakowiak

El ex ministro de Energía Juan José Aranguren; el ex secretario de Energía Gustavo Lopetegui; y la experta en asesoramiento empresarial especializado en gestión energética Nadia Sager; analizaron en el último capítulo de Dínamo, el streaming de Energía de EconoJournal, el impacto del juicio por YPF en Estados Unidos, las últimas medidas del Gobierno para impulsar el desarrollo del sector hidrocarburífero y la licitación AlmaGBA que contempla la adjudicación de 500 MW de unidades de almacenamiento para reforzar los nodos críticos del sistema de Edenor y Edesur.

Lopetegui expresó su por el proceso que derivó en un nuevo juicio contra el Estado argentino en Nueva York: “Lo de YPF me da indignación, bronca y tristeza. Eskenazi, Kirchner y Repsol fueron partícipes necesarios para que esto ocurra. Es uno de los mayores negociados de la historia argentina. Le regalaron a un grupo económico una parte de la principal empresa argentina por mandato del presidente de la República. Como consecuencia de esto hubo un enorme vaciamiento de YPF, dividendos extravagantes y un gran endeudamiento de la petrolera. Fue una estatización a las trompadas sin respetar ninguna norma. Eso nos está costando una fortuna».

El ex secretario de energía también se refirió al desfasaje de precios durante el periodo 2004-2014 y sostuvo que en esos años se rebajó un 30% el precio del barril. “Había un control de precios en el surtidor grosero y eso le costó a la industria US$ 51.000 millones. En ese tiempo ya estaban las tecnologías de fracking en Permian y si hubiera existido buena rentabilidad de los productores locales esa tecnología la hubiéramos traído y eso nos habría permitido desarrollar Vaca Muerta antes y más rápido. Decir que Vaca Muerta se desarrolló gracias al kirchnerismo es una falta de respeto hacia todos «.

Legitimidad del reclamo

Aranguren también se refirió al juicio por YPF y destacó que el fondo Burford Capital, el principal beneficiario del juicio contra el Estado argentino por la expropiación de la petrolera, en su Investor Day aseguró que el caso de YPF es un buen ejemplo de core business (negocio principal) y que el valor esperado del litigio es de 1465 millones de dólares. “Dijeron que el proceso iba a ser ruidoso, pero que tenían expectativas de que iba a ser positivo. En su informe citaron a Milei diciendo que teníamos que pagar. Hay que cuidar las palabras. Está bien que la Procuración intente llegar hasta la última instancia, pero en los actos administrativos hay oportunidad, mérito y conveniencia. No creo que sea erróneo abrir una instancia de negociación para que esto nos cueste lo mínimo posible”, planteó Aranguren.

Proyecto económico

Lopetegui se refirió a las medidas impulsadas por el gobierno de Milei destinadas a estabilizar la macroeconomía e impulsar el crecimiento del sector hidrocarburífero. En esa línea opinó que “la reconversión de una Argentina hacia un país abierto, competitivo, en el que reinen las fuerzas del mercado para la parte económica y se premie el riesgo de invertir, producir y crecer es una maratón que lleva mucho tiempo. Veo un equipo económico que tiene claro su rumbo y rescato su pragmatismo”.

También consideró que el problema que afronta el país son los altos costos de capital. “Si tenés que cargar 7 u 11% de tasa de retorno no es lo mismo. Esto hace prohibitivo cualquier inversión. Tenemos una fortuna con el Oil & Gas, con las empresas y las inversiones. Llevamos varios años con un crecimiento de la producción de petróleo al 10% anual lo que implica que Vaca Muerta crece al 23% por año y esto es gracias a las ganancias invertidas y a que el precio en surtidor refleja el precio internacional«. 

Sector eléctrico

La semana pasada se realizó la apertura de las ofertas de la licitación para instalar unidades de almacenamiento de baterías de energía eléctrica a fin de reforzar el sistema del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), convocatoria que se denomina “Almacenamiento GBA –AlmaGBA”. Allí se presentaron 15 empresas para 27 ofertas por un total de 1.347 MW.

Frente a este escenario, Aranguren explicó que el almacenaje va a servir para los picos de consumo ya que aseguró que da confiabilidad y flexibilidad. A su vez, ejemplificó que “en California en el pico de consumo un tercio de la demanda la provee el almacenaje. Hay que ver los precios cuando se abran los sobres a fin de agosto. Tenemos que gestionar el pico con prevención, con cultura, con eficiencia energética hasta que logremos que la macroeconomía se estabilice y logremos que el costo país baje”.

“En la licitación de almacenaje Cammesa tiene que dar una seguridad de que si por algún motivo regulatorio las distribuidoras no pueden pagar alguien le va a pagar al almacenador”, sostuvo Aranguren.

Sager consideró que a través de esta licitación el gobierno está dejando claro cuáles son los objetivos y hacia dónde están yendo. “Para poder conseguir financiación tenés que tener contratos. Eso complica la situación. Creo que es importante el diálogo entre los actores y encontrar oportunidades”, indicó.

La experta en asesoramiento empresarial especializada en gestión energética advirtió los cuellos de botella que existen en materia de generación eléctrica y advirtió: “Para la generación térmica ni siquiera se pueden conseguir las turbinas. Esto puede llevar cuatro años. Ahora hay sólo generación renovable, que incluso está complicada por el tema de la transmisión. Lo que mostró esta licitación con la cantidad de ofertas que hubo es que fue exitosa. Hay interés e intención de invertir. Hay que ver si los proyectos que existen resuelven el problema de base”.

Lopetegui señaló que existe complejidad en cuanto a las inversiones a largo plazo.  “Tenemos una maraña de precios regulados y la demanda todavía no paga todo el costo de la oferta, paga 77% no el 100%. La única forma que hubo para aumentar la generación de energía eléctrica fueron los PPA de Cammesa. No veo otra alternativa», aseveró.

Récord en la producción de gas

Por último, Aranguren sumó al debate los números que arrojó la producción de petróleo y de gas en junio. El ex ministro de Energía detalló que se obtuvieron

158,7 millones de m3 de gas por día contra los 147,7 millones de m3 de junio del año pasado, lo que significó un 7,6% de aumento. A su vez, en petróleo se alcanzaron los 776.000 barriles por día, un 16% de aumento teniendo en cuenta los 667.000 barriles del año pasado.

“Este año cerrará con US$ 8.000 millones de superávit energético. En 2025 vamos a producir la mayor cantidad de gas de la historia argentina y el año que viene ocurrirá lo mismo con el petróleo. Si continuamos con esto vamos a lograr que el sector energético contribuya para la estabilidad de la macroeconomía”, concluyó Aranguren.

, Redaccion EconoJournal

Transportadora de Gas del Sur (TGS) obtuvo este jueves una prórroga de 20 años para su licencia de servicio de transporte de gas natural, con vigencia a partir del 28 de diciembre de 2027, fecha de vencimiento original de su licencia actual. La prórroga se formalizó mediante el Decreto 495/2025 y es la primera que el Estado nacional otorga para una compañía regulada del segmento, tras la realización de la audiencia pública correspondiente.

La licencia fue otorgada en 1992 por un plazo de 35 años, como consecuencia de la privatización de la entonces compañía Gas del Estado, con el compromiso de elevar los parámetros de calidad de la prestación y de inversiones para mantenimiento y ampliación de la red adjudicada, lo que ahora fue evaluado para la decisión final de prórroga.

El proceso para esta extensión comenzó el 8 de septiembre de 2023, cuando la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki solicitó una extensión de 10 años, según el entonces vigente artículo 6° de la Ley 24.076, cuya posterior modificación estableció un período de renovación de 20 años, para lo cual TGS ajustó su solicitud el 15 de julio de 2024.

Los requisitos de concesión

Para la prórroga, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) llevó a cabo una evaluación de la prestación del servicio por parte de TGS, requisito previo para proponer la renovación de la licencia al Poder Ejecutivo. Como parte de este proceso, la Audiencia Pública 105 fue convocada por el ente y se llevó a cabo el 21 de octubre de 2024, lo que permitió proponer la medida de extensión.

En el proceso administrativo, la sociedad debió demostrar el cumplimiento de sus obligaciones, las que incluía haber cumplido con las inversiones obligatorias a su cargo, que las multas aplicadas nunca alcanzaron el 5% de su facturación, que el Sistema Sur bajo su operación no sufrió interrupciones que afectaran en más de un 35% la capacidad de transporte, ni interrupciones parciales que superaran el 10% de dicha capacidad, de acuerdo a los detalles técnicos del pliego.

“A lo largo de estos años vivimos grandes cambios coyunturales, nacionales e internacionales, y nunca nos detuvimos. Continuamos operando con confiabilidad, seguridad y sostenibilidad para aportar al desarrollo energético de nuestro país” afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS tras darse a conocerse la prórroga.

Si bien el Decreto ratificatorio correspondiente se dio a conocer con su publicación en el Boletín Oficial, el 11 de julio de 2025, el Ministerio de Economía y TGS suscribieron el «Acta Acuerdo de Prórroga de la Licencia otorgada a Transportadora gas del Sur S.A. para la prestación del servicio público de transporte de gas».

TGS opera desde diciembre de 1992, gestionando una red que pasó de 6.500 kilómetros de gasoductos con una capacidad de inyección de 42,9 MMm³/d a más de 9.250 kilómetros con una capacidad de inyección actual de 88,5 MMm³/d.

La compañía es responsable de transportar más del 60% del gas natural que se consume en hogares, industrias y centrales eléctricas de Argentina, y también ofrece procesamiento y comercialización de líquidos de gas natural, servicios midstream en Vaca Muerta, telecomunicaciones y otros servicios.

Tras el proceso de actualización del esquema tarifario para los servicios de gas natural por redes, a principios de este año, la empresa anunció un plan de inversiones quinquenal (2025-2029) por un monto superior a los $362.000 millones, el cual cobra relevancia con la extensión de la licencia que abarca el cierre de ese propuesta.

, Redacción EconoJournal

El gobierno aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto presentado por Sidersa, compañía dedicada a las soluciones de acero en el mercado argentino, para construir una planta siderúrgica en la localidad de San Nicolás, en la provincia de Buenos Aires. Es el primer proyecto del sector industrial que consigue la adhesión al RIGI de las 14 inversiones que hasta el momento se presentaron para ingresar al régimen.

Se trata de una inversión de 300 millones de dólares “para construir una planta siderúrgica integral de última generación que se convertirá en la más moderna, eficiente y sustentable del mundo”, destacaron desde Sidersa en un comunicado.

El gobierno definió la adhesión del proyecto netamente industrial al régimen a través de la resolución 1028/2005 del Ministerio de Economía, publicada este martes en el Boletín Oficial y firmada por el titular de la cartera, Luis Caputo.

Desde Sidersa, una empresa de capitales nacionales, afirmaron que la adhesión al RIGI “es un impulso fundamental para avanzar con la construcción de una planta que, por su impacto económico, sus características tecnológicas únicas y la relevancia de las inversiones requeridas, se convertirá en un proyecto estratégico para nuestro país”.

La planta siderúrgica permitirá abastecer al mercado con insumos como el hierro de construcción, ya que tendrá una capacidad de producción de 360.000 toneladas anuales. “Esta es la primera vez en más de 50 años en que se construiría una siderurgia integrada en el país”, señalaron desde la empresa.

Proyecto

El proyecto prevé crear más de 300 puestos de trabajo directo y 3500 indirectos en sectores de la recolección de chatarra y construcción, entre otros. Además, la inversión generará cerca de 1.000 puestos laborales durante la etapa de obra.

“Asimismo, el proyecto busca incorporar tecnología de última generación, que permita un menor plazo de construcción, mayor productividad y cuidado del medio ambiente con un tercio de las emisiones de dióxido de carbono que las tecnologías convencionales”, indicaron en Sidersa.

Por sus características y estándares de calidad, la planta industrial se convertiría “en la única en América Latina y la más eficiente y sustentable del mundo por su tecnología de cuidado ambiental como el reciclado de chatarra, integración de producción y ahorro de energía”.

El proyecto prevé que se construya de manera íntegra tanto la etapa de acería como de laminación, habilitando la sustitución de importaciones anuales y el fortalecimiento del impacto positivo en la balanza comercial.

Esto permitirá además recuperar inversiones en el corazón siderúrgico de nuestro país donde se podrá trabajar con la comunidad local para reactivar carreras universitarias y terciarias relacionadas con el sector, subrayaron en Sidersa.

, Redaccion EconoJournal

En el primer semestre se patentaron 12.335 vehículos con algún tipo de propulsión eléctrica, un 55,9% más que en el mismo período del año pasado, según informó la Asociación de Concesionarios de Automotores (ACARA). Es el mayor registro histórico desde que se introdujo esta tecnología en el país. No obstante, en la entidad afirman que los patentamientos se van a acelerar durante el segundo semestre a partir de los incentivos otorgados por el gobierno para importar hasta 50 mil unidades por año con arancel cero.

Los vehículos de hibridación suave, que combinan un motor de combustión interna con un pequeño motor eléctrico asistido por una batería, crecieron 222,9%, los eléctricos puros un 43,6% y los híbridos un 42,4%.

El auto más vendido en el primer semestre fue el hibrido Toyota Corolla Cross con 5855 patentamientos (+61,9% interanual). Detrás quedó el Toyota Corolla con 2517 (+2,4%) y el podio lo completó el hibrido suave Mercedes Benz GLC 300 con 274 unidades (87,7%), quien quedó muy lejos de las unidades japonesas. Luego aparece el Audi Q5 con 261 patentamientos (+161%) y el Toyota Rav4 con 235 (+35,8%).

El primer eléctrico puro aparece recién en el puesto 15. Es el Renault Megane con 85 patentamientos (+63,5%). Renault también tiene el segundo eléctrico puro más vendido: el Kwid con 83 unidades (-20,2%).

El 79% de los autos patentados en el primer semestre fueron híbridos (HEV, Hybrid Electric Vehicle), el 15% híbridos suaves (MHEV, Mild Hybrid Electric Vehicle), el 4% eléctricos puros (BEV, Battery Electric Vehicles) y el 2% híbridos enchufables (PHEV, Plug-in Hybrid Electric Vehicles).

Incentivos para importar

En Acara aseguran que en el segundo semestre se incrementará la oferta de modelos electrificados gracias al beneficio arancelario que implementó el gobierno para ciertos modelos de este tipo.

El decreto 49/2025, publicado el 31 de enero en el Boletín Oficial, y la resolución 210/2025, permiten la importación sin pagar arancel aduanero de 50 mil unidades de vehículos livianos, con algún tipo de motorización alternativa y de menos de 16 mil dólares de valor FOB.

El proceso formal para la asignación del cupo 2025 se inició con una primera convocatoria el 14 de marzo, a través de la disposición 30/2025 de la Subsecretaría de Política Industrial. La asignación de las unidades correspondientes a la primera convocatoria se oficializó el 15 de abril.

En esta primera fase, se asignaron 28.262 vehículos de un total de 33.027 solicitudes y si bien la distribución inicial contemplaba una división equitativa: 25.000 unidades para terminales automotrices con producción local en Argentina y 25.000 para importadores independientes y personas físicas, la asignación de la primera ronda reflejó una distribución de 9.285 unidades para las terminales y 18.977 para los importadores. “Según fuentes oficiales, esta asignación se hizo siguiendo premisas como la priorización de vehículos con la fecha de nacionalización más próxima y el menor precio de venta al público declarado en la solicitud”, informó Acara.

Tras la primera asignación, el remanente del cupo anual llevó a la apertura de una segunda convocatoria concretada el 10 de junio a través de la resolución 210/2025. En esta segunda instancia, se establecieron 21.738 unidades a asignar. La distribución de este remanente se definió de la siguiente manera: 15.715 unidades para empresas terminales radicadas y con producción en Argentina, y 6.023 unidades para importadores independientes.

Si bien la lista de asignaciones de cupo para las empresas y marcas no se publicó oficialmente, Acara informó un listado de los modelos que habrían obtenido esos cupos, al menos en la primera convocatoria. “Sabemos que entre ambas instancias se agotó el cupo completo de 50 mil unidades, pero tuvimos acceso parcial a los resultados”, informó la entidad. El listado es el siguiente:

• BAIC: 6.080 unidades (5.720 del SUV BJ30 híbrido y 360 del sedán eléctrico EU5 Plus).
• MG: 3.024 unidades (1.150 del MG3 híbrido, 165 del MG4 eléctrico, 1.685 del ZS híbrido y 24 del ZS eléctrico).
• Haval: 2.950 unidades (1.850 del JolionPro híbrido y 1.100 del H6 híbrido).
• Lynk&Co: 2.487 unidades (500 del modelo 02 y 1.987 del modelo 06, ambos híbridos).
• Chery: 2.075 unidades (25 del EQ1 eléctrico, 500 del Tiggo4 y 1.550 del Tiggo7).
• BYD: 1.300 unidades (408 del Dolphin, 52 del King, 550 del Songy 290 del Yuan, abarcando versiones eléctricas e híbridas).
• Hyundai: 600 unidades del modelo Bayón Mild-Hybrid.
• Changan: 500 unidades del CS44 Plus Plug-in (híbrido enchufable).
• Dongfeng: 500 unidades del SUV AeolusMage.
• JMEV: 500 unidades del pequeño auto urbano eléctrico EV3.
• JAC: 300 unidades (260 del E30X eléctrico y 40 del JS6 híbrido enchufable).
• Alfa Romeo: 300 unidades del modelo Junior en versión híbrida.
• GAC: 223 unidades (220 del EMKOO híbrido y 3 del AION ES eléctrico).
• DFSK: 75 unidades del SUV híbrido enchufable E5.
• Great Wall: 50 unidades del ORA 03 400 100% eléctrico.

Por otro lado, también obtuvieron cupo:

• Enoreve: 5.006 unidades (Volt eléctrico y un modelo híbrido sin especificar).
• Ford: 2.500 unidades de Territoryhíbrida.
• Fiat: 2.000 unidades del Fiat 600 híbrido.
• Chevrolet: 1.750 unidades del SparkEUV eléctrico.
• Leapmotor: 160 unidades eléctricas (se estima el modelo C10).
• Renault: 77 unidades del KwidE-Techeléctrico.
• Shineray: 70 unidades sin modelo conocido.

La mayor parte de los vehículos electrificados adjudicados, aproximadamente el 85%, son de origen chino, lo que posiciona a China como un actor dominante en este segmento del mercado argentino. Marcas como BYD, Link&Co, GAC y MG han confirmado su llegada o regreso a Argentina

“La primera fase de asignación de cupos se concretó en abril de 2025, por lo que estimamos que será durante el segundo semestre que comenzará a efectivizarse la importación de los más de 28.000 vehículos electrificados aprobados en la primera tanda”, remarcó Acara.

, Redaccion EconoJournal

El Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa lanzó un paro de 48 horas para la semana que viene ante los crecientes despidos en Vaca Muerta que ya generaron el apartamiento de más de 1.200 trabajadores y 2.000 cesanteados. La medida se hará efectiva desde el miércoles 30 hasta el viernes 1 de agosto

El gremio petrolero más poderoso del país dio a conocer este miércoles por la tarde que ya notificó ante el Ministerio de Trabajo la medida de fuerza: “Estamos muy preocupados. Si esto no cambia, vamos a ir a un paro total”, había advertido Marcelo Rucci, secretario general del gremio, este martes en la noche tras anunciar su continuidad en el cargo hasta el año 2030.

En medio de los festejos por la victoria que lo coronó por otros cuatro años cómo líder del gremio, Rucci manifestó su preocupación ante la caída en la actividad de Vaca Muerta y advirtió que la situación escaló hasta un punto en el que ya son más de 3.000 los trabajadores afectados.

“Vaca Muerta solo será posible con los trabajadores adentro. Sin ellos, no hay futuro”, lanzó el titular del sindicato. Luego, explicó que las empresas establecieron un parate en la actividad de cara a 2026, en espera de que se concluyan obras de transporte de hidrocarburos, como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). En este contexto, sostuvo que «nos han despedido y cesanteado a un montón de gente. Hemos tratado por todos los medios hacer un puente para que no suceda lo que esta sucediendo, pero lamentablemente las empresas avasallan y humillan a los trabajadores porque parece que no supieran que todos los récords que tenían como prioridad lo pudieron hacer gracias al esfuerzo de mucha gente».

Rucci consideró que la situación «es un golpe muy duro para los trabajadores» y afirmó que las empresas planean retomar un mayor ritmo de producción en 2026: «Están esperando para largar con fuerza el año que viene. Nosotros hemos tratado por todos los medios que la gente siga trabajando, pero no tuvimos respuesta«, declaró.

El gremio confirmó que la semana que viene hará un paro total que afectará a la producción en Vaca Muerta y que se hará efectivo desde el miércoles 30 a las 20 y hasta el viernes 1 de agosto.

Nuevo mandato

Marcelo Rucci renovó este martes su mandato como secretario general del gremio por otros cuatro años que le permitirán continuar en el período 2026-2030. Las elecciones contaron con la participación de unos 20.000 afiliados, es decir un 80% del padrón total.

La única lista presentada -la Azul y Blanca- encabezada por Marcelo Rucci y Ernesto Inal, fue acompañada en las 262 mesas distribuidas en yacimientos, bases operativas y localidades clave de toda la Cuenca Neuquina.

“Esto no fue un trámite: fue una demostración clara de conciencia colectiva, compromiso y lealtad a un modelo sindical que no se arrodilla”, expresó Rucci al cierre de la jornada. Y agregó: “Esto nos fortalece. Reivindica una conducción que todos los días trabaja para mejorar la calidad laboral y la seguridad de los compañeros petroleros”.

, Laura Hevia

Con miras a formar 17.000 nuevos profesionales para Vaca Muerta YPF instalará el Instituto de Formación Vaca Muerta (IVM) en el Polo Científico Tecnológico de la ciudad de Neuquén. El gobernador Rolando Figueroa anunció un acuerdo con la petrolera y el intendente de Neuquén, Mariano Gaido para que el centro de formación que impulsa la Fundación YPF se instale en el distrito educativo que desarrolla el municipio local.

La iniciativa de YPF tendría base, de esta forma, en la segunda nave del Polo que actualmente está en construcción y que será inaugurada el próximo 12 de septiembre. El objetivo es llegar a formar 17.000 nuevos profesionales para 2030 y así superar el cuello de botella que representa la falta de mano de obra calificada para el sector.

«En este período se van a jubilar 3.000 trabajadores y 14.000 nuevos va a necesitar la industria en función de su crecimiento para duplicar la producción. Nosotros lo que pretendemos es que ese talento sea de nuestra gente, de neuquinos que se puedan preparar para ocupar esos puestos de trabajo», sostuvo Figueroa en conversación con EconoJournal.

«YPF nos dio el visto bueno y estamos avanzando en interesar al resto de las operadoras«, indicó el gobernador, en coincidencia con el pedido del presidente de la compañía, Horacio Marín, quien busca también que la iniciativa reúna el financiamiento de las principales empresas petroleras.

Para septiembre

Además de anunciar la novedad de que el IVM funcionará en el Polo Tecnológico, el intendente de Neuquén aseguró que esta segunda nave será inaugurada en septiembre. En paralelo, en el distrito educativo se instalarán entidades públicas como la Universidad del Comahue, la Universidad Tecnológica Nacional, Conicet, universidades privadas y centros tecnológicos.

En la primera nave ya inaugurada funcionan las empresas Ingeniería Sima, Bentia Energy y Sancor Seguros. El segundo edificio contará con 3000 metros cuadrados en una inversión superior a $10 mil millones que hizo el municipio de Neuquén.

“Es el gran sueño de la ciudad, es una nueva economía que viene a potenciar el conocimiento, la ciencia y la tecnología, la posibilidad de que Neuquén acompañe el crecimiento de Vaca Muerta”, expresó Gaido. “Es una obra que genera una economía para los próximos 50 años y la oportunidad a emprendedores, empresarios y estudiantes y profesionales de nuestra querida provincia”, agregó.

En este distrito científico-tecnológico, recordó, “se van a desarrollar centros de capacitación, las universidades públicas y privadas, es decir, se encuentra un universo económico nuevo” para la ciudad y la provincia.

, Laura Hevia

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anticipó este miércoles que la compañía de mayoría accionaria estatal buscará sumar un socio del negocio agroindustrial para venderle el 50% de YPF Agro, una de las unidades de negocios de la empresa. Para eso, espera que en la próxima reunión de directorio de YPF se apruebe la creación de YPF Agro SA como subsidiaria de la compañía para luego cederle la mitad del paquete accionario a un actor del negocio agropecuario que pueda aportar valor en el management de esa nueva compañía.

Así lo presentó al participar en la charla sobre los desafíos para complementar la energía y la agroindustria en el marco de la 137 Exposición Rural que se realiza en la ciudad de Buenos Aires.

YPF Agro es hoy una unidad de negocios creada en 2001 como una distribuidora de combustible para el campo bajo la denominación YPF Directo, y recién en 2019 fue relanzada como YPF Agro, dedicada a brindar soluciones integrales para el sector agropecuario lo que la posiciona como una de las empresas de insumos más grande de la Argentina.

Su oferta al sector abarca desde la etapa previa a la siembra hasta la post-cosecha. Como tal ofrece al campo combustibles y lubricantes, nutrición y protección para cultivos, semillas, bolsas para silos e implementó la modalidad de canje de granos, lo que genera una demanda logística y de comercialización extra al negocio.

Marín explicó que espera la aprobación del directorio de YPF para crear la nueva sociedad y a partir de ahí “salir en una licitación privada para que alguien del agro maneje la compañía, y no el management de YPF. La idea es hacer una empresa mixta, dejamos la marca y alguien más para que ellos la operen y así nosotros poder dedicarnos a lo que sabemos que es el negocio petrolero”.

No habrá más canje por granos

“Únicamente le pueden comprar el gasoil a YPF, y nos pagan, porque no quiero que me paguen más con chupetines del agro, ni con soja porque «no tengo ni idea cómo venderlo y siempre pierdo plata», en referencia a la conocida operatoria de la compañía de aceptar como parte de soja el producto del campo que luego revendía al mercado.

Entonces precisó: «Como no quiero saber eso se lo doy a alguien que sí entiende del negocio y como va a ser mucho más eficiente nos merecemos ganar plata luego de hacer todo el trabajo comercial por mas de 20 años”, explicó el directivo ante el auditorio del sector agroindustrial.

De acuerdo a esta ídea de la cual se conocen los primeros lineamientos, YPF cederá el management con la participación del 50% de la nueva sociedad a crearse pero se reservará el cargo de CFO, para monitorear el estado financiero de la misma, algo que aseguró va a despertar mucho interés en empresas del sector para participar.

“Queremos dedicarnos a lo que sabemos que es producir, hacer pozos, producir petróleo, refinar petróleo y vender combustible y unirnos con los demás que sí saben de otros negocios porque somos una marca muy fuerte, que tenemos muchos negocios”, afirmó Marin.

En esa línea dijo que prevé una YPF sólida en el no convencional “con empresas satélites mixtas donde tenga participación y cada una de esas sea manejada con el mismo conocimiento técnico que tenemos nosotros en hacer pozos y tener ganancias mayores”.

La posibilidad de transformar a YPF Agro en una empresa ya había sido analizada en 2020 pero en un contexto de negocio y político totalmente diferente. Por entonces, el gobierno del ex presidente Alberto Fernández planteó la posibilidad de que la nueva compañía a crearse absorbiera a Vicentin, previa expropiación, como una salida al proceso de quiebra en que se encontraba la empresa dedicada a la producción y comercialización de granos, aceites y subproductos.

, Ignacio Ortiz

Funcionarios del Departamento de Energía (DOE) y de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de los Estados Unidos expusieron sobre el marco regulatorio de la industria del gas natural en su país en un seminario realizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El impacto de las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en los precios domésticos del gas fue uno de los temas abordados durante las exposiciones. Las tarifas y el negocio del transporte de gas fue otro tema ampliamente debatido.

El seminario contó con la participación de Cyrus Kian, James Easton y Amy Sweeney, representantes de la Oficina de Energía Fósil y Manejo del Carbono del DOE; Dave Swearingen, representante de la Oficina de Proyectos Energéticos de la FERC; Eric Primosh, representante de la Oficina de Política Energética e Innovación de la FERC; Michael DeLiso, representante de la Oficina de Aplicación de la FERC; Andreas Thanos, representante del Departamento de Servicios Públicos de Massachusetts; y Chris Smith, representante de la Asociación Interestatal de Gas Natural de America (INGAA).

El marco regulatorio de la industria del gas natural en los EE.UU. genera particular interés debido al explosivo auge en las exportaciones de GNL que aconteció en poco más de una década. EE.UU. reafirmó en 2024 su liderazgo entre los países exportadores del fluido gracias a la producción de shale gas.

Actualmente EE.UU. cuenta con una capacidad de licuefacción de 15 mil millones de metros cúbicos (bcf) por día, que se elevarán a 30 mil bcf por día antes de 2030 debido a nuevos proyectos que recibieron permisos de exportación del DOE y que ya tienen contratos firmados. «Por supuesto, es posible que se inicien más proyectos a medida que se firmen nuevos contratos», puntualizó Sweeney.

Sin embargo, el crecimiento de las exportaciones fue generando en los últimos años distintas miradas en la política estadounidense sobre su eventual impacto alcista en los precios domésticos del gas natural. La administración del ex presidente Joe Biden decidió a principios de 2024 suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL, que son necesarios para exportar el gas a los países con los que EE.UU. no tiene firmados acuerdos de libre comercio. La suspensión fue anulada este año por la administración de Donald Trump.

«No vemos un gran impacto en los precios»

El levantamiento de la suspensión tuvo como principal fundamento un estudio publicado por el Departamento de Energía en diciembre del año pasado, que arrojó que para 2050 las exportaciones de GNL podrían aumentar los precios mayoristas internos del gas en más de un 30%. La administración Trump determinó que el impacto de aprobar nuevos permisos de exportación no sería significativo sobre los precios domésticos dada la evolución reciente. «No vemos un gran impacto en los precios, simplemente porque nuestra producción ha sido muy fuerte», dijo Sweeney.

«En nuestro último estudio, una de las conclusiones fue que, si consideramos la resolución del mercado y el aumento de las exportaciones según la demanda, incluso en el escenario más alto, no esperaríamos que los precios internos en EE. UU. aumentaran mucho. Esto se debe a que la producción ha tendido a crecer con las exportaciones. Por lo tanto, observamos que los precios podrían aumentar hasta un 30%. Como porcentaje parece mucho pero nuestros precios son bajos en comparación con la mayor parte del mundo», explicó la funcionaria del DOE.

«Cuando emitimos estas autorizaciones de exportación, son válidas hasta el año 2050. Es mucho tiempo, por eso realizamos estos estudios para determinar el impacto que podrían tener los precios en ese período. Es un análisis, una estimación aproximada. Pero hasta la fecha, incluso considerando las exportaciones hasta donde se han extendido, no hemos visto una presión alcista constante sobre los precios, al menos no hasta ahora», añadió.

Los permisos de exportación son fundamentales para los proyectos de GNL, dado que alrededor del 80% de las exportaciones estadounidenses del fluido van a países que no tienen firmados acuerdos de libre comercio con los EE.UU.

Formación de precios y tarifas de transporte

Las exposiciones también pusieron el foco en cómo se forman los precios del gas natural y las tarifas de transporte en el mercado estadounidense, cuya dimensión en términos de infraestructura incluye 483.000 kilómetros de gasoductos de transporte y una capacidad de almacenamiento de 122.000 millones de metros cúbicos. En términos comerciales, esta dimensión se ve expresada en 200 puntos o centros físicos de comercio de gas natural y en un mercado financiero con más de 50 centros de comercio. El punto físico de referencia nacional sigue siendo el Henry Hub.

Un dato fundamental del mercado físico de gas es la relevancia de los índices de precios por sobre los formadores de precios. Los agentes que realmente participan en el mercado ofertando y comprando gas apenas representan el 20% de las transacciones. «En esencia, los tomadores de precios, quienes utilizan índices, representan alrededor del 80% del mercado físico de gas natural. Esto se debe a que los participantes del mercado generalmente prefieren usar índices en lugar de participar activamente en la formación de precios», analizó Primosh, representante de la FERC.

Los índices de precios son publicados por agencias que reciben información de forma voluntaria de los agentes que participan en las transacciones. La FERC no regula a las agencias, aunque sí define estandares relacionados con la metodología de recolección de los datos, que deben cumplir para ser oficialmente reconocidas como desarrolladoras de índices de precios. «Para nosotros es fundamental que estos índices se construyan de forma fiable, líquida y robusta», añadió Primosh.

Por el lado de las tarifas de transporte, las empresas operadoras de los gasoductos diseñan las tarifas en base a lo que pueden cobrar por el costo del servicio. El costo del servicio comprende varios componentes operativos, incluyendo los gastos operativos, así como una tasa de retorno aprobada sobre el capital invertido en el gasoducto.

Los operadores de gasoductos deben informar sus tarifas a la FERC, describiendo los costos de transporte, almacenamiento y otros tipos de servicios. «La FERC desempeña un papel importante en garantizar tarifas justas y razonables», dijo Primosh.

Los drivers en el negocio de transporte

Además de la visión de los funcionarios, el seminario contó con el aporte del representante de INGAA, la asociación que engloba a las empresas dueñas y operadoras de gasoductos interestatales. Smith expuso cuáles son los drivers que conducen a la construcción de nuevos proyectos de gasoductos.

Las empresas asociadas a INGAA son reguladas por la FERC debido a que sus gasoductos cruzan por dos o más estados. Un aspecto fundamental de estas empresas es que su negocio es estrictamente de servicios de transporte y almacenamiento y esta escindido del comercio de gas natural. En cambio, las empresas que operan gasoducto intraestados sí pueden comercializar gas.

La FERC determina las tarifas máximas que las transportistas interestatales pueden cobrar. «Cuando entramos en la fase de desarrollo de proyectos, los precios del gas natural obviamente tienen un efecto, pero no es realmente lo que impulsa nuestro negocio. Lo que analizamos son las tarifas de transporte y algunos de los desafíos y oportunidades asociados con ellas«, explicó Smith.

Otro factor relevante para el avance de un proyecto a su fase comercial es que pueda demostrar a la FERC que tendrá un alto nivel de utilización durante plazos superiores a las dos décadas. Esto involucra tipicamente la realización de un open season, un foro público para que los clientes potencialmente interesados puedan ofertar por la capacidad del gasoducto.

Volviendo sobre los precios del gas, un driver indicativo de oportunidades de desarrollo de nuevos proyectos es el spread de precios entre los distintos hubs físicos. El representante de INGAA lo ejemplo con la diferencia de precios entre los hubs de Waha en Texas y Henry Hub en Luisiana. Waha se encuentra en Permian, la principal formación de shale oil de EE.UU.

La producción de gas asociado en Waha es muy elevada, por lo que existe un fuerte incentivo para transportar más gas cruzando Texas y hasta llegar al Henry Hub, para atender la creciente demanda de energía de datacentes e industrias manufactureras. «De modo que existe un fuerte incentivo financiero para intentar llevar ese gas de bajo costo desde Waha a Henry Hub», concluyó Smith.

, Nicolás Deza

La transición energética no es una tendencia: es una necesidad urgente y estratégica. Frente a los desafíos que plantea el cambio climático, la presión sobre los sistemas de producción y el crecimiento de las ciudades, la incorporación de tecnologías limpias se vuelve central para garantizar un desarrollo económico sostenible, competitivo e inclusivo. En base a este escenario, ABB -la empresa dedicada a las tecnologías de electrificación y automatización- decidió proponer soluciones articuladas en torno a tres frentes estratégicos: fuentes renovables, eficiencia energética y transporte eléctrico.

En el sector renovable, se trabaja junto a múltiples actores para integrar energía solar, eólica y almacenamiento inteligente. A nivel local, destaca la implementación de un sistema solar autónomo para riego en campos pampeanos sin acceso a red eléctrica convencional. Esta innovación mejora la productividad del agro, reduce emisiones y favorece la inclusión energética en zonas rurales.

A escala global, la automatización del parque solar Al Dhafra (Emiratos Árabes Unidos) —uno de los más grandes del mundo— permitió abastecer a más de 200.000 hogares y evitar más de 2 millones de toneladas de CO₂ anuales. Este tipo de soluciones a gran escala aporta experiencia valiosa para proyectos industriales y de infraestructura energética en expansión.

Eficiencia energética

En eficiencia energética, se promueven sistemas de automatización que permiten monitorear y optimizar el consumo en edificios, industrias y centros logísticos. La implementación de motores de alta eficiencia y drives inteligentes ayuda a reducir el uso de energía sin afectar la productividad. A esto se suma el servicio de almacenamiento energético como servicio (BESS-aaS), que facilita a las organizaciones integrar almacenamiento sin inversión inicial, mejorando la gestión durante picos de demanda.

Por otra parte, en movilidad eléctrica, la empresa acompaña la expansión de la infraestructura de carga en Argentina, con estaciones rápidas ya operativas en corredores como Buenos Aires–Rosario–Córdoba, y nuevas instalaciones en desarrollo. A nivel global, se han comercializado más de un millón de cargadores, incluyendo modelos de alta potencia como el Terra 360, capaz de entregar 100 km de autonomía en menos de tres minutos. Esta infraestructura es clave no solo para la adopción del vehículo eléctrico, sino también para el desarrollo de empleo y cadenas de valor asociadas.

Cada uno de estos frentes –energías renovables, eficiencia energética, movilidad eléctrica– responde a una misma visión: construir sistemas energéticos más inteligentes, resilientes y sostenibles. Pero, sobre todo, más humanos: capaces de mejorar la calidad de vida, potenciar la producción y preservar el entorno.

“Con una trayectoria consolidada y tecnología comprobada, ABB reafirma su compromiso con la transición energética, aportando soluciones que permiten transformar los desafíos actuales en oportunidades concretas para el desarrollo del país”, destacaron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

El Grupo Logístico Andreani y Bekeu, una start up que desarrolló un marketplace de compras corporativas, acordaron una alianza, luego de que el Grupo Logístico haya decidido invertir en la plataforma, buscando potenciar la eficiencia en el suministro de materiales a través de la digitalización en la compra y la trazabilidad en la distribución. Además, participan de este proyecto a través de sus venture capital, Vista Energy y Pampa Energía.

Este acuerdo busca brindar una solución integral que agilice, estandarice y modernice el abastecimiento industrial, con beneficios para compañías de todos los tamaños e industrias, especialmente en sectores estratégicos como Oil & Gas, minería y energía eléctrica.

El acuerdo

Según precisaron desde las empresas, la alianza busca mejorar la eficiencia, trazabilidad y experiencia logística de las compañías que utilizan la plataforma de Bekeu, integrando las capacidades tecnológicas, operativas y de distribución de Andreani. De esta manera, se realiza la primera alianza en Argentina que integra un marketplace B2B de última generación con una red logística que cubre el 100% del territorio nacional consolidando un ecosistema digital que agiliza la cadena de abastecimiento, desde la compra hasta la entrega, con estándares de servicio de excelencia.

“Con este partnership estratégico damos un paso firme hacia la innovación y el desarrollo de la cadena de suministro de las empresas. Sabemos que en estos tiempos la industria demanda eficiencia y competitividad, por eso trabajamos en una solución que permita mejorar la gestión de stock de materiales, simplificando el proceso de compra, ampliando la oferta de proveedores y mejorando los tiempos de delivery”, afirmó Gonzalo Cicilio, gerente de Energía del Grupo Logístico Andreani. “Ponemos a disposición de sectores complejos como la minería y energía una solución ágil, segura y trazable para eficientizar sus cadenas de suministro.”, agregó.

Alianza

Teniendo en cuenta el contexto argentino, las oportunidades en Vaca Muerta, litio y el cobre, Andreani hace más de cuatro años tomó la decisión de desarrollar una división vinculada a la energía, motivado por su capacidad de agregar valor a las cadenas de suministro de estas industrias, a través de un profundo know how logístico.

Por su parte, Ignacio Peña, CEO de Bekeu, destacó: “Asociarnos con Andreani potencia nuestra capacidad de transformar las compras corporativas en toda Argentina. Esta alianza garantiza que cada compra realizada en nuestra plataforma se entregue con la eficiencia y trazabilidad en tiempo real que las empresas necesitan para tomar decisiones informadas”

“Andreani es el aliado ideal para escalar nuestro impacto en todo el país. Este acuerdo nos permite garantizar que cada compra realizada a través de nuestra plataforma llegue con la eficiencia y trazabilidad que las empresas necesitan hoy para tomar decisiones con información en tiempo real”, aseguró el ejecutivo.

“Andreani y Bekeu ofrecen una nueva propuesta de valor para tomadores de decisión en compras, logística, operaciones y finanzas, que buscan eficiencia, ahorro y control en entornos cada vez más trazabilidad”, concluyeron desde las empresas.

, Redaccion EconoJournal

El amesetamiento del precio del petróleo por debajo de los 70 dólares con una tendencia a la baja desde principios de abril —el Brent cerró este martes en la banda de US$ 69— es, en realidad, el emergente de un fenómeno multicausal que eleva la vara de dificultad en la agenda de desarrollo de Vaca Muerta. Eso no quiere decir que exista un cambio en la tendencia expansionista del sector energético, que en el primer semestre anotó un superávit comercial de US$ 3761 millones, el más alto en 35 años, en buena medida a partir de un salto de la producción de petróleo en Neuquén, que en junio alcanzó el récord histórico de 493.862 barriles diarios (bbl/d), pero sí una mayor complejidad que lleva a que las grandes petroleras estén enfocadas puertas adentro de la industria para defender los márgenes de rentabilidad del negocio.

La escasez de financiamiento para las petroleras con activos en la Argentina es un segundo elemento que obliga a las empresas a seleccionar quirúrgicamente a qué proyectos asignar capital frente a la imposibilidad de invertir en simultáneo en obras de infraestructura —como plantas de tratamiento de crudo que se necesitan al norte de Neuquén para poner en producción nuevos yacimientos no convencionales— y, al mismo tiempo, mantener el ritmo de perforación registrado en el primer trimestre, cuando el precio del barril promediaba los 75 dólares.

El encarecimiento de los costos en dólares por la apreciación cambiaria de 2024 es el tercer eje de una ecuación desafiante. Hoy en día la mayoría de las empresas operadoras está embarcada en planes de eficientización de sus operaciones y renegociación con proveedores de servicios para mantener bajo control los costos de desarrollo en Vaca Muerta.

El resultante de ese combo triangular de precios más bajos, falta de crédito y costos más altos erosionó el flujo de caja de las petroleras. Algunas registraron un cash flow negativo en el segundo trimestre y apuestan por recomponer su balance de caja hacia el último trimestre de 2025.

Equipos de perforación

Un indicador cuantitativo de esa corrección en los márgenes del negocio es la cantidad de equipos de perforación activos en la cuenca Neuquina. En julio el número de unidades de drilling en Vaca Muerta se redujo a 31 equipos (rigs), tres menos que en abril pasado (34), según un relevamiento realizado por EconoJournal entre empresas petroleras y de servicios. El stock de pozos perforados pero no completados (DUC’s, drilling but uncompleted wells) en Vaca Muerta también se achicó por esa merma de la actividad.

YPF, el mayor jugador del mercado no convencional con 12 perforadores activos, Pluspetrol y Phoenix Oil&Gas fueron las únicas tres empresas que elevaron la cantidad de equipos activos en los últimos tres meses. Otras empresas, en cambio, redujeron su nivel de perforación de que la volatilidad de precios se disipe y puedan contar con mayor previsibilidad hacia adelante en materia de costos y financiamiento.

La ralentización de la perforación y completación de pozos registrada en junio y julio no debe leerse, sin embargo, en clave unilateral. Si el precio del barril vuelve a estacionarse en la franja de 70-75 dólares, como en el primer trimestre, y la depreciación del tipo de cambio que se registró en las últimas semanas se acentúa es posible que el nivel de actividad reaccione hacia el alza en el último cuatrimestre del año.

Mirada optimista

En esa clave, Mariano De la Riestra, socio-gerente de Tecnopatagonia, proyectó que “este año habrá un 20% más de pozos en Vaca Muerta, producto de la cantidad de metros navegados horizontalmente en la formación”.

El ejecutivo de Tecnopatagonia explicó que en 2024 se llevaron a cabo 17.976 etapas de fractura en la formación no convencional, en tanto que proyectó que «este año se van a realizar más de 21.000”.

“En 2023 se perforaban pozos de 2300 metros de rama horizontal. En 2024 estuvimos arriba de los 3000 y este año llegamos a pozos de 5.500 metros (en un área de YPF y CGC emplazada en el bloque Aguada del Chañar). Esos son los pequeños hitos que demuestran cómo las compañías buscan la eficiencia en sus campos. Vaca Muerta sigue creciendo año a año, por eso es importante seguir los análisis anuales, por más que haya bajas algunos meses”, aseveró De la Riestra.

Etapas de fractura

El último informe elaborado por la firma NCS Multistage, que encabeza Luciano Fucello, confirmó que en junio de 2025 hubo una del 25% en las fracturas, con respecto al mes de mayo, pasando de 2.598 a 1.968 etapas.

«Depende como se lo mire: interanualmente hay un 15% de incremento de actividad, las perspectivas son buenas y el año que viene serán mejores, pero hay picos de actividad y meses que habrá muy baja actividad”, opinó Fucello, country manager de NCS.

“Lo que pase en el tercer trimestre es clave. La producción de Vaca Muerta estuvo planchada a principios de año porque había bajado la actividad, pero hoy se esta viendo un incremento en el despacho de crudo por el transporte de Oldeval”, concluyó.

, Loana Tejero, Laura Hevia y Nicolás Gandini

El Juzgado Federal N.º 2 de Formosa exigió a la Secretaría de Energía de la Nación -a través de una medida cautelar- 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. La resolución se tomó luego del planteo de la Defensoría del Pueblo Provincial que encabeza José Leonardo Gialluca. El funcionario había hecho la presentación frente a la intención oficial de trasladar el autotransformador a Mendoza, lo que pone en jaque la posibilidad de reactivar la interconexión internacional con la subestación Guarambaré en Paraguay.

Según indicaron desde la Defensoría del Pueblo de Formosa el fallo, firmado por el juez Pablo Fernando Morán, señala que la operación pretendida por el Estado Nacional ponía en riesgo la seguridad energética de la región.  En esa línea, la resolución judicial advierte que “la desconexión no sólo podría afectar a los usuarios locales, sino que también comprometería la seguridad de la red en el noreste argentino y debilitaría el aporte formoseño al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

Interconexión

La interconexión binacional entre Clorinda del lado argentino y Guarambaré en Paraguay se inauguró oficialmente en 1994, durante el primer mandato presidencial de Carlos Menem 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. Desde ese momento, la Defensoría del Pueblo de Formosa formuló diversas instancias 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, para el restablecimiento de la Interconexión Guarambaré-Clorinda.

“El transformador ubicado en Clorinda cumple una función central en la conexión con la subestación Guarambaré, en Paraguay. La posibilidad de su reactivación forma parte de los objetivos estratégicos de la Provincia, que desde el año 2023, viene realizando gestiones para su reconstrucción”, destacaron desde la Defensoría del Pueblo de Formosa.

En 2023 se llamó a una licitación para la realización de la obra, proceso que finalmente fue declarado desierto a fines de ese año. Desde ese momento, el Estado Provincial, la Defensoría del Pueblo y Transnea le exigieron al Gobierno Nacional que por intermedio de la Secretaría de Energía llamara a una nueva licitación. Sin embargo no hubo respuesta.

A mediados de este mes, la Defensoría del Pueblo recibió una comunicación sobre la existencia de gestiones para el traslado del autotransformador de 150 MVA a la provincia de Mendoza. Es así que la entidad provincial tomó conocimiento de que Mendoza comenzó la construcción de la infraestructura de una interconexión en el Valle del Uco, cuyo principal elemento sería el autotransformador instalado actualmente en la ET Clorinda, el cual ha sido solicitado a Transnea y luego a la Secretaría de Energía de la Nación por parte de Transener y Distrocuyo, según precisaron.

En ese sentido, el defensor del pueblo de Formosa, Gialluca, expresó: “La gran materia pendiente del Gobierno Nacional se centra en la construcción de obras de infraestructura de redes eléctricas para transportar energía dentro de nuestro territorio y también para poder importarlo, máxime cuando existe un país vecino como Paraguay que cuenta con una alta  capacidad de venta y exportación de energía eléctrica que podría evitar a los usuarios residenciales, comerciales, pymes e industrias no sufrir los perjuicios de un servicio público esencial caro, pero deficiente”.

Obras

El año pasado la provincia ofreció formalmente a la Secretaría de Energía el financiamiento de la reparación de la torre que permitiría poner nuevamente en funcionamiento la línea de transmisión.

Este proyecto posibilitaría inyectar energía proveniente del sistema paraguayo, aliviando la falta de generación que sufre en la actualidad el sistema eléctrico argentino. Pese a esta propuesta, Formosa no recibió respuesta de las autoridades nacionales.

“La Justicia advirtió que retirar el equipo pondría en riesgo esa rehabilitación futura y representaría un retroceso para la región. Con esta resolución, la Justicia Federal marca un límite a los intentos de desmantelar la infraestructura estratégica en el marco del ajuste nacional, lamentablemente denominado ‘motosierra’. Con esta medida se protege a los usuarios formoseños y refuerza la posición de la provincia frente a decisiones unilaterales del Gobierno que afectan directamente a las economías regionales”, advirtieron desde la Defensoría.

Por último, Gialluca informó que desde la provincia le han solicitado al Ministerio de Economía y a la Secretaría de Energía que se afecten fondos necesarios destinados al transporte energético en el norte y se realicen las obras ya planificadas, de manera que el sistema eléctrico no se vuelva inestable cuando la demanda supera los 2.400 megavatios (MW).

“En la última ola de calor, Formosa, Chaco, Corrientes y Misiones llegaron a perder más del 50 % de su demanda eléctrica, debido a la falla en el sistema de transporte. No aceptamos que nos digan que han heredado una infraestructura eléctrica al borde del colapso debido a la falta de inversiones.  Hoy la situación es más grave, con una red de transporte que creció solo un 0,8% anual, mientras la demanda residencial aumento un 2%”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía instruyó este martes a que se incorpore dentro de las modalidades reguladas de ampliación de transporte eléctrico a las concesiones de obra pública, figura prevista en la ley 17.520 de 1967 que fue ampliada y flexibilizada el año pasado por la Ley de Bases para atraer inversiones privadas en infraestructura. El objetivo es que las empresas puedan construir, mantener y explotar obras de transporte eléctrico, recuperando la inversión vía tarifas. El plan se pondrá en marcha con las obras “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”. Se estima que la licitación podría demorar entre 4 y 6 meses.

En los considerandos de la resolución 311/25, publicada este martes en el Boletín Oficial, se afirma que «resulta necesario implementar de forma urgente medidas de diversa índole en los distintos segmentos del sector eléctrico que permitan evitar, reducir y/o mitigar las probabilidades de restricciones y colapsos de tensión como los ocurridos en el AMBA los días 15 de enero de 2022, 10 de febrero de 2023 y 14 de marzo de 2023”. “Tales antecedentes dan cuenta del alto riesgo de ocurrencia de nuevos casos de desabastecimiento de energía eléctrica”, se remarca.

La urgencia a la que se hace referencia en la norma no solo responde a los problemas heredados sino a que desde hace un año y medio el gobierno de Javier Milei no encontró ningún instrumento para poder avanzar con las obras de infraestructura necesarias para el sector eléctrico.

En diciembre se había anunciado la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad de todo el país para financiar la obra de transporte de alta tensión de 500 kilovoltios (Kv) conocida como AMBA I, que unirá las localidades de Plomer y Vivoratá en la provincia de Buenos Aires. Sin embargo, la iniciativa impulsada por el Ministerio de Economía quedó abortada por el rechazo del asesor presidencial Santiago Caputo. El anuncio de este martes busca dejar atrás aquellos cortocircuitos internos.

Claves de la nueva modalidad

Una forma típica para construir infraestructura eléctrica son los contratos de obra pública mediante los cuales el Estado le encarga a una determinada empresa la construcción de infraestructura. En ese caso, la obra se financia con fondos del presupuesto público y la empresa privada se limita a construirla y no la explota ni obtiene ingresos por su uso. Sin embargo, el gobierno ya dejó en claro que no quiere realizar obras públicas. Es por eso que decidió avanzar con el contrato de concesión.

Como el Estado ya explicitó que no aportará fondos públicos, la única opción es que el privado financie la totalidad de la obra por adelantado a través de la modalidad de concesión, ya sea con capital propio, emisión de deuda o financiamiento bancario. Una vez que está terminada, comienza a recuperar la inversión a través de una tarifa especial que abona el usuario. En este caso quienes pagarán la tarifa adicional no van a ser todos los usuarios del sistema sino solo los beneficiados por la obra, siendo Cammesa el encargado de determinar ese universo para cada una de las tres obras.

El privado asume un riesgo grande con este esquema. Por lo tanto, el artículo 69 de la Ley de Bases incorporó a la Ley de Concesión de Obra Pública Nacional 17.520 un artículo 7 bis donde se establece que a lo largo de la vigencia de los contratos de concesiones de obras la administración deberá garantizar “el mantenimiento del equilibrio de la ecuación económico-financiera tenida en cuenta al momento de su perfeccionamiento”. Si se genera una distorsión y las partes no se pusieran de acuerdo se habilita la posibilidad de “someter la controversia a consideración de un panel técnico y, si correspondiere, al tribunal arbitral respectivo”.

Fuentes cercanas al área energética indicaron además que uno de los aspectos sobre los que se trabajará para garantizar que el Estado se atenga con los términos y condiciones asumidos en la concesión de obra pública es que, en caso de incumplimiento (por ejemplo, que se congelen o atrasen las tarifas residenciales de electricidad), las empresas concesionarias puedan ceder a los bancos que financiaron la construcción de los proyectos el derecho de accionar contra el Estado.

Mayores incentivos

Además de las garantías, el esquema de concesión otorga mayores incentivos a los privados para realizar las obras:

a) Se amplía de 6 a 10 años el plazo de vigencia total de la reserva de prioridad de despacho por las ampliaciones de transporte asociadas a proyectos MATER contados desde el momento de la notificación de la asignación. El plazo se divide en dos etapas. La primera etapa dura hasta que la obra de ampliación esté habilitada comercialmente y tiene como límite 5 años. La segunda etapa comienza una vez habilitada la ampliación. Dura hasta completar los 10 años totales desde la notificación de asignación. En esta etapa, el generador sí tiene prioridad de despacho efectiva, es decir, puede despachar su energía a través de la capacidad adicional que él mismo financió.

b) Los proyectos MATER con ampliaciones de transporte asignadas deben pagar periódicamente un cargo para mantener esa prioridad (mientras no se usa). Pero ahora se permite que, si el proyecto tiene beneficios adicionales para el sistema, el generador pueda solicitar la exención de ese pago. Para ello, el generador debe demostrar que la ampliación que financia aumenta la capacidad de transporte en más medida de la que él mismo necesita y/o genera beneficios adicionales significativos para el Sistema Argentino de Interconexión.

c) Se incorpora que la prioridad de acceso/uso frente a terceros otorgada a favor del Comitente del contrato podrá ser cedida en forma total o parcial a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM. Los términos y condiciones de la cesión serán libremente acordados entre las partes y dicha cesión deberá ser previamente informada a Cammesa.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Trabajo de la provincia de Río Negro dispuso ayer la creación de un comité mixto de Higiene y Seguridad para la obra del trazado del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). La normativa de carácter obligatorio apunta a fiscalizar las condiciones de trabajo tras la muerte de un operario el pasado domingo.

Desde la provincia informaron que la medida alcanza a todos los sectores, obradores, frentes de obra y campamentos comprendidos en la traza del oleoducto que va desde Allen hasta Punta Colorada, en una traza que recorre 440 kilómetros de la provincia rionegrina.

María Martha Avilez, secretaria de Trabajo de Río Negro, subrayó la trascendencia institucional de la medida al señalar que “tomamos una decisión firme y necesaria: crear un Comité Mixto de Higiene y Seguridad con carácter obligatorio en todo el trazado del VMOS. No es solo una resolución más, es un acto de responsabilidad institucional, de cuidado y de compromiso con la vida de cada trabajador y trabajadora”.

La decisión se dio luego de que el pasado domingo un capataz de la empresa Techint perdiera la vida luego de ser aplastado por una retroexcavadora durante una maniobra de tapada de cañerías del oleoducto que va desde Allen hasta Punta Colorada. En este sentido, la funcionaria afirmó que “esta medida cobra aún más sentido tras la trágica pérdida de un trabajador. Frente al dolor, actuamos. Quiero destacar el enorme trabajo de nuestro equipo de Fiscalización, que no dudó en trabajar incluso durante el fin de semana para dar respuesta inmediata y efectiva”.

La funcionaria destacó la importancia de la construcción del VMOS para la provincia y el país, pero afirmó que «no hay margen para improvisar. Hay que trabajar con orden, con prevención y con una presencia activa del Estado en el territorio. Esta decisión reafirma lo que venimos sosteniendo desde el día uno de este proyecto: cuidamos a nuestra gente, el trabajo para cada rionegrino y la vida de quienes permiten el desarrollo en nuestra provincia”.

La norma

La Resolución establece un plazo perentorio e improrrogable de 15 días corridos para la conformación del Comité, cuya integración deberá contar con representantes de YPF, como comitente de la obra, representantes de la UTE Techint-SACDE, como empresa adjudicataria; los sindicatos UOCRA y UECARA, en representación de las y los trabajadores y la Secretaría de Trabajo de Río Negro, además de otros organismos técnicos que se considere necesario convocar.

El Comité tendrá competencia plena en la obra y deberá contar con presencia operativa permanente en terreno, con facultades para supervisar condiciones de habitabilidad, higiene y seguridad, prevenir riesgos, emitir informes, fiscalizar el cumplimiento de la normativa y promover la contratación de mano de obra local.

La Resolución también crea un Registro Interno de Comités Mixtos en el ámbito de la Subsecretaría de Fiscalización, Sumarios y Multas, donde deberán inscribirse todos los comités que se conformen en la provincia. Además, se establece la obligación de presentar mensualmente un Programa de Prevención que detalle riesgos críticos, acciones preventivas, capacitaciones y cronogramas de control.

«La inobservancia de la resolución, ya sea por omisión en la constitución, falta de funcionamiento efectivo, no inscripción en el registro o incumplimiento de los informes, será calificada como infracción muy grave, conforme a la normativa vigente», indicaron. .

, Redacción EconoJournal

La terminal de exportación de Otamerica Argentina (OTA) en Puerto Rosales concretó un nuevo hito en la logística energética nacional al recibir al Seaways Pecos, el primer buque tipo Suezmax que opera en el nuevo muelle inaugurado por la compañía en junio. Con 274 metros de eslora, 48 metros de manga y bandera de las Islas Marshall, el Seaways Pecos es operado por la naviera estadounidense International Seaways y cargará 114.000 metros cúbicos de petróleo crudo proveniente de Vaca Muerta con destino a los Estados Unidos, según informaron desde la firma a través de un comunicado difundido en la tarde de este martes.

Esta operación inauguró la capacidad del nuevo muelle para recibir buques de gran porte, como parte de la ampliación desarrollada por Otamerica mediante una inversión de US$ 600 millones. “El movimiento anticipa una nueva etapa para Puerto Rosales como nodo de exportación de energía con estándares internacionales”, aseguraron desde la empresa.

Operación

Desde el 28 de junio hasta la fecha, la terminal de Otamerica ya concretó 12 operaciones de exportación y se prevén otras cuatro antes de que finalice el mes, lo que refleja la creciente actividad en el renovado nodo portuario.

“El volumen previsto marcará un récord de carga individual para Puerto Rosales y representa un salto cualitativo en la operatoria logística del país. La maniobra se encuentra planificada en detalle y se espera que transcurra con total normalidad. Se trata de una operación diseñada bajo protocolos de seguridad internacionales y ejecutada en coordinación con Prefectura Naval Argentina, prácticos y organismos de control. Además, permitirá reducir costos logísticos, eliminar trasbordos y aumentar la competitividad del crudo argentino en mercados clave”, aseguraron desde la empresa.

Infraestructura

La infraestructura ampliada incluye un nuevo muelle de 2.000 metros con dos posiciones operativas para permitir el ingreso de buques Suesmax, Aframax y Panamax de hasta 160.000 toneladas, una estación de bombeo, una subestación eléctrica, y sistemas de automatización y seguridad bajo estándares internacionales. La construcción generó 1.000 puestos de trabajo.

El cuarto tanque de 50.000 m³, contemplado en la ampliación de la terminal, ya está en funcionamiento y los tanques cinco y seis estarán finalizados en agosto, lo que llevará la capacidad total de la terminal a 780.000 m³.

“Puerto Rosales se consolida así como uno de los principales hubs energéticos del país, con impacto directo en la competitividad del sector y en el desarrollo económico regional”, expresaron desde Otamerica.

, Redaccion EconoJournal

La UTE Techint-SACDE confirmó anoche el fallecimiento de un operario durante la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El accidente se produjo a 20 kilómetros de Allen, Río Negro, donde se ubica la cabecera del segundo tramo del ducto.

«Techint-SACDE informa con profundo pesar que hoy domingo 20 de julio, alrededor de las 15.30 se produjo un accidente en el que perdió la vida Lidio Sánchez, que se desempeñaba como capataz de bajada y tapada», expresaron desde la compañía en un comunicado que se hizo público el domingo a la noche.

Según indicaron, el hecho se produjo cuando se hacía una maniobra de tapada de cañerías: «Apenas ocurrido, se activó el protocolo de emergencia de la UT, brindando asistencia inmediata y coordinando la intervención de los servicios médicos y las autoridades correspondientes», señaló el comunicado de la empresa.

Tras confirmarse la muerte del operario, la empresa inició un proceso de investigación para determinar con precisión las causas del accidente. «Toda la comunidad Techint-SACDE expresa su más profundo pesar y acompaña con respeto y solidaridad a familiares, amigos y compañeros de Lidio», finalizó el escrito.

Quién era

Lidio Sánchez, el trabajador fallecido era originario de la localidad de Temperley. Era jubilado, pero se había sumado a la empresa Techint ante la convocatoria para realizar el gasoducto Néstor Kirchner en 2022.

«Sánchez era considerado un hombre escuela transmitiendo su experiencia a los más jóvenes ante la escasez de personal capacitado, cumpliendo ese rol en el campo», recordaron sus compañeros. «Lamentable su vida se terminó, como estaba en su ADN, trabajando», expresaron.

La obra

El oleoducto Vaca Muerta Sur, es un proyecto del Consorcio VMOS, que conforman YPF, Shell, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol. Tiene un tendido de 440 kilómetros que van desde localidad de Allen en Río Negro hasta el puerto de Punta Colorada en Río Negro. 

Con un costo de US$ 2.552 millones es una de las mayores obras de infraestructura de la industria petrolera que permitirá evacuar y exportar unos 570.000 barriles diarios de petróleo. El primer tramo implicó la construcción de un oleoducto de 130 kilómetros desde Loma Campana, el área insignia de shale oil de YPF en Vaca Muerta, hasta Allen.

La obra del tendido del ducto, a cargo de Techint y SACDE, demanda actualmente unos 1.500 trabajadores y ya completó los primeros 120 kilómetros de soldadura hasta Chelforó.

, Redacción EconoJournal

Petrolera Aconcagua Energy (PAESA), una de las pocas empresas independientes del mercado argentino de Oil&Gas, informó el viernes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Tango Energy, una firma creada por Pablo Iuliano, ex CEO de YPF durante la gestión anterior, se quedará con el 90% de las acciones de la compañía con la intención de viabilizar la reestructuración de su deuda financiera.

El ingreso de Iuliano, que asumirá como CEO de Aconcagua en reemplazo de Diego Trabucco, se concretará con el respaldo de Vista Energy y AR Energy Resources, subsidiaria de Trafigura, los dos principales acreedores de PAESA. Tango Energy inyectará unos US$ 36 millones al capital social de la empresa, un gesto que pedían parte de los tenedores de la deuda como condición necesaria para avalar la reestructuración de una deuda cercana a los US$ 229 millones (con vencimientos por US$ 75 millones en 2025).
Lo que sigue esta semana es que el comité de negociación con los titulares de esos bonos —a grandes rasgos agrupados en tres grupos principales: fondos comunes de inversión, compañías de seguros e inversores minoritarios— termine de precisar las condiciones específicas de reestructuración. Recién una vez que esa instancia esté concluida se procederá al canje de los títulos actuales que cayeron en default en junio por los nuevos bonos.

El desembarco de Tango Energy como accionista mayoritario de Aconcagua se concretará sólo si los tenedores de deuda avalan el proceso de reestructuración. Trabucco y Javier Basso, los creadores de PAESA, se correrán del equipo de management de la empresa y continuarán como inversores minoristas con un 10% del equity.

Solución positiva

El ingreso de Iuliano como CEO es una solución positiva para Vista, que en 2023 le vendió a Aconcagua sus campos maduros en Neuquén y Río Negro, por lo que la petrolera creada por Miguel Galuccio podrá seguir enfocada en el desarrollo de yacimientos no convencionales, mientras que Tango Energy tendrá la responsabilidad de mantener en caja la explotación de áreas convencionales, un negocio que en los últimos 12 meses redujo significativamente su rentabilidad por el encarecimiento de los costos en dólares (producto de la apreciación cambiaria que forzó el gobierno con fines antinflacionarios) y del retroceso del precio internacional del petróleo, que cayó por debajo de los 70 dólares. Ese combo, exacerbado por la falta de financiamiento en el mercado doméstico —un fenómeno que complica cada vez más a empresas locales del sector energético—, torció el plan de negocios de Aconcagua, que en los próximos dos años apuntaba a lanzar un proyecto piloto en Vaca Muerta. En caso de confirmar su ingreso post-reestructuración en las próximas semanas, Tango Energy tendrá el desafío ordenar el flujo de fondos de la empresa y la rentabilidad de campos maduros y recién ahí retomar su proyecto de mediano plazo en el no convencional. A eso apuesta Iuliano.

PAESA opera en 13 concesiones de producción convencional en Neuquén, Río Negro y Mendoza. El 3 de julio, la empresa había informado a la CNV un acuerdo preliminar con Vista Energy y Trafigura, que decidieron suspender temporalmente sus reclamos patrimoniales mientras se desarrolla la refinanciación de la deuda.

, Redaccion EconoJournal

América Latina y el Caribe experimentan un proceso de incorporación cada vez más acelerado de nueva capacidad de generación eléctrica basada en energías renovables no convencionales, principalmente eólica y solar, que permiten aprovechar el enorme potencial energético que tiene la región, pero que enfrentan al mismo tiempo, desafíos relacionados con su variabilidad (producen energía eléctrica cuando existe viento o radiación solar). En este contexto, el almacenamiento de energía emerge como una alternativa que permite guardar energía cuando ésta no es necesaria, para utilizarla en los momentos en que la demanda lo requiere, asegurando de esta manera un suministro continuo, eficiente y sostenible.

Frente a este escenario, desde la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE): “Almacenamiento de Energía en América Latina y el Caribe” presentaron un análisis detallado sobre las principales tecnologías de almacenamiento destacando sus principios, aplicaciones, ventajas, costos y nivel de madurez.

Tecnologías

Los BESS (sistema de almacenamiento de energía en baterías) son los más difundidos en la región debido a su modularidad, alto nivel de desarrollo tecnológico y progresiva reducción de precios.  Le sigue el almacenamiento por bombeo hidráulico que, aunque es más eficiente, requiere de condiciones geográficas particulares y altos costos de inversión, por lo que su desarrollo en la región es aún incipiente. Tecnologías emergentes como el almacenamiento térmico, por volantes de inercia o gravitacional, muestran un alto potencial, pero aún requieren de mayor desarrollo.  Capítulo aparte merecen el hidrógeno y el amoníaco de bajas emisiones, cuyo potencial en la región genera muchas expectativas.

El documento subraya que, al margen de países como Chile, Brasil y México, en particular el primero, que por sus particulares condiciones experimenta un proceso muy acelerado de incorporación de almacenamiento, en términos generales existen limitaciones en la región.

El informe también examina los principales desafíos que enfrenta el almacenamiento de energía, especialmente en los ámbitos normativo y regulatorio, y propone estrategias para fomentar su desarrollo.  Entre ellas destacan: desarrollar políticas específicas, incentivar la inversión, fortalecer la investigación y las cadenas de valor locales, promover alianzas público-privadas y fomentar el almacenamiento distribuido y las microrredes, especialmente en zonas rurales e insulares.

Almacenamiento

En consideración a las condiciones muy diversas de los sistemas eléctricos de los países de la región, se subraya la importancia de realizar estudios que permitan identificar con precisión, bajo un enfoque técnico y económico, las necesidades individuales de capacidad de almacenamiento de los países.

El almacenamiento de energía más allá de constituir un soporte técnico para las renovables debe ser considerado como una herramienta estratégica que contribuye a la transición energética, a la seguridad en el abastecimiento y al mejor aprovechamiento de los recursos energéticos de la región.

, Redaccion EconoJournal

Cammesa, la empresa que administra se encarga del despacho de energía, comprará este lunes volúmenes adicionales de gas natural a los que ya tiene contratados bajo el paraguas del Plan Gas para reforzar la oferta del hidrocarburo disponible para las centrales termoeléctricas. Lo hará a través de MEGSA, la compañía que opera el Mercado Electrónico del Gas en la Bolsa de Comercio, que realizará una subasta especial a tal fin.

La novedad es que por primera vez la Secretaría de Energía autorizó a Cammesa a pagar un precio más alto que el que figura en los contratos del Plan Gas para incentivar a las petroleras a vender gas en el mercado spot. En concreto, Cammesa ofertará pagar entre 7 y 7,50 dólares por millón de BTU por volúmenes adicionales de gas natural para el parque de generación.

La decisión marca un cambio en el criterio utilizado por el Estado en los últimos años. Hasta ahora la práctica habitual era que, cuando necesita robustecer la oferta de gas para las usinas térmicas, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) realizaba un subasta semanal bajo la órbita de MEGSA —como la que se llevará adelante hoy— en la que ofrecía abonar el mismo precio que el que figura en los contratos del Plan Gas para los meses de frío. Esa cifra ronda los 4,45 US$/MMBTU. Lo hacía, claro está, con la intención de que algún productor —YPF, TotalEnergies, Tecpetrol, PAE, Pluspetrol, Harbour Energy, CGC y Pampa, entre otros— estén en condiciones de ofrecer un poco más de gas del que ya tienen comprometido.

Ola polar

El problema es que, en las subastas realizadas este año, Cammesa no consiguió que ningún productor le venda más gas al precio de invierno del Plan Gas (que es un 25% más caro que el promedio anual). Esa imposibilidad de encontrar más gas para el parque de generación —que representa más de un tercio del consumo de gas del país— durante los días de frío quedó expuesta a principios de este mes cuando, en plena ola polar, la oferta del fluido flaqueó tanto que obligó a cortar el servicio a industrias, estaciones de GNC y también a hogares de Mar del Plata.

Frente a ese escenario, la Secretaría de Energía, que conduce María Tettamanti, instruyó a Cammesa a que pague un precio hasta un 65% más alto que venía ofreciendo para intentar que los productores y comercializadores inyecten más gas durante los días de bajas temperaturas como los que se pronostican para las próximas dos semanas.

Sincerar costos

Es una manera, según explicaron a EconoJournal fuentes cercanas del gobierno la semana pasada, de empezar a sincerar los costos reales del sector energético reconociendo una referencia que se acerque al costo marginal que paga el sistema eléctrico, que en este caso está dado por el valor de los combustibles líquidos —gasoil y fuel oil— que debe consumir Cammesa cuando se queda sin gas porque la oferta del fluido se redirecciona hacia la demanda prioritaria (residencial).

Los 7,50 dólares que ofrecerá hoy pagar Cammesa por el gas incremental desde Vaca Muerta (cuenca Neuquina) no llega a cubrir el costo de esos derivados del petróleo, mucho más caros, pero se ubica a medio camino del costo del Gas Natural Licuado (GNL) que se importa para la terminal regasificadora de Escobar, que este año se ubicó en torno a los 13/14 dólares.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, presentó oficialmente el lunes pasado La Neuquinidad, la lista electoral de cara a las elecciones legislativas del 26 de octubre con la que buscará sumar presencia en el Congreso y fortalecer su rol como gobernador de Vaca Muerta. Llegará sin competencia interna luego de que el Movimiento Popular Neuquino (MPN) decidiera no presentar candidatos propios.

En una alianza con sectores políticos de diversos colores y, que replica el modelo que le permitió a Figueroa hacerse con la gobernación de la provincia, esta vez priorizó en su listado para la Cámara Alta a dos colaboradores que forman parte de su círculo de hierro: Julieta Corroza, actual ministra de Desarrollo Humano, Gobiernos Locales y Mujeres, junto con Juan Luis “Pepe” Ousset, actual Jefe de Gabinete de Ministros. Sin embargo, en el acto que estuvo colmado de gente, sorprendió al dar a conocer que sus candidatos a diputados los encabezará la conductora televisiva Karina Maureira y el historiador e investigador de CONICET, Joaquín Perrén.

Neuquen renovará en el Senado las bancas de Oscar Parrilli y Silvia Sapag (Unión por la Patria) y la de Lucila Crexell (MPN). Mientras que en Diputados serán las de Osvaldo Llancafilo (MPN), Pablo Cervi (PRO) y Tanya Bertoldi (UP).

La Libertad Avanza, el rival

Para llegar al poder en 2023 y derrotar al MPN, histórico partido local, Figueroa había tejido una alianza que incluyó a los partidos Arriba Neuquén, Avanzar Neuquén, Nuevo Compromiso Neuquino, Frente Grande, Partido Socialista, Propuesta Republicana (PRO), Unión Popular Federal, Frente Renovador, Neuquén Futura, sectores del PJ y de la UCR. En ese momento, el espacio llamado Comunidad también estaba integrado por referentes de La Libertad Avanza, hoy el único rival al que deberá enfrentar La Neuquinidad.

El último informe de la consultora Epyca revela que esta elección estará “hiperpolarizada” entre el espacio que lidera el gobernador neuquino y La Libertad Avanza, “el único espacio político que va a disputarle los votos a La Neuquinidad”. Aunque, el partido que tiene a Javier Milei como principal referente aún no dio a conocer sus candidaturas, en los hechos en Neuquén su principal figura es la actual diputada Nadia Márquez.

Apoyado en las principales reformas que Milei encabezó a nivel nacional, La Libertad Avanza intentará fortalecer su presencia en Neuquén y, a su vez, sumarle al partido nacional las bancas que necesita para evitar seguir dependiendo de los acuerdos con las otras fuerzas.

En Neuquén el camino de Figueroa apunta en cambio, a hacer fuerte su rol en el interior de la provincia y también consolidarlo en el escenario político nacional dándole “mayor peso específico como gobernador de Vaca Muerta. Votos propios en el Senado empezarían a darle volumen político al tan ansiado bloque patagónico, encabezado por Neuquén y Río Negro”, sostiene Epyca.

Con esta alianza de poder, en la que el MPN le deja a Figueroa el camino libre para imponer su narrativa apoyada en la defensa de los intereses de los neuquinos, La Neuquinidad representa un momento clave para que el actual gobernador pueda armar su proyecto político en el Congreso.

“Es también un nuevo desafío, ya que serían los primeros integrantes del Congreso definidos por y que responden directamente al propio gobernador. Hasta el momento, todos eran heredados y la votación de cada cual en el recinto quedaba a merced de decisiones orgánicamente partidarias nacionales, salvo la excepción de Osvaldo Llancafilo quien a pesar de haber llegado a su banca gracias al MPN, votaba de manera aleatoria en función a su cercanía con Figueroa y su simpatía por Javier Milei”, remarcaron desde la consultora Epyca.

, Laura Hevia

El gobierno implementó una medida para agilizar el funcionamiento del sector de energías renovables en el país bajo el programa RenovAr, los proyectos eólicos y solares bajo la resolución 202 y la generación distribuida. Lo hizo a través de la resolución 306 publicada este viernes en el Boletín Oficial, que traspasa funciones que venía tomando la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, a la Subsecretaría de Energía Eléctrica dirigida por Damián Sanfilippo.

Una fuente de la cartera energética explico a EconoJournal que la medida “es para agilizar trámites y funciones en materia de energías renovables y generación distribuida”. A partir de esta resolución “sólo se firmarían disposiciones de la Subsecretaría de Energía Eléctrica en lugar de resoluciones de la Secretaría de Energía para autorizar distintos tipos de diligencias y funciones”.

El Programa RenovAr se lanzó en 2016 para fomentar el sector de energías renovables en el país. La resolución 202 fue una medida previa, que impulsó algunos proyectos de fuente eólica y solar. La generación distribuida de fuente renovable es de baja escala y prevé el rol de usuario-generador.

En particular, la resolución delega en la subsecretaría el otorgamiento de “los certificados de inclusión en el Régimen de Fomento de las Energías Renovables a los beneficiarios adjudicados en el marco del Programa RenovAr, a los comprendidos en la Resolución N° 202”. Este régimen está respaldado por el FODER (Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables), un fideicomiso apoyado por el Banco de Inversión y Comercio Exterior para facilitar el financiamiento de proyectos de energía renovable.

Articulado

Además, la resolución de la cartera energética le otorga la función a la Subsecretaría de Energía Eléctrica de “resolver sobre la ampliación de plazos contractuales, la aplicación de multas y el inicio de procedimientos de rescisión contractual” del RenovAr y la resolución 202.

También, “establecer la documentación a presentar para la inscripción en el Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER)”y dictar las normas aclaratorias y complementarias.

Otro aspecto que resalta la medida es el punto e), que permite: “Establecer el valor de referencia de las inversiones por tecnología, en dólares estadounidenses por megavatio, que se aplicará para determinar el cumplimiento del principio efectivo de ejecución en los términos del Artículo 9° de la Ley N° 26.190 (beneficios sobre el IVA y el Impuesto a las Ganancias, entre otros tributos) y el monto máximo de beneficios fiscales a otorgar por megavatio para cada tecnología”.

Los puntos f) y g) habilitan a la subsecretaría dirigida por Sanfilippo a aplicar penalidades que correspondan por la normativa y a autorizar cambios de socios estratégicos en las sociedades de proyectos adjudicados en todas las rondas del programa RenovAr.

Se suma también la función de “autorizar cambios de tecnología en los proyectos asociados a los contratos celebrados en el Programa RenovAr y de la Resolución 202” e “instruir a la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa) a realizar las adecuaciones contractuales necesarias”. También la aprobación de las solicitudes de cambio de locación de los proyectos renovables.

, Roberto Bellato

Enarsa tiene programado para este viernes a las 16 horas la firma de un memorando de entendimiento con la UTE que integran la china Gezhouba, Eling (ex Electroingeniería) e Hidrocuyo para intentar reactivar la construcción de una de las represas de Santa Cruz cerca del verano. Tal como anticipó EconoJournal, la intención es comenzar por la central Jorge Cepernic (ex La Barrancosa), la obra más chica del complejo y la que tiene el mayor grado de avance

Las diferencias entre las partes todavía no están resueltas, pero lo que se busca establecer en el documento son una serie de compromisos y tiempos para terminar de resolver esos puntos de conflicto con la obra ya en marcha. Fuentes oficiales y privadas confirmaron que en principio la firma está programada para este viernes, pero aclararon que la negociación sigue abierta.

Reclamos cruzados

La construcción de las represas se detuvo en noviembre de 2023 porque el gobierno de Alberto Fernández dejó de pagar los certificados de obra y porque el Estado acumula una deuda con el consorcio. La UTE reclama unos US$ 400 millones, pero el gobierno de Javier Milei considera que esa cifra está inflada.

Con respecto al pago de los certificados de avance de obra, la posición oficial es que no se pagan porque dejaron de llegar fondos del crédito chino. En el informe presentado el mes pasado en el Senado, el jefe de Gabinete Guillermo Francos sostuvo que “las solicitudes de desembolso deben ser efectuadas por el contratista, y no ha presentado solicitudes de nuevos desembolsos desde el 16 de diciembre del 2022”.

Las empresas, en cambio, afirman que los fondos deben ser pedidos por el gobierno nacional ya que el convenio es entre Estados. Desde el gobierno responder que no tienen problema en viabilizar esa solicitud, pero remarcan que el año pasado los privados no quisieron firmar ese pedido y ahí es cuando aparece en escena la deuda.

Los privados dicen que para poder hacer el pedido de los fondos tiene que estar normalizado el contrato, lo que incluye un acuerdo sobre cómo el Estado va a saldar la deuda de US$ 400 millones. Eso es lo que debería incluir la adenda XII del contrato, pero esa adenda no se firma porque no hay acuerdo sobre el monto de la deuda. 

EconoJournal consultó a voceros de Enarsa para tener más precisiones sobre la negociación porque la empresa estatal conducida por Tristán Socas cumple un rol central de comitente, supervisor técnico y coordinador institucional en la construcción del complejo hidroeléctrico. Sin embargo, no obtuvo respuesta.  

De los US$ 4750 millones previstos en el convenio de financiamiento firmado en 2014 con un consorcio de bancos chinos hasta el momento se desembolsaron US$ 1850 millones, casi el 40%, pero el grado de avance en la construcción de la represa Néstor Kirchner, la más grande, es de solo 19%, mientras que en el caso de Jorge Cepernic llega al 46%. 

, Fernando Krakowiak

El desafío es claro: alcanzar la carbono neutralidad. Es una meta global que exige la acción coordinada de gobiernos, empresas y sociedad. Los gobiernos deben crear marcos regulatorios sólidos, promover la innovación y asegurar una transición justa hacia una economía baja en carbono. Cada país debe trazar su propio camino. Pero la Argentina no puede quedarse atrás: no sumarse a esta transformación implica perder competitividad y oportunidades de inversión. Para la Cámara Empresaria de Ambiente y Sostenibilidad (CEMAS), las empresas son protagonistas de esta transformación. Deben adoptar modelos sostenibles, innovar y colaborar para reducir su impacto ambiental. El desafío se convierte en oportunidad: una más limpia, más competitiva y alineada con el futuro.

Frente a este escenario, desde CEMAS llevarán a cabo la Convención 2025 el 23 de septiembre de 9 a 17 en el Salón Belgrano Consejo Profesional Ciencias Económicas (Viamonte 1549, CABA) para promover un espacio concreto de acción y debate. Esta edición reunirá a líderes de distintos sectores para compartir soluciones reales que están haciendo posible la sostenibilidad. “Queremos visibilizar mecanismos que combinen exigencias e incentivos, acelerando la adopción de tecnologías limpias, estrategias de reducción de emisiones y opciones de compensación cuando mitigar no alcanza”, destacaron desde la organización.

Agenda

Entre los temas que se abordarán en la nueva edición se encuentran:

● Aprendizajes de mercados de carbono y políticas climáticas de países líderes.

● Estrategias empresariales innovadoras y casos pioneros en sostenibilidad.

● Cambios en el marco regulatorio internacional: metas al 2030, impuestos al carbono, y debida diligencia ambiental en el comercio.

El evento

La convención contará con cinco paneles temáticos sectoriales:

● Embajadores – Visión internacional, experiencia y aprendizaje.

● Industria y Agroindustria.

● Minería.

● Energía.

● Gestión, reporting y aseguramiento.

Cada uno estará moderado por especialistas y contará con invitados destacados. Se presentarán proyectos en marcha, planes de inversión y experiencias concretas que demuestran que la sostenibilidad es rentable, urgente y posible.

Quienes deseen participar podrán inscribirse a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador Rolando Figueroa se reunió el jueves con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para exigirles mayores inversiones en infraestructura. Fuentes que participaron del encuentro de la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta explicaron que en un momento del encuentro el mandatario planteó en tono de reclamo la necesidad de que las operadoras tomen dimensión de lo importante que es apuntalar el desarrollo de infraestructura de Vaca Muerta y de cumplir con los compromisos de inversión asumidos, al advertir que hay algunos retrasos en ese sentido.

Figueroa destacó ante los representantes de las compañías petroleras su percepción de que en la ciudadanía neuquina es muy clara la demanda social por la mejora de la infraestructura que tiene que acompañar el desarrollo de la industria hidrocarburífera y se perciba su contribución en el desarrollo económico y social del resto de los sectores de la provincia.

Los funcionarios provinciales que participaron junto a Figueroa destacaron las inversiones realizadas por el gobierno neuquino para mejorar la red vial en la zona de Vaca Muerta, y la formulación de proyectos que son necesarios para acompañar el desarrollo de la actividad productiva, económica y social.

Hay por parte de la administración provincial un sostenido planteo a la industria del rol que tiene la provincia como núcleo del desarrollo energético para el país y que esto obliga a multiplicar las inversiones, preservar el empleo calificado y asegurar condiciones competitivas para el desarrollo de Vaca Muerta.

Inversiones y paz social

En la reunión, además de las empresas nucleadas en la CEPH, participaron la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene) y -por invitación del gobernador- el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa.

El encuentro, que se realizó en la Casa del Neuquén, en la Ciudad de Buenos Aires, permitió sentar las bases de un acuerdo para fortalecer el desarrollo productivo, ambiental y social de la cuenca neuquina. Figueroa les recordó a las empresas que deben priorizar la contratación de mano de obra y de proveedores neuquinos, de acuerdo a lo que comunicó la Gobernación.

En ese sentido, se destacó que Figueroa ratificó el pedido de continuar con las inversiones en obras, y les pidió que no traigan personal de fuera de la provincia, a la vez que expresó el compromiso del Estado provincial de garantizar la paz social para favorecer la productividad.

“Vaca Muerta necesita diálogo, planificación y responsabilidad compartida. Esta mesa representa el compromiso de todas las partes para trabajar con reglas claras, cuidando el ambiente, a los trabajadores y a las comunidades”, señaló el gobernador. “Si trabajamos en conjunto podemos ganar todos”, agrego al pedir a las empresas volverse más competitivas y fortalecer todos los eslabones que integran la cadena productiva, entre ellas a las pymes neuquinas.

“Estamos logrando infraestructura y estamos supliendo muchas veces hasta falta de inversiones de ustedes para que a la industria le vaya bien”, completó el mandatario provincial quien reiteró su reclamo por asegurar las acciones que sean necesarias para lograr una mayor capacitación para los neuquinos y fortalecer las inversiones provinciales en educación, salud y rutas.

De la reunión participaron el presidente de Fecene, Mauricio Uribe y el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que la comitiva neuquina también la integraron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis «Pepé» Ousset; de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele; de Planificación, Innovación y Modernización, Rubén Etcheverry, de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y la Secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves.

Mesa de Competitividad

La iniciativa por la conformación de la Mesa de Competitividad fue firmada por representantes del sector público y privado con el objetivo de coordinar estrategias conjuntas para mejorar la eficiencia, reducir la accidentabilidad y el impacto ambiental, y potenciar el valor económico y social de Vaca Muerta como motor energético de la Argentina.

Entre los principales ejes de trabajo de la Mesa se destacan la reducción de accidentes laborales y ambientales, mediante protocolos unificados y monitoreo conjunto, el desarrollo de infraestructura estratégica que favorezca la eficiencia logística y energética, el impulso de la economía circular y la sustentabilidad en cada etapa de la cadena productiva y el fortalecimiento del valor social de la actividad, promoviendo empleo local y desarrollo territorial.

Como parte del acuerdo, se conformará un Comité de Gestión que coordinará los distintos grupos de trabajo, definirá un plan de acción y reportará mensualmente los avances. Además, se prevé la incorporación progresiva de actores clave del ecosistema hidrocarburífero, como proveedores tecnológicos, universidades y centros de investigación.

, Ignacio Ortiz

El gobernador Rolando Figueroa se reunió el jueves con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para exigirles mayores inversiones en infraestructura. Fuentes que participaron del encuentro de la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta explicaron que en un momento del encuentro el mandatario planteó en tono de reclamo la necesidad de que las operadoras tomen dimensión de lo importante que es apuntalar el desarrollo de infraestructura de Vaca Muerta y de cumplir con los compromisos de inversión asumidos, al advertir que hay algunos retrasos en ese sentido.

Figueroa destacó ante los representantes de las compañías petroleras su percepción de que en la ciudadanía neuquina es muy clara la demanda social por la mejora de la infraestructura que tiene que acompañar el desarrollo de la industria hidrocarburífera y se perciba su contribución en el desarrollo económico y social del resto de los sectores de la provincia.

Los funcionarios provinciales que participaron junto a Figueroa destacaron las inversiones realizadas por el gobierno neuquino para mejorar la red vial en la zona de Vaca Muerta, y la formulación de proyectos que son necesarios para acompañar el desarrollo de la actividad productiva, económica y social.

Hay por parte de la administración provincial un sostenido planteo a la industria del rol que tiene la provincia como núcleo del desarrollo energético para el país y que esto obliga a multiplicar las inversiones, preservar el empleo calificado y asegurar condiciones competitivas para el desarrollo de Vaca Muerta.

Inversiones y paz social

En la reunión, además de las empresas nucleadas en la CEPH, participaron la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene) y -por invitación del gobernador- el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa.

El encuentro, que se realizó en la Casa del Neuquén, en la Ciudad de Buenos Aires, permitió sentar las bases de un acuerdo para fortalecer el desarrollo productivo, ambiental y social de la cuenca neuquina. Figueroa les recordó a las empresas que deben priorizar la contratación de mano de obra y de proveedores neuquinos, de acuerdo a lo que comunicó la Gobernación.

En ese sentido, se destacó que Figueroa ratificó el pedido de continuar con las inversiones en obras, y les pidió que no traigan personal de fuera de la provincia, a la vez que expresó el compromiso del Estado provincial de garantizar la paz social para favorecer la productividad.

“Vaca Muerta necesita diálogo, planificación y responsabilidad compartida. Esta mesa representa el compromiso de todas las partes para trabajar con reglas claras, cuidando el ambiente, a los trabajadores y a las comunidades”, señaló el gobernador. “Si trabajamos en conjunto podemos ganar todos”, agrego al pedir a las empresas volverse más competitivas y fortalecer todos los eslabones que integran la cadena productiva, entre ellas a las pymes neuquinas.

“Estamos logrando infraestructura y estamos supliendo muchas veces hasta falta de inversiones de ustedes para que a la industria le vaya bien”, completó el mandatario provincial quien reiteró su reclamo por asegurar las acciones que sean necesarias para lograr una mayor capacitación para los neuquinos y fortalecer las inversiones provinciales en educación, salud y rutas.

De la reunión participaron el presidente de Fecene, Mauricio Uribe y el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que la comitiva neuquina también la integraron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis «Pepé» Ousset; de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele; de Planificación, Innovación y Modernización, Rubén Etcheverry, de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y la Secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves.

Mesa de Competitividad

La iniciativa por la conformación de la Mesa de Competitividad fue firmada por representantes del sector público y privado con el objetivo de coordinar estrategias conjuntas para mejorar la eficiencia, reducir la accidentabilidad y el impacto ambiental, y potenciar el valor económico y social de Vaca Muerta como motor energético de la Argentina.

Entre los principales ejes de trabajo de la Mesa se destacan la reducción de accidentes laborales y ambientales, mediante protocolos unificados y monitoreo conjunto, el desarrollo de infraestructura estratégica que favorezca la eficiencia logística y energética, el impulso de la economía circular y la sustentabilidad en cada etapa de la cadena productiva y el fortalecimiento del valor social de la actividad, promoviendo empleo local y desarrollo territorial.

Como parte del acuerdo, se conformará un Comité de Gestión que coordinará los distintos grupos de trabajo, definirá un plan de acción y reportará mensualmente los avances. Además, se prevé la incorporación progresiva de actores clave del ecosistema hidrocarburífero, como proveedores tecnológicos, universidades y centros de investigación.

, Ignacio Ortiz

En la antesala del proceso electoral del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, el actual secretario general de la organización, Marcelo Rucci, reafirmó el compromiso del gremio en sostener la defensa del convenio colectivo, garantizar condiciones de trabajo dignas, impulsar mejoras salariales y proteger cada puesto laboral en momentos de tensión con las compañías por una baja de la actividad.

De cara a agenda post-electoral, Rucci dejó en claro que no hay lugar para el descanso. «Lo que viene es más pelea por lo que nos corresponde«, aseguró al trazar que la agenda del sindicato se centra en seguir defendiendo el convenio colectivo, garantizar condiciones de trabajo dignas, impulsar mejoras salariales y, fundamentalmente, «seguir cuidando a los compañeros en un contexto nacional que no nos da respiro».

El gremialista prometió que «ningún petrolero va a quedar solo«, reafirmando el compromiso de la dirigencia con cada afiliado y con las provincias de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que «dieron identidad y trabajo» a los trabajadores del sindicato y reafirmando la agenda post-electoral en defensa de «trabajo, salud, seguridad y dignidad».

A pesar de no existir lista de oposición, Rucci fue categórico al destacar que la jornada electoral del 22 de julio trasciende la mera formalidad, en declaraciones difundidas por el gremio de petroleros. «Nos preparamos con la misma responsabilidad y seriedad con la que defendemos cada derecho de nuestros compañeros. Este no es un trámite más, es un acto de compromiso con la historia de nuestro sindicato», afirmó.

Para el líder sindical, la legitimidad que otorga el respaldo de los afiliados es fundamental: «Cuando el voto es masivo, la conducción se fortalece para pelear, para negociar, para avanzar. Y eso se logra con participación.»

Rucci también dirigió un mensaje a aquellos afiliados que podrían considerar que, ante la ausencia de competencia, su voto carece de sentido: «Les digo que no votar es dejar la silla vacía cuando más necesitamos estar todos juntos». Subrayó que el acto de votar no es solo para elegir, sino para respaldar un modelo de sindicato «que no se arrodilla, que pelea con dignidad y que no se olvida de dónde viene».

En ese marco, Rucci enfatizó la importancia de una participación masiva en su gremio, incluso en un escenario de lista única, reafirmando el compromiso de la conducción con los trabajadores y con las tres provincias patagónicas que representa donde se desarrolla la actividad petrolera.

Preocupación por el Golfo

El proceso electoral que se desarrollará el próximo martes 22 de julio llega en momentos en que los principales gremios petroleros de la Patagonia conformaron este miércoles una mesa de seguimiento permanente para monitorear la crisis en el resto de las cuencas y coordinar acciones conjuntas.

La realidad de Vaca Muerta, que se presenta como una cuenca con actividad en crecimiento, inversiones sostenidas y con proyectos de desarrollo para los próximos años, contrasta con la situación que atraviesa la del Golfo San Jorge y otras convencionales del país en una fuerte crisis por la desaceleración de la actividad, las cesantías de trabajadores, la reducción de inversiones y la migración de empresas hacia Neuquén.

Los dirigentes Jorge Ávila, del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Rafael Güenchenén de Santa Cruz, José Llugdar de Jerárquicos de la Patagonia Austral y el mismo Rucci de Río Negro, Neuquén y La Pampa, coincidieron en la preocupación por el deterioro de la actividad y plantearon actuar de forma coordinada para evitar un colapso laboral y productivo.

En el reciente encuentro que mantuvieron en la ciudad de Comodoro Rivadavia, los gremialistas expresaron la necesidad de «actuar de forma coordinada para evitar un colapso laboral y productivo«, según comunicaron posteriormente.

, Redacción EconoJournal

La compañía de transporte de crudo Oleoductos del Valle (Oldelval) confirmó el inicio del proyecto Duplicar Norte, una obra de infraestructura clave para evacuar la producción de petróleo del hub norte de Vaca Muerta desde Neuquén hacia Río Negro. El inicio del proyecto se confirmó tras la firma de contratos entre Oldelval y los cargadores Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén. La inversión estimada de la obra es de US$ 380 millones, según informó Oldelval.

El acuerdo se concretó el viernes 4 de julio y “significó un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, en Río Negro”, resaltaron desde Oldelval en un comunicado.

Obra

El ducto tendrá 24 pulgadas y cubrirá una extensión de 207 kilómetros. El trazado se desarrollará entre la estación de bombeo cabecera Puesto Hernández, en la provincia de Neuquén, y la estación de bombeo de Allen, en Río Negro.

Se prevé además la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá transferencias de 20.000 a 45.000 metros cúbicos diarios (m³/día) entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), el oleoducto de 440 kilómetros que permitirá transportar crudo desde Neuquén hacia Punta Colorada en Río Negro.

Cargadores

“La iniciativa Duplicar Norte avanzará bajo un esquema ´ship or pay´ con cuatro cargadores principales y su ejecución estará alineada con los plazos comprometidos”, destacó Oldelval. La puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027.

“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, destacaron desde la transportista.

El nuevo ducto se conectará directamente con la estación de bombeo Allen, desde donde nace Duplicar Plus, que se inauguró en abril y permitió ampliar la capacidad de transporte de 225.000 a 540.000 barriles diarios, “integrando así un corredor logístico de alta capacidad desde los yacimientos de la cuenca Neuquina hacia los centros de almacenaje, refinación y exportación” en el Océano Atlántico.

, Redaccion EconoJournal

Felipe Bayon, que en abril de este año asumió como CEO de Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, es un viejo conocido de la Argentina. Trabajó durante 21 años en BP, una de las grandes majors de la industria hidrocarburífera, y entre 2005 y 2010 condujo Pan American Energy (PAE), uno de los actores relevantes del sector energético local. Ahora busca volver a pisar fuerte en el país entusiasmado por el potencial de la producción hidrocarburifera no convencional. “Estamos mirando con mucho interés a Argentina, particularmente Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, que es sin duda un yacimiento de clase mundial con el que el país está cambiando la trayectoria no solo de su sector energético sino de su economía”, aseguró en una extensa entrevista con EconoJournal, la primera que concede a un medio periodístico argentino.

Bayon nació en 1965 en Colombia. Es ingeniero mecánico graduado en la Universidad de los Andes. Antes de terminar sus estudios empezó a trabajar en el sector automotor ya que se padre Eduardo era un alto directivo de la ensambladora Colmotores. Al poco tiempo se dio cuenta, sin embargo, de que debía construir su propia historia y terminó desembarcando en la industria petrolera. Comenzó trabajando en Hocol, petrolera colombiana controlada por la multinacional Shell y en 1995 se sumó a BP. En 2001 llegó a ser vicepresidente de operaciones para Colombia y luego asumió responsabilidades regionales, lo que lo llevó a vivir a trabajar a Reino Unido, Estados Unidos e incluso Argentina. Durante aquellos años participó de operaciones en Alaska, Rusia y Medio Oriente.

En 2016 dejó BP para asumir como vicepresidente ejecutivo y gerente general de operaciones de Ecopetrol, la petrolera colombiana bajo control estatal. Durante los siete años en los que estuvo en la compañía, lideró el proceso de internacionalización, mediante su desembarco en Permian, uno de los principales plays no convencionales de EE.UU. Además, impulsó la llegada de Ecopetrol al Presal, el megayacimiento offshore de Brasil, en asociación con Shell. Ahora busca replicar esa experiencia desde Geopark, pero con el foco puesto en Vaca Muerta.

–¿Podría describir cuáles son los ejes y objetivos que guiarán su gestión al frente de la compañía?

–Estamos en un proceso activo de revisión estratégica. No estamos partiendo de cero: GeoPark tiene una trayectoria firme y una operación consolidada, pero debemos repensar cómo y dónde queremos crecer. Eso implica revisar a fondo nuestro portafolio, optimizar nuestras operaciones y explorar nuevas oportunidades de generación de valor. El punto de partida es claro: fortalecer el negocio base. Hoy producimos cerca de 30.000 barriles diarios, principalmente en Colombia, donde hemos construido una operación eficiente, resiliente y con buenos resultados en exploración y producción. Dicho eso, y es algo que he comentado en distintos espacios, debemos retomar la senda del crecimiento. Y eso exige enfocarse, priorizar y tomar decisiones con mirada de futuro. Y, en segundo lugar, queremos crecer de manera inorgánica; no tenemos restricciones geográficas dentro del hemisferio, siempre que se trate de activos con alto potencial y retorno atractivo. En ese marco, puedo decirte que estamos mirando con mucho interés a Argentina, particularmente Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, que es sin duda un yacimiento de clase mundial con el que el país está cambiando la trayectoria no solo de su sector energético sino de su economía. En mi cuarto día como CEO de GeoPark ya estaba en Argentina, reuniéndome con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, para manifestarle nuestro interés en invertir y operar en esa provincia. Como colombiano lo digo con total claridad: desde Colombia vemos con admiración -y un poco de sana envidia- lo que está ocurriendo en Argentina. Neuquén está recibiendo cerca de 10.000 millones de dólares de inversión al año apalancados en un potencial de más de 16.000 millones de barriles de petróleo y más de 300 billones de pies cúbicos de gas. Pero lo más importante es que detrás de esos números hay convicción: de las empresas, de las autoridades en todos los niveles y de la sociedad. Cuando esas condiciones se dan, el desarrollo ocurre. Y ahí es donde GeoPark quiere estar.

–¿Cómo definiría un escenario internacional de la industria de Oil&Gas signado por el retroceso del precio del petróleo por debajo de los 70 dólares?

–No hay duda de que vivimos en tiempos de incertidumbre, con alta volatilidad y múltiples factores geopolíticos y macroeconómicos que afectan la dinámica del mercado energético y generan un entorno de precios más exigente para todos los jugadores. Frente a ese escenario, en GeoPark partimos de una premisa muy clara: no controlamos el precio del Brent, pero sí controlamos cómo operamos. Y eso implica actuar con eficiencia, agilidad y una disciplina de capital rigurosa. Uno de los pilares de esa estrategia es nuestra política activa de coberturas. Hoy tenemos cubierto alrededor del 86% de la producción proyectada para 2025 con precios mínimos garantizados entre US$ 68 y US$ 70 por barril, lo que nos permite proteger nuestro flujo de caja ante escenarios adversos y, al mismo tiempo, capturar parte del alza potencial del mercado. Además, contamos con la flexibilidad para adaptar nuestra inversión sin comprometer la salud financiera ni desviar el rumbo estratégico. Si el entorno de precios se mantiene bajo, tenemos la capacidad de ajustar campañas de perforación, priorizar activos de mayor retorno o reprogramar inversiones, sin sacrificar la generación de valor.

–¿Cómo se posiciona GeoPark, una compañía que explota yacimientos convencionales con cierta madurez, frente a ese escenario internacional que se presenta desafiante en términos de costos operativos?

–Un entorno desafiante, como lo venimos hablando, no solo depende de tener grandes recursos, sino de operar con excelencia, agilidad y disciplina. GeoPark ha desarrollado justamente esa cultura a lo largo de casi dos décadas de experiencia en campos convencionales, principalmente en Colombia, con una capacidad probada para generar valor aún en condiciones retadoras de precio y entorno operativo. A nivel estratégico, priorizamos activos de alto valor y bajo costo, y desinvertimos en aquellos que no se alinean con esa lógica -como hicimos con nuestras operaciones en Chile, Brasil y operaciones menores en Colombia– para mantener un portafolio más eficiente y enfocado. En el plano táctico, trabajamos de forma muy cercana con nuestros proveedores para negociar condiciones más favorables, asegurar disponibilidad de servicios y materiales a precios competitivos, y reducir tiempos de respuesta. Desde el punto de vista operativo, seguimos optimizando procesos, adoptando buenas prácticas y tecnologías con retorno de inversión rápido. Un ejemplo reciente es la incorporación de un equipo de última generación en Colombia, que nos permitió completar seis pozos y un sidetrack con un ahorro del 30% en costos y una reducción del 23% en tiempo frente a la campaña 2024. Esto nos llevó a bajar el costo promedio de perforación de US$ 245 por pie a US$ 171, además de reducir el tiempo de movilización entre pads de 7 días a solo 18 horas. Son mejoras concretas que marcan la diferencia. Esa eficiencia no es un fin en sí mismo. Es una plataforma sobre la cual estamos construyendo el próximo ciclo de crecimiento. Y lo estamos haciendo con foco y con el mismo rigor técnico, financiero y de estándares de seguridad operativa que han caracterizado a GeoPark desde sus orígenes.

–Durante un encuentro con inversores organizado por Adcap, usted señaló que el posicionamiento en Vaca Muerta es uno de los objetivos estratégicos a los que apuntará GeoPark. En este momento, existen algunos procesos en marcha de empresas —Pluspetrol y TotalEnergies, entre otras— que están testeando el interés del mercado en sus activos. ¿Cómo prevé llevar adelante el objetivo de crecer en Vaca Muerta? ¿GeoPark apunta a convertirse en un operador de campos no convencionales o en una primera etapa podría ingresar como empresa no-operadora?

—Vaca Muerta es un eje clave dentro de la estrategia de crecimiento inorgánico de GeoPark. Lo vemos como un recurso de clase mundial, con escala, productividad comprobada, un entorno técnico sólido y -quizás lo más importante- un ecosistema de actores públicos y privados comprometidos con su desarrollo. En ese contexto, estamos analizando distintas opciones para participar en la cuenca, y lo estamos haciendo con seriedad y perspectiva estratégica. Hoy contamos con una caja muy atractiva, US$ 300 millones al cierre del primer trimestre, un equipo con trayectoria probada en no convencionales y la claridad de que queremos ser parte activa del desarrollo de Vaca Muerta. Por eso estamos evaluando activamente los procesos en curso y trabajando para concretar acuerdos que nos permitan regresar a Argentina, el país donde nació la compañía, con un compromiso serio con la excelencia operativa y el respeto por el entorno. Nuestra forma de participar dependerá de que las oportunidades concretas se alineen con nuestra visión y perfil de riesgo. Pero lo que sí está claro es que 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.

–GeoPark había firmado en mayo de 2024 un acuerdo de adquisición del 50% de áreas operadas por Phoenix Global Resources, que finalmente se terminó diluyendo a mediados de este año, en parte por la demora de la autoridad regulatoria de Neuquén en validar el ingreso de la compañía como co-titular de una Concesión no convencional. En términos retrospectivos, ¿qué evaluación realiza de ese proceso? ¿Dejó algún tipo de aprendizaje?

–El proceso que mencionas fue abordado con seriedad y dentro de los marcos acordados, y la contraparte en el negocio ejerció su derecho contractual a retirarse antes de la aprobación regulatoria. Naturalmente fue una situación que no esperábamos, pero que respetamos. Dicho esto, ese desenlace no cambia nuestra visión. Nuestra convicción sobre el potencial de Vaca Muerta y de Argentina como destino de inversión sigue siendo firme. De hecho, desde que asumí como CEO, he tenido reuniones constructivas con actores clave en el país, y seguimos explorando activamente alternativas para concretar nuestro regreso. Estamos comprometidos con reactivar el crecimiento de GeoPark, y Argentina ocupa un lugar prioritario en esa estrategia.

–Vaca Muerta se posicionó en los últimos años como un play no convencional competitivo a nivel global. Sin embargo, sigue existiendo una brecha importante a la hora de comparar los costos de desarrollo en Neuquén con relación a los costos de algunos shale plays de EE.UU. Esa brecha en parte de acentuó por la apreciación cambiaria en la Argentina. ¿Cuáles son, a su entender, las fortalezas y debilidades que ofrece Vaca Muerta en la actualidad?

–Como dices, Vaca Muerta es un play no convencional competitivo a escala global. No solo por la roca en sí, que es de clase mundial, sino por lo que ha logrado la industria en los últimos años: adaptar y perfeccionar tecnologías que se utilizan en Estados Unidos, perforar con eficiencia creciente y, sobre todo, convertir una promesa en una realidad concreta. Hoy, la producción es alrededor de 450 mil barriles por día de petróleo y cerca de 70 millones de metros cúbicos por día de gas. Eso ha permitido que el país tenga control de su balanza energética y asegure un superávit energético. Ahora bien, hay brechas, y hay que reconocerlas. En eficiencia, por ejemplo, todavía hay una diferencia frente a plays como el Permian en Estados Unidos, en donde los tiempos de perforación pueden ser hasta cinco veces más rápidos y donde la infraestructura ya está montada. En Neuquén, en cambio, la producción ha ido más rápido que los ductos, que las plantas de tratamiento, que las terminales de exportación. Esa es hoy una de las limitantes clave. Aún con esas condiciones, los pozos más recientes en Vaca Muerta ya están superando en un 33% la producción acumulada de sus pares en el Permian. Es decir, hay un diferencial de productividad muy claro. Y eso, sumado al hecho de que menos del 20% de la ventana de petróleo ha sido desarrollada, configura una oportunidad temprana con un potencial de expansión enorme. Hay otro punto que no se puede pasar por alto: el tamaño del acreage. Los bloques en Vaca Muerta son mucho más extensos que en Estados Unidos, lo que permite pensar en escalabilidad y eficiencia. Esa carrera por su desarrollo y esa proyección de alcanzar e inclusive superar el millón de barriles por día en 2030, va a depender de cuán rápido se pueda avanzar con las inversiones en midstream, de asegurar las condiciones para que el capital fluya, y de seguir haciendo las cosas bien con coordinación entre industria, autoridades y comunidades para asegurar resultados sostenibles. Soy optimista, porque vi el desarrollo en Estados Unidos -el otro lugar del hemisferio donde se están haciendo las cosas bien- y porque veo en Argentina no solo el recurso, sino la decisión de convertirlo en motor de crecimiento.

–Usted es un conocedor en la Argentina, ya que vivió en el país en los ‘2000 y lideró el desarrollo de grandes compañías en el mercado energético local. ¿Cómo evalúa la realidad argentina en términos de oportunidad de negocios? ¿El contexto económico, que a priori parece más establece a partir de la flexibilización de los controles cambiarios y la reducción de la inflación, es lo suficientemente robusto para incentivar la inversión?

–Argentina siempre ha sido un país con un potencial energético enorme y, particularmente en Vaca Muerta, que es uno de los principales activos no convencionales del mundo. Viví allá, trabajé allá y pude conocer de cerca a su gente, su industria y algo posiblemente más importante: la resiliencia y la capacidad técnica, que son tan valiosos como el subsuelo. Hoy estamos viendo señales que nos permiten cierto optimismo. La flexibilización del régimen cambiario y la convergencia hacia un esquema más previsible para las inversiones son pasos importantes. Todavía hay desafíos, sin duda, pero también una voluntad política más clara de integrar a Argentina al mundo, de honrar reglas de mercado y de consolidar un marco institucional que brinde previsibilidad y permita al final del día seguir creando valor desde este yacimiento de clase mundial. Desde GeoPark vemos que la oportunidad sigue ahí, intacta. Y en muchos sentidos, se está renovando. Vemos a la Argentina ya no como una promesa, sino como una posibilidad concreta de crecimiento rentable y sostenible. Lo importante, como siempre, será tener claridad de reglas, entender los riesgos, y avanzar con rigor técnico y con visión de largo plazo.

, Nicolas Gandini

El lunes 14 de julio la Secretaría de Energía publicó el precio de comercialización del biodiésel destinado a la mezcla obligatoria con el diesel de hidrocarburos y lo estableció en $ 1.302.411 por tonelada cuando el mismo debió ser de $ 1.349.000.

De este modo la industria pyme elaboradora de biodiésel destinado al mercado interno ha sido nuevamente castigada de manera arbitraria, injusta e ilegal por parte de la Secretaría de Energía, que por duodécimo mes consecutivo ha fijado precios de comercialización por debajo de los costos de producción, violando la Ley 27.640 de Biocombustibles y la Resolución 963/2023, que establece mecanismos objetivos y transparentes para la fijación del precio.

La Secretaría de Energía, como organismo regulador de la producción, distribución y comercialización de combustibles líquidos en Argentina, tiene la obligación, según la Ley 27.640, de fijar un precio de comercialización del biodiésel elaborado por pymes de Buenos Aires, Santa Fe, La Pampa, Entre Ríos y San Luis. 

Según el artículo 14 de la Ley 27.640: “Las metodologías de cálculo de los precios de los biocombustibles para el abastecimiento de las mezclas obligatorias con combustibles fósiles que establezca la autoridad de aplicación deberán garantizar una rentabilidad determinada por la misma, considerando los costos de su elaboración, transporte y el precio para producto puesto en su planta de producción”

El biodiésel, producido a partir de la transformación del aceite de soja, es adquirido por las compañías refinadoras y mezclado en una proporción del 7,5% con el diésel proveniente de la destilación de hidrocarburos. Este porcentaje de mezcla, fijado por ley, permite reducir la cantidad de diésel importado, disminuye las emisiones de gases de efecto invernadero, agrega valor a la cadena de la soja, y genera empleo y desarrollo regional.

La Resolución 963/2023 estableció un mecanismo objetivo para la determinación del precio de comercialización con el fin de evitar que este sea fijado arbitrariamente por el funcionario de turno; quien antes podía establecer un precio excesivamente alto para beneficiar al sector, o absurdamente bajo para perjudicarlo. Naturalmente, la implementación de una fórmula objetiva y la eliminación de la discrecionalidad fueron muy bien recibidas por la industria, que —como todas— necesita previsibilidad para funcionar.

Con el cambio de gobierno y la llegada de Javier Milei a la Presidencia, Luis Caputo al Ministerio de Economía y Eduardo Rodríguez Chirillo a la Secretaría de Energía, el Poder Ejecutivo respetó la fórmula hasta julio de 2024. Sin embargo, desde el nombramiento de María Tettamanti como nueva secretaria, y con Daniel Gonzalez como secretario coordinador de Energía y Minería, se volvió a fijar precios de manera arbitraria, sin método ni justificación, y siempre por debajo de los costos de producción.

Quiero detenerme en este punto porque considero importante que los lectores comprendan claramente cómo funciona la fórmula de fijación de precios, elaborada por profesionales de trayectoria en la Secretaría. En ella se incorporan el costo del aceite de soja (que representa el 80 % del total), el metanol (comercializado principalmente por YPF), el costo laboral (medido por el Índice de Salarios del Sector Privado del INDEC) y el resto de los costos, principalmente la energía (según el Índice de Precios Mayoristas del INDEC). A este cálculo se le suma un 3 % de rentabilidad, lo que determina el precio de comercialización.

No obstante, pese a la transparencia de este mecanismo, la Secretaría continúa manipulando arbitrariamente los precios, poniendo en riesgo a todo el complejo pyme productor de biodiésel. Alguien desprevenido podría pensar que esta represión de precios busca contener los valores en los surtidores, pero en realidad, mientras se mantiene pisado el precio del biodiésel, se liberó el del diésel.

Así, las petroleras llevaron el precio del diésel en los surtidores a paridad de importación —o incluso superior—, a pesar de que YPF reconoce que el costo de extracción en Vaca Muerta es la mitad del valor internacional del crudo. Al mismo tiempo, pagaron por el biodiésel un precio inferior al que marca la Ley. Por este motivo, entre julio de 2024 y abril de 2025, la industria debió otorgar una «subvención» forzosa a las petroleras por un total estimado de 67,9 millones de dólares, suma correspondiente a los ingresos que los productores dejaron de percibir.

Entre diciembre de 2023 y marzo de 2025, si se hubiera aplicado correctamente la fórmula del artículo 3° de la Resolución 963/2023, el precio del biodiésel habría registrado un incremento del 75 %. Sin embargo, invocando el artículo 5° de dicha resolución, la Secretaría optó por ignorar la fórmula, autorizando aumentos muy superiores para el gasoil fósil de producción nacional en el mismo período.

De hecho, el gasoil fósil utilizado para el Gas Oil Grado 2 aumentó un 87%, y el destinado al Gas Oil Grado 3, un 81%. Para el biodiésel, en cambio, sólo se autorizó un incremento del 61%.

Esta disparidad representa una grosera violación de la garantía constitucional de igualdad, ya que, ante circunstancias idénticas —la necesidad de evitar aumentos en el precio final del gasoil al consumidor—, la Secretaría permitió subas mucho mayores en el gasoil fósil en desmedro del biodiésel, cuya incidencia en el precio final es ínfima.

Pese a los reiterados pedidos formales de cumplimiento de la ley, las explicaciones técnicas brindadas a la Secretaría de Energía y las advertencias sobre las graves consecuencias para el sector, no hemos recibido aún una explicación lógica. Es paradójico que un gobierno que supuestamente viene a respetar la seguridad jurídica, sea el primero en violarla fijando precios de manera arbitraria, sin criterio objetivo y a sola firma de los funcionarios de turno.

*Director Ejecutivo de la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustible (CEPREB).

, Redaccion EconoJournal

Una alianza entre CONUAR y la Universidad Nacional de Hurlingham (UNAHUR) promete avanzar en la utilización de la manufactura aditiva en la industria nuclear argentina. La empresa fabricante de componentes y elementos combustibles nucleares está explorando la utilización de técnicas de impresión 3D en la fabricación de piezas para centrales nucleares.

Para esto contará con el apoyo de la UNAHUR, que gracias a la adquisición de una potente máquina impresora está apostando por una tecnología de manufactura aditiva metálica poco explotada en el país y que despertó el interés de CONUAR e incluso entre proveedores de la industria petrolera, según indicaron desde la universidad en un diálogo con EconoJournal.

CONUAR y la UNAHUR firmaron en junio un convenio marco para llevar adelante un proyecto de investigación aplicada en impresión 3D. La empresa subrayó que la iniciativa “representa un hito en la transferencia tecnológica entre el ámbito académico y el sector industrial, y se orienta al desarrollo y validación de aplicaciones avanzadas para componentes críticos del sector nuclear”.

En concreto, el proyecto permitirá a las partes consolidar su conocimiento y dominio de la manufactura aditiva metálica mediante la tecnología de deposición metálica por laser (LMD por sus siglas en inglés). 

Para esto, el Laboratorio de Investigación Aplicada para el Trabajo y la Producción (LIAPT) de la UNAHUR cuenta con un moderno equipo Meltio Engine de impresión por LMD, que requirió de una inversión pública de cientos de miles de dólares.

Apuesta por la LMD

El universo de la manufactura aditiva está compuesto de distintas vertientes tecnológicas. Una es la fusión selectiva por láser o SLM, uno de los métodos más difundidos en el país y el mundo. En contraste, el recorrido de las instituciones públicas y privadas argentinas en LMD es más reciente. En ese sentido, la UNAHUR busca colocarse a la vanguardia de las instituciones públicas con capacidades de brindar servicios de impresión en LMD al sector privado.

“Como universidad nueva sabíamos que teníamos un poco que empezar a competir y hacer un recorrido de confiabilidad. Esta compra es estratégica porque nos posicionó a la vanguardia, es una tecnología que otras instituciones no tienen desarrollada con esta capacidad de impresión y de acceso público para desarrollo e investigación”, explicó Mercedes Durán, doctoranda de FIUBA-CONICET y coordinadora del área experimental de la Instalación Experimental de Tecnologías de la Fabricación del LIAPT.

La incorporación del equipo Meltio Engine tiene origen en una convocatoria de 2023 del programa federal Equipar Ciencia del ex Ministerio de Ciencia y Tecnología. Cada institución podía solicitar fondos con un tope máximo de un millón de dólares por equipo. La UNAHUR aplicó al programa para financiar la compra de un equipo Meltio Engine, que requirió un desembolso de aproximadamente 400.000 dólares. 

La máquina en cuestión es un cabezal robótico Hyundai compuesto de seis láseres de fibra óptica de 200 W de potencia cada uno. El equipo cuenta con un séptimo eje de impresión que le confiere una gran rango de movimiento y flexibilidad para imprimir piezas de hasta 500 kg.

El insumo de impresión en la LMD son bobinas de alambres de distintos materiales. “La SLM es muy buena pero tiene limitaciones con la materia prima. Con la LMD no hay, podemos comprar bobinas de alambre de soldadura del material que queramos. Algunos materiales como cobre no podemos imprimir, pero aleaciones de aluminio podemos todas. Incluso podemos imprimir con doble alambre”, añadió.

El equipo Meltio está operativo desde mediados del 2024, aunque su operación requiere de una curva de aprendizaje que se está cumpliendo. “Actualmente estamos haciendo impresiones con acero a 800 W. Aluminio todavía no probamos, pero en breve vamos a empezar con inconel, que es para uso aeroespacial y nuclear”, contó Durán sobre los pasos a seguir.

Sucede que la impresión de componentes complejos conlleva el desarrollo de estrategias de impresión. “Imprimir no es tan fácil, tenemos un software que viene con el equipo, hay varias estrategias que hacen la diferencia. Por ejemplo, cuando se pone el modelado 3D en el software se puede jugar con el sentido de la impresión y variar las propiedades mecánicas de la pieza”, explicó.

Manufactura aditiva en el sector nuclear

La industria nuclear es uno de los sectores industriales que más activamente está incorporando la manufactura aditiva en la fabricación de componentes. Gigantes de la industria como Westinghouse o Rosatom ya están probando en centrales nucleares componentes fabricados con métodos aditivos. En la Argentina, CONUAR esta por incorporar un equipo SLM para incursionar en las tecnologías de fabricación aditiva.

La coordinadora del LIAPT observó cuáles son las ventajas de la manufactura aditiva. “Ninguna tecnología aditiva viene a reemplazar la sustrativa, que sería el otro método, sino que son complementarias. Hay piezas que será más convenientes hacerlas con la aditiva y otras con los métodos tradicionales. La manufactura aditiva, independientemente del proceso utilizado, es para hacer piezas complejas, de baja escala y gastando el menor material posible. Por ejemplo, hay componentes hechos de materiales muy caros porque son específicos para el área nuclear, entonces tal vez el desperdicio de viruta es un montón. Pero con la LMD podes llegar a la forma deseada y gastando menos”, evaluó.

Como la impresión 3D no se inventó pensando en la industria nuclear, las técnicas de fabricación se están adaptando a las necesidades del sector. Mientras que las organizaciones industriales de normalización están elaborando normas para la impresión 3D en otras industrias, todavía se está trabajando en las del sector nuclear.

En ese sentido, el Organismo Internacional de la Energía Atómica lanzó en 2022 la Iniciativa de Armonización y Normalización Nuclear (NHSI), centrada en facilitar el despliegue de reactores nucleares avanzados y pequeños reactores modulares (SMR). La NHSI busca armonizar los enfoques regulatorios y desarrollar enfoques industriales más estandarizados, incluyendo enfoques comunes para los códigos nucleares y normas aplicables a la manufactura aditiva de SMR.

Pero la nuclear no es la única industria interesada en los servicios que instituciones como la UNAHUR pueden brindar en materia de manufactura aditiva. “Tenemos el interés de VENG y CONUAR. También tenemos muchas consultas del oil and gas, para la fabricación de bridas o recarges y reparacion de piezas. A todos les interesa la tecnología y tenemos mucho acompañamiento de las empresas en esta curva de aprendizaje que estamos haciendo”, concluyó Durán.

, Nicolás Deza

Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) fue adjudicada para la provisión de válvulas automatizadas de hasta 42″ de diámetro para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas que tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un país exportador de crudo a nivel global.

“La adjudicación en el proyecto VMOS refuerza nuestra posición en el sector energético, reflejando la solidez de nuestras capacidades, competencias y recursos organizacionales puestos a disposición del desarrollo de nuestra Argentina”, expresaron desde la empresa.

Abastecimiento

“Este logro es el resultado del esfuerzo diario de nuestro equipo y reafirma nuestra misión de acompañar a la industria en su camino hacia el crecimiento sostenible. Agradecemos la confianza depositada y renovamos nuestro compromiso de seguir aportando valor a través de soluciones confiables y de alta calidad”, destacaron desde la firma.

La adjudicación en el proyecto VMOS para Valbol no solo refuerza la posición de la compañía en el sector energético, sino que también refleja la solidez del trabajo colaborativo y avance tecnológico, remarcaron.

“Este importante logro no habría sido posible sin la sinergia y el compromiso de todas nuestras áreas: Comercial, Compras, Ingeniería y Planta. Cada equipo, desde su rol, aportó su experiencia, esfuerzo y visión para alcanzar este hito que hoy celebramos con orgullo”, concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) dio a conocer la actualización del Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural que establece las condiciones, procedimientos y requisitos para las instalaciones de este tipo de actividad, sean fijas o móviles, lo que da un contexto normativo a las distintas posibilidades de negocio para el GNL y el GNC de pequeña escala. La norma es una actualización de lo publicado en 2019, pero que no tuvo una aplicación práctica.

En un nuevo contexto de la industria con el desarrollo que se anticipa de actividades vinculadas a la producción y comercialización de GNL, el mercado requería de especificaciones que ahora se establecen como los requisitos para la inscripción como almacenador, la presentación de instalaciones, las funciones del Responsable Técnico de Almacenaje, la cobertura de seguros, y un modelo de inscripción en el Registro de Almacenaje de Gas Natural (RAGNar).

Previo a su publicación, la norma fue presentada en un workshop realizado en la sede de Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) con participantes de toda la cadena de valor del gas vinculada al transporte y almacenamiento, de donde surgieron observaciones que, se asegura, serán motivo de posibles nuevas actualizaciones para incorporarlas.

El desarrollo del mercado local

Uno de los asistentes al encuentro resaltó que este marco normativo facilita el desarrollo, en particular, de la distribución a baja escala del GNL. Se trata de alternativas como la instalación de surtidores y estaciones de servicio para transporte, el abastecimiento de industrias y de localidades aisladas, cualquier desarrollo productivo desconectado de la red, generadoras de electricidad, hasta la provisión de ese combustible a embarcaciones costas afuera.

Pero el Enargas también comenzará a analizar, por delegación de la Secretaría de Energía, la normativa técnica y de seguridad para las operaciones offshore de exportación, como lo son los tres proyectos en marcha del Argentina LNG que llevan adelante una decena de empresas locales y socios internacionales para el aprovechamiento de los recursos gasíferos de Vaca Muerta a través de buques licuefactores que llegarán a las costas de Río Negro, a partir de 2027.

Así, en términos generales, el alcance del reglamento abarca el almacenaje de gas fijo y móvil -incluyendo inyección, depósito y retiro de gas, ya sea propio o para terceros-, tanques o equipos de GNL (Gas Natural Licuado), GNC (Gas Natural Comprimido), GNP (Gas Natural a Presión), plantas de carga y descarga a granel, estaciones portátiles y transporte de módulos de almacenaje móvil, entre otros dispositivos.

Además, aborda las opciones de almacenamientos subterráneos de gas natural e incluye el almacenamiento vinculado al upstream, pero sólo en los casos en que tienen vinculación con los sistemas de transporte de la red regulada por el Enargas. Esto generó observaciones de alguno de los presentes en el workshop, no sólo por ser sujeto de regulación del Enargas, sino por considerar que su supuesta ambigüedad limita la potestad del operador en la gestión del negocio y deja abierta la posibilidad de una mayor intromisión del Estado.

Categorías, alcances y exclusiones

La reglamentación dispone también un régimen de sanciones ante la verificación de incumplimientos que podrán significar apercibimientos, multas o la baja del registro, además de implementar nuevas tasas de inscripción y una Tasa de Fiscalización y Control, y el tipo de seguros obligatorios para las distintas instalaciones.

En el reglamento se establecen y delimitan las categorías de Almacenador de GNC/GNP que opera instalaciones fijas y móviles; el Mini Almacenador de GNL con capacidad en cada instalación de hasta 15.000 m3; el Gran Almacenador de GNL con una capacidad superior a esos 15.000 m3, y Almacenador subterráneo, ya sea en yacimientos depletados, cavernas de sal, acuíferos o coal bed methane, lo cual se asegura resulta representativo para un amplio espectro del negocio.

Entre las exclusiones de la norma se destacan los equipos de GNC en vehículos, estaciones de expendio de gas natural vehicular, instalaciones fijas de almacenamiento de usuarios no residenciales conectados a sistemas de transporte o distribución (sujetas a reglamentación específica), almacenamiento realizado por licenciatarias de transporte/distribución para asegurar el suministro de servicios no interrumpibles, ni instalaciones de almacenaje destinadas a la producción en yacimientos de hidrocarburos o subterráneos para uso propio en áreas de concesión.

La normativa consolida el funcionamiento del Registro de Almacenaje de Gas Natural de la República Argentina (RAGNar), de inscripción obligatoria a cargo del Enargas; y las figuras de Responsable Técnico de Almacenaje (RTA) y de lo Organismo de Certificación (OC) acreditado por el regulador para certificar el cumplimiento de normas.

Además de delimitar las responsabilidades en los casos de usuarios aislados o conectados a la red, también establece los requisitos de inscripción para quienes ya prestan el servicio de almacenaje fijo o móvil, además de explicitar que las licenciatarias de transporte y distribución también pueden ofrecer esa prestación por cuenta propia o de terceros.

, Ignacio Ortiz

Con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta clave para fomentar la actividad, la Argentina se prepara para recibir uno de los proyectos mineros más ambiciosos de las últimas décadas: el Proyecto Vicuña. Este emprendimiento, liderado por Lundin Mining y BHP, promete transformar no solo la matriz exportadora argentina, sino también su mapa laboral y energético.

Según proyecciones, Vicuña podría generar hasta 200.000 empleos directos e indirectos hacia 2032 y exportaciones por más de 12.000 millones de dólares anuales, lo que triplicaría los niveles actuales del sector. En paralelo, se espera que atraiga inversiones por más de 33.000 millones de dólares en casi 70 proyectos mineros, con la provincia de San Juan como epicentro.

Para acompañar tamaño crecimiento favorecido por el RIGI, el abastecimiento energético se vuelve un factor crítico. Es por esto que Aggreko, compañía dedicada a las soluciones modulares de generación de energía y control de temperatura, se ha fijado como obejtivo poder ser un socio estratégico para impulsar este tipo de iniciativas.

Actividad y abastecimiento energético

«La minería de gran escala requiere soluciones de suministro confiables, eficientes y adaptadas a contextos extremos. En lugares como la cordillera o el Triángulo del Litio, los retos logísticos y técnicos son significativos, pero también lo es el potencial de transformación regional», señaló Lucía Mejuto, Business Development Manager de Aggreko.

Ante este escenario, Aggreko ofrece sistemas híbridos que combinan fuentes renovables, almacenamiento inteligente y tecnologías de generación confiables y de rápida implementación. “Estas soluciones están diseñadas para operar en condiciones exigentes, como la altura, con bajo consumo energético, monitoreo remoto y mantenimiento predictivo. Gracias a esta combinación tecnológica, se garantiza la continuidad operativa de los yacimientos, al tiempo que se optimizan los costos y se minimiza el impacto Ambiental”, destacaron desde la firma.

A su vez, Mejuto precisó: «La energía es un habilitador clave para el desarrollo regional. Diseñar sistemas que se adapten al entorno y aseguren la escalabilidad del proyecto es parte de nuestra misión. Acompañar el crecimiento del cobre argentino es también una forma de contribuir al futuro energético del país».

, Redaccion EconoJournal

Como parte de su estrategia de crecimiento en América Latina y de fortalecimiento de sus servicios, Sulzer, la compañía dedicada a las aplicaciones críticas para infraestructuras esenciales y procesos industriales a gran escala, ha expandido su presencia en la Argentina con la apertura de una tercera instalación en el país. Además de su centro de servicios de campo en La Plata y su oficina principal en el corazón de la Ciudad de Buenos Aires, Sulzer inauguró recientemente un nuevo centro de servicios para equipos rotativos en Ezeiza. Esta apertura busca atender a clientes de industrias clave como petróleo y gas, papel y celulosa, generación de energía, y alimentos y bebidas, según precisaron desde la firma.

“Este nuevo hito refuerza la presencia local de Sulzer y subraya su compromiso con el desarrollo de soluciones más amplias y eficientes para sus clientes en toda la región”, remarcaron.

Expansión

La nueva instalación ofrece un entorno de trabajo más avanzado, seguro y con mayor capacidad operativa, remarcaron. Además, Sulzer está ampliando sus capacidades de ingeniería para ofrecer a los operadores de bombas mejoras innovadoras en eficiencia energética, que reducen las emisiones mediante una menor demanda de consumo eléctrico en sus activos.

Gabriel Sakson, gerente general de Sulzer Argentina, aseguró: “La apertura de estas tres instalaciones en Argentina es una muestra concreta de nuestro compromiso con los clientes locales, a quienes brindamos soluciones industriales y de manufactura críticas, junto con un servicio inigualable. Estamos muy entusiasmados con este avance y con el crecimiento sostenido de nuestra compañía tanto en Argentina como en el resto de América Latina”.

Centro de servicios

El nuevo centro de servicios de turbomaquinaria y bombas en Ezeiza tiene una superficie de 2.600 m² y cuenta con áreas especialmente diseñadas para cada equipo. Ofrece capacidades integrales de reparación e ingeniería para rotores y componentes de turbomaquinaria, brindando soporte a clientes de toda la región.

La expansión en la Argentina se da en el marco de un crecimiento regional más amplio, que incluyó un aumento del 15% en su dotación de personal local. A esto se suma la capacidad de producción avanzada de la planta de Sulzer en Jundiaí, Brasil, que permite un acceso rápido a nuevas bombas para los sectores de energía, infraestructura, agua e industria.

“En un contexto en el que las industrias críticas impulsan nuestras sociedades y economías, la misión central de Sulzer es acompañar a esos sectores esenciales de los que dependen millones de personas cada día. Con la modernización de sus fábricas en Brasil, la ampliación de su capacidad industrial en Colombia y el crecimiento de su presencia comercial en Perú, Sulzer sigue generando nuevas oportunidades en toda América Latina”, expresaron desde la empresa.

A lo largo de sus 190 años de historia, Sulzer ha desarrollado una red global con 160 plantas de fabricación y centros de servicios. Como empresa dedicada a la producción de bombas y tecnologías químicas orientadas a la reducción de carbono, la compañía ofrece también soluciones integrales de ingeniería y servicios especializados para equipos rotativos.

, Redaccion EconoJournal

El parque San Luis Norte cumplió un hito en el sector renovable al convertirse en el primer proyecto híbrido eólico y solar del país. Esta semana entró en operación la planta solar de 18 MW instalada en medio del parque eólico San Luis Norte de 112,5 MW, que fue inaugurado el año pasado. El parque híbrido, que completó una capacidad instalada de 130,5 MW, pertenece a PCR, la compañía especializada en petróleo y gas, energías renovables y cemento, y la empresa ArcelorMittal Acindar, productora de aceros largos en la Argentina.

Cammesa, la compañía que se encarga del despacho del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), habilitó la entrada en operación comercial del parque solar desde las 0 del 11 de julio para que comience a inyectar energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), según la nota enviada este lunes por PCR a la Comisión Nacional de Valores (CNV). Son 35.000 paneles solares con trackers que les permiten orientarse según la dirección del sol.

Híbrido

El nuevo parque solar evacúa la generación a través de la infraestructura existente del parque eólico que opera hace un año, explicaron desde la compañía PCR a EconoJournal. Al ser híbrido, el parque en su conjunto puede capturar el recurso eólico y el solar reduciendo la intermitencia característica de las energías renovables. El Parque San Luis Norte tiene una capacidad instalada equivalente a más de un tercio del consumo de energía de la provincia.

PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A. (Generación Eléctrica Argentina Renovable I), en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del Parque Eólico y Solar San Luis Norte. El parque fotovoltaico demandó una inversión de alrededor de US$ 18 millones.

El parque híbrido abarca 1.500 hectáreas en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, provincia de San Luis. La energía renovable que genera el Parque San Luis Norte está destinadas a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos.

Proyectos

Las compañías están construyendo un nuevo parque eólico de 180 MW de potencia en Olavarría, provincia de Buenos Aires, y están llevando adelante obras en el sistema de transporte en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría con el objetivo de poder ampliar la capacidad de transmisión en el corredor de la Línea de Alta Tensión de 500 kv que une Bahía Blanca con la localidad bonaerense de Abasto.

PCR es una compañía con más de 100 años en el negocio petrolero en la Argentina, desde 1952 produce cemento y en 2016 desembarcó en la generación de energías renovables. En 2023 inauguró tres parques eólicos, uno en 2024 y, además de inaugurar la planta solar, en la actualidad está desarrollando nuevos proyectos de generación y transporte de electricidad. Opera casi 550 MW de generación eólica y solar y es una de las principales empresas de energía renovable del país.

, Roberto Bellato

Se realizó la apertura de las ofertas de la licitación pública para instalar unidades de almacenamiento de grandes baterías de energía eléctrica para reforzar el sistema del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La convocatoria la impulsó el gobierno nacional a través de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y se denomina “Almacenamiento GBA –AlmaGBA”. Se presentaron 15 empresas para 27 ofertas por un total de 1.347 megawatts (MW). Las únicas compañías internacionales que se sumaron fueron Everyray Latam y Alupar Investimento. Hasta último momento se estuvo negociando con las generadoras una cláusula del contrato que hacía referencia a qué sucede si el Estado deja de trasladar el costo de las baterías al precio mayorista de la electricidad.

El promedio de las ofertas fue de 49,9 MW. En el área de Edenor se ofertaron 17 proyectos por 900 MW, un 67% del total, que marca la predisposición de la distribuidora para compartir información de los nodos. En la jurisdicción de Edesur fueron 10 proyectos por 447 MW (33%). Hubo un jugador nuevo que se presentó en la convocatoria que fue Rowing, que tuvo cuatro ofertas, todas en la red de Edesur.

Fuentes oficiales consultadas por EconoJournal comentaron que “tuvimos mucha potencia ofertada. Evidentemente hubo interés. Ahora hay que ver las ofertas económicas cómo se presentan”. Otra fuente del sector indicó que “el proceso fue bastante competitivo y diverso, veremos en un mes cómo son los precios”.

La licitación es por un total de hasta 500 MW de potencia de centrales de almacenamiento que servirán para reforzar los nodos críticos del sistema de Edesur y Edenor. Contempla una inversión estimada de US$ 500 millones.

El próximo 12 de agosto Cammesa publicará la evaluación de las propuestas correspondientes al Sobre A de la licitación, mientras que el Sobre B con las ofertas económicas será el 19 de agosto. Luego el cronograma contempla que el 29 de agosto serán las adjudicaciones y el 5 de septiembre se realizará la firma de los contratos.

Compañías

Las empresas que más potencia ofertaron fueron MSU Green Energy con 330 MW, Genneia con 170 MW, Central Puerto 150 MW y Sullair Argentina con 144 MW. Continúan Rowing con 102,9 MW, Eólica del Sur 100 MW y Central Dock Sud con 90 MW.

La lista se completa con las ofertas de Central Costanera por 55 MW, Pampa Energía y Everyray Latam y Alupar Investimento por 50 MW cada una y Buenos Aires Energía con 30 MW y Aluar también por 30 MW. Por último figuran Talde Construcciones con 20 MW, Central Térmica Almirante Brown con 15 MW y Alberdi Energy con 10 MW de potencia ofertada.

Novedad

La convocatoria para contratar centrales de almacenamiento de energía eléctrica es una novedad en el país. Los contratos se realizarán con las distribuidoras Edenor y Edesur y contarán con el respaldo de Cammesa como garante. Este es el dato destacado porque si bien la compulsa la realiza la empresa mixta, en esta licitación Cammesa ya no será el el offtaker (comprador) como sucedió en los últimos 20 años con distintas licitaciones para ampliar el parque de generación eléctrica en el país.

Lo que se busca es que el proceso para instalar baterías de almacenamiento sea la punta de lanza para propiciar la recontractualización entre privados (distribuidoras y generadores) a fin de reconstituir el funcionamiento del MEM.

Convocatoria y precios

El valor máximo de adjudicación definido en el anexo de la norma es de US$ 15.000 por MW-mes. Ese precio es inferior a los US$ 18.000 dólares contemplados en la licitación TerConf que había lanzado el gobierno de Alberto Fernández para sumar generación y que la gestión de Javier Milei dejó sin efecto.

El menor precio actual tiene que ver con que las condiciones macroeconómicas mejoraron. Por lo tanto, la tasa de descuento de los proyectos es más baja y el costo de financiamiento también debería ser menor.

La convocatoria se lanzó en febrero a través de la resolución 67/2025 y tiene un plazo de ejecución que podría variar entre 12 y 18 meses, menos de los 24 meses que demanda una central de generación.

, Roberto Bellato

La secretaria de Energía, Maria Tettamanti, recibió el jueves de la semana pasada a directivos de las principales empresas generadoras del país—Pampa Energía, Central Puerto y MSU, entre otras— que le pidieron audiencia por un tema bien concreto: intentar corregir el texto del pliego licitatorio y del contrato de compra de adjudicación previsto por AlmaGBA, el concurso público que impulsa la instalación de baterías de almacenamiento en el área metropolitana de Buenos Aires.

Desde la óptica de los privados, así como estaba redactado, un punto central de la licitación terminaba atentando y desalentando la inversión en este tipo tecnologías de almacenamiento . ¿Qué aspecto en particular del contrato de AlmaGBA señalaban las generadoras? Concretamente, cuestionaron una cláusula del contrato de compra de energía redacto por la Secretaría de Energía que establece que en caso de que el Estado no traspase el costo económico de las unidades de baterías al precio estacional de la energía que, a su vez, se traslada a las tarifas eléctricas de Edenor y Edesur, las distribuidoras eléctricas del AMBA tienen derecho a rescindir el contrato con los empresas que instalaron los proyectos de almacenamiento; es decir, con las generadoras y con otras compañías desarrolladoras que se presenten a la licitación.

La situación se terminaba se complejizar un poco más porque el pliego del concurso estipula que el Estado otorgará a las compañías que se adjudiquen los proyectos de almacenamiento una garantía por un plazo de sólo un año en caso de que cambien las condiciones de pago. Fuentes privadas indicaron que, si bien la economía es estabilizó de forma significativa con relación a la que existía a fines del gobierno de Alberto Fernández, aún no existen certezas para descartar que la nominalidad de la macro no se vea afectada a futuro. Por eso, pedían un plazo de garantía mayor.

Respuesta

El gobierno se opuso a ese planteo —la conducción política de La Libertad Avanza descarta de plano que el Estado siga teniendo un rol en los procesos de inversión en infraestructura—, pero sí accedió a corregir, al menos parcialmente, la cláusula del contrato que hacía referencia a qué sucede y cómo se asignan las responsabilidades de cada uno de los actores si el Estado deja de trasladar —en caso de que por motivos políticos decida congelar o atrasar las tarifas eléctricas— el costo de las baterías al precio mayorista de la electricidad.

En esa clave, Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la que está al frente administrativamente de AlmaGBA, publicó este sábado 12 de julio la circular Nº 11 que si este u otro gobierno deja de traspasar el costo de los proyectos de almacenamiento a las tarifas de Edenor y Edesur, “se mantendrá la remuneración del Vendedor (generadoras y nuevos desarrolladores) en los términos y condiciones del Contrato original, la que será incluida por Cammesa en las Transacciones Económicas del MEM”. En otras palabras, se estableció que si Edenor y Edesur dejan de pagar los costos de los proyectos de baterías, las empresas afectadas empezarán a cobrar de forma directa de Cammesa con los mismos fondos que utilizan para pagar mensualmente a los generadores que entregan energía al mercado mayorista.

“Como estaba redactado hasta la semana pasada el contrato, los bancos decían que era prácticamente imposible financiar la inversión en este tipo de emprendimientos. Esta circular mejora un poco las condiciones, aunque sigue siendo un contrato con un riesgo más alto que los PPA’s que firmaba hasta ahora Cammesa, que estaban expresados en dólares y con mayores garantías de cobro”, explicó un alto ejecutivo del mercado.

Presentación de ofertas

Aún así, más allá de este contrapunto puntual con los privados, en el gobierno son optimistas en lograr una excelente participación en la licitación de AlmaGBA. Tanto es así que, inicialmente, el proceso apuntaba a obtener compromisos de inversión para instalar unos 500 megawatt (MW) de respaldo en baterías y ahora fuentes oficiales advierten que podrían adjudicar, si reciben un buen caudal de ofertas, proyectos por más del doble que esa cifra.

“Habrá que evaluar la conveniencia en función de la cantidad de propuestas que se reciban. Tal vez, si la participación es alta, se podría solicitar una mejora de ofertas para alinear mejor los precios y adjudicar más potencia”, explicó una fuente oficial. Este martes por la tarde, una vez que se formalice la presentación de ofertas (hay plazo hasta las 13 de hoy), se empezará a despejar ese interrogante.

, Nicolas Gandini

El Estado argentino presentó una carta ante la Cámara de Apelaciones del segundo distrito de Nueva York solicitando una suspensión administrativa temporal del fallo de la jueza Loretta Preska que lo obliga a depositar el 51% de las acciones de YPF en el Banco de Nueva York. En el escrito, que lleva el membrete del estudio Sullivan & Cromwell y fue difundido por el experto Sebastián Soler en su cuenta de X, se afirma que “los demandantes-apelados (Burford Capital) confirmaron que no se oponen a la emisión de una suspensión administrativa temporal por parte de esta Corte mientras se resuelve la moción de suspensión presentada por la República en este tribunal”.

Es decir, por un lado el Estado argentino espera que el tribunal suspenda el fallo durante todo el tiempo que le tome a la Cámara resolver la apelación de fondo sobre la sentencia de primer instancia de Preska de 2023, que condenó a la Argentina a pagar US$16.100 millones por la expropiación del 51% de las acciones de YPF, realizada en 2012.

Mientras que por parte del demandante Burford –que accede al acuerdo de partes para no forzar al país a caer en la figura del desacato a fin de esta semana– la postura es que la Cámara conceda la suspensión preliminar del fallo, aunque espera que el tribunal establezca un plazo para analizar el pedido argentino, es decir, sin esperar a la resolución de la cuestión de fondo que en medios judiciales se estima podría darse en 2026.

Soler, miembro del Consejo de Administración e investigador de la Fundación de Investigaciones para el Desarrollo (FIDE), explicó que la postura argentina es lograr del tribunal la suspensión definitiva del fallo, es decir, suspenderla durante todo el tiempo que le tome a la Cámara resolver la apelación de fondo sobre la sentencia de primer instancia de Preska de 2023.

Dado el acuerdo de partes presentado por la defensa argentina, para Soler es esperable que la Cámara conceda esa suspensión preliminar rápidamente en un proceso en el cual este jueves 17 de julio Burford presentará un escrito oponiéndose a la suspensión definitiva de la orden, y el martes 22 de julio el Estado argentino responderá argumentando en detalle en favor de la suspensión.

A partir de esa fecha, la Cámara puede resolver el pedido de la Argentina en cualquier momento, pero no tiene plazo para hacerlo. Si la Cámara accede al pedido de la defensa, la orden de Preska de entregar las acciones de YPF quedaría suspendida hasta que la Cámara resuelva la apelación de Argentina contra la sentencia de fondo.

Dado que la Cámara ni siquiera ha fijado aún la fecha de la audiencia, es improbable que decida esa apelación de fondo antes de 2026, y si el tribunal rechaza el pedido de la Argentina, la orden de Preska volvería a estar vigente.

, Ignacio Ortiz

Las distribuidoras de gas no quedaron conformes con varios aspectos de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el gobierno publicó el pasado 30 de abril. Uno de los puntos que generó conflicto es el porcentaje de Gas Natural No Contabilizado, la diferencia entre el volumen de gas natural inyectado al sistema de distribución y el volumen que efectivamente se registra como entregado a los usuarios a través de los medidores. Algunas empresas tienen una diferencia entre puntas del 5% y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) estableció que ese porcentaje no podrá superar el 2,5% al final del quinquenio 2025-2030. Por lo tanto, la que supere ese tope deberá pagar la diferencia.

Enargas estimó ese 2,5% como una meta “razonable y alcanzable”. “Los valores informados a esta Autoridad Regulatoria por las prestadoras del servicio de distribución registraban un promedio que supera ampliamente el promedio de valores relevados de EE.UU., y países de Europa y Europa del Este”, aseguró para justificar el nuevo tope.

No obstante, al oficializar la RQT aclaró que dadas las diferentes características de las redes “dicho valor máximo será diferente para cada una de las distribuidoras, así como su sendero de reducción”.

Por ejemplo, una de las distribuidoras con mejor desempeño en lo que refiere al gas no contabilizado es Camuzzi Gas del Sur que en 2024 registró un porcentaje de 1,7%. Por lo tanto, en ese caso el tope se le fijó en 1,5%. En el otro extremo se ubican Metrogas y Naturgy que tienen cerca de 5% y deberán bajar a la mitad en cinco años. El desafío es importante porque si no logran hacerlo la diferencia por sobre el tope la van a tener que pagar las propias empresas y esa penalidad puede terminar teniendo un impacto significativo en los balances.

¿Qué se incluye dentro del gas no contabilizado?

El gas no contabilizado responde a múltiples factores entre los que se incluyen fugas en cañerías por conexiones defectuosas, pérdidas durante maniobras de mantenimiento, fallas en los medidores (tanto en cabeceras como en domicilios), errores de registro, gas usado para operar estaciones reguladoras y de medición o para presurizar redes y gas perdido por conexiones ilegales.

En el caso de Metrogas y Naturgy, la mayoría de sus cañerías fueron construidas por la estatal Gas del Estado desde fines de los 40. Ya tienen más de 70 años. Por lo tanto, las fugas suelen ser más recurrentes. Además, ambas compañías al operar en el Área Metropolitana de Buenos Aires tienen más gas no contabilizado porque hay más fraude.

“El umbral internacional óptimo es de 2,5%. Se comparó con la primera línea a nivel mundial y se quiere llegar a ese objetivo que es muy desafiante, para mí muy desafiante si se toma en cuenta el contexto que atraviesa la Argentina”, aseguró a EconoJournal una fuente empresaria.  

Las compañías reconocen que la inteligencia artificial va a permitir mejorar la eficiencia porque los sistemas informáticos permiten evaluar mejor el comportamiento de la red e identificar donde hay un punto de fuga.

, Redaccion EconoJournal

La crisis de suministro de gas que se registró hace dos semanas —que incluso provocó, por primera vez en muchos años, interrupciones de suministro en hogares de la provincia de Buenos Aires por falta de presión en las tuberías de distribución— afectó también el funcionamiento del mercado de exportación hacia Chile, aunque la gestión de la crisis evidenció un mejor ordenamiento y coordinación entre actores de uno y otro lado de la Cordillera.

Del lado argentino se trató de evitar caer en una aplicación incorrecta del “corte útil”, un difuso concepto se utilizó que en el pasado para restringir discrecionalmente los envíos hacia clientes trasandinos cuando faltaba gas en el mercado argentino. Actualmente, esta herramienta permite cortar en primer lugar las exportaciones de gas natural que operan bajo permisos interrumpibles otorgados por la autoridad argentina. Esta vez, las exportaciones concretadas bajo el gasoducto operado por GasAndes —que rondaban los 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d)— fueron afectadas inicialmente en la restricción a los volúmenes que se estaban exportando en dicho momento bajo permisos interrumpibles, para luego, recién a partir del 30 de junio cuando se empezó a restringir también la demanda de gas de cargadores locales con contratos de transporte interrumpibles, extender las restricciones a los volúmenes de exportación que estaban utilizando servicios de transporte interrumpible en el tramo de TGN, es decir, se aplicaron las medidas dictadas por el comité de emergencia (según las Pautas de Despacho) de igual manera que a los cargadores locales.

A partir de esa acción, en el peor momento de la crisis se siguió despachando por GasAndes unos 300.000 m3/día de gas hacia Metrogas Chile, el único contrato de exportación integrado por un permiso en firma de venta de gas (molécula), un contrato de transporte en firme, y que abastece demanda ininterrumpible. Esa robustez con una especie de triple candado terminó blindando el despacho hacia Metrogas Chile.

Reconstrucción

En los últimos años, cuando se materializó el potencial gasífero de Vaca Muerta, la Argentina inició el complejo camino de reedificar el mercado de exportación de gas hacia Chile después del trauma de 2006/2007, cuando el gobierno de Néstor Kirchner interrumpió sin control de daños ni coordinación política los envíos de gas hacia el otro lado de la Cordillera por la declinación de la producción local.

En esa clave, tanto el gobierno de Alberto Fernández como el de Javier Milei han ido estableciendo regulaciones con la intención de recuperar la confianza de los actores del mercado chileno. Hoy en día, el Estado argentino habilita dos tipos de permisos de exportación de una molécula de gas: los interrumpibles, más endebles, que se pueden interrumpir frente a eventualidades menores en la oferta de gas argentino (el llamado “corte útil”); y los firmes, que ofrecen una cobertura mayor frente a problemas que puedan registrarse con la disponibilidad del recurso desde la Argentina.

En el caso de GasAndes, por ejemplo, la mayoría del volumen que se exporta está calzado sobre permisos en firme de venta de gas, pero sólo uno —el de Metrogas Chile, la distribuidora de Santiago— posee también un contrato de transporte en firme sobre TGN. El resto está compuesto por permisos de venta en firme que se apoyan, sin embargo, sobre servicios de transporte en el tramo local de características interrumpibles (contrato TI).

“Si se quiere, el próximo paso para reconstituir el mercado de exportación es que se contrate más transporte en firme. Hay que seguir trabajando el marco regulatorio para que, frente a una crisis como la que pasamos, el trato de un cliente en firme en Chile sea cada vez más homologable al que recibe, por caso, un gran usuario industrial argentino que contrata gas en firme”, explicaron en una petrolera.

Otras exportaciones

Frente a la caída del linepack en el sistema de transporte troncal de gas, el Comité de Emergencia —integrado por distribuidores, transportistas y productores y coordinado por técnicos del ente regulador del gas (Enargas)— sostuvo las exportaciones del hidrocarburo por la cuenca Austral hacia Methanex, que opera una planta de metanol en Punta Arenas, y también los envío por el gasoducto Gas Pacífico.

Son exportaciones ‘off system”, es decir, no utilizan la red troncal de gasoductos. Por eso, como no están programadas dentro de los sistemas informáticos de las transportistas gozan de algún salvavidas adicional.

Cambios regulatorios

El área energética del gobierno de Javier Milei está dando señales desde el año pasado de que su objetivo es reconstituir la confianza del mercado chileno  hacia el gas argentino. De hecho, el Presidente viajó a Santiago de Chile en agosto de 2024 para participar de un seminario energético organizado en esa ciudad para apuntalar la integración gasífera de ambos países. Bajo ese paraguas, la Secretaría de Energía tomó en el último año y medio varias medidas regulatorias para robustecer la operatoria de exportación. La última fue eliminar la referencia al precio internacional del petróleo como marcador para definir el precio mínimo de exportación de gas hacia Chile y Brasil. Fue una medida que se tomó después de que varios compradores de gas argentino en Chile explicaran que es demasiado riesgoso firmar contratos plurianuales o de mediano plazo de importación asumiendo la volatilidad intrínseca del Brent, cuya cotización suele moverse por factores exógenos al mercado energético.

No obstante, la experiencia y la regulación vigente en materia de exportaciones de gas natural dejan ver que es necesario —según coinciden fuentes del mercado gasífero consultadas por este medio— dar un paso mas en aclarar las características de firmeza de los permisos y su operación ante contingencias como la vivida hace unos días, aplicando reglas de no discriminación entre demandas de sectores similares. Es la única manera, a su entender, que compradores de gas en Chile puedan considerar el gas argentino como un suministro en “firme”. Desde esa óptica, será necesario homologar las Pautas de Despacho con las demanda de exportación.

, Nicolas Gandini

El London Metal Exchange es sinónimo de minería en el mundo. Fundado en Londres en 1877, el LME es el principal mercado internacional para la fijación de precios, comercio y hedging de metales no ferrosos. Estas facetas se conjugan y traducen en garantías económicas para los productores y consumidores de metales, un aspecto que puede ser fundamental para el despegue definitivo de la minería en la Argentina.

Con el objetivo de reforzar su presencia en el mercado minero de Sudamérica, el LME este año volvió a abrir su área educativa y con el apoyo de BYMA y de la Bolsa de Comercio de Mendoza realizará en las próximas semanas seminarios en Buenos Aires y Mendoza (link de inscripción) dirigido a los diferentes actores de la industria minera y personas en general interesadas en profundizar en su funcionamiento y en las herramientas de cobertura que ofrece.

«Los objetivos son dar a conocer el rol del LME, su funcionamiento, y también explorar y estudiar a fondo de qué manera una persona o empresa puede utilizar este mercado de futuros para su negocio«, explicó Jorge Eduardo Dyszel, consultor experto en gestión de riesgos, especializado en metales básicos y formador oficial del London Metal Exchange para América Latina y el mundo hispano.

–-¿Qué tan importante es el London Metal Exchange en el comercio mundial de metales?

–Es el principal mercado y el que permite descubrir los precios de los metales básicos como el cobre, el aluminio, el plomo, el zinc, el estaño y demás para fechas futuras. Es decir, vas a tener precios, por ejemplo, para el cobre y el aluminio para hasta 10 años. Se juntan oferentes y demandantes para fijar el precio para fechas futuras. Y todo el planeta Tierra mira este mercado y coloca en las facturas comerciales el precio que diariamente se va descubriendo en la bolsa del LME, que existe hace 147 años.

–-¿Cuáles son los objetivos del seminario?

–Dar a conocer el rol del LME, su funcionamiento, y también explorar y estudiar a fondo de qué manera una persona o empresa puede utilizar este mercado de futuros para su negocio. Lo voy a ejemplificar con un fabricante de cables, que consume cobre para fabricar su producto. El cobre sube y baja de precio permanentemente, hay días con muchísima volatilidad. Si sos un consumidor de cobre, cada mes o según tu frecuencia que compres el cobre de tu proveedor, lo que va a ocurrir es que tu proveedor cada vez que te factura, te va a facturar según el precio actual del cobre que ve en el LME. De manera tal que si el cobre aumenta 5% un mes, tu proveedor te va a aumentar el 5%, y en la Argentina reciente, como vivías en un marco inflacionario, todo lo que podías hacer era trasladar ese aumento de costo a tu precio de venta total de inflación general. Pero cuando se corta el ritmo inflacionario, si el cobre aumenta un 6% y ocupa el 80% de tu costo, ¿cómo vas a hacer para trasladarlo al precio si no hay inflación para que tu cliente te valide el aumento de precio? Va a llegar un momento en que uno te dice que no, vamos a un precio del cable fijo. Entonces ahí es donde aparece la herramienta que es el hedge, que es la cobertura, una herramienta financiera que te permite dejar congelado por el periodo que quieras el precio del comodity que estás comprando.

–¿Cómo funciona esa cobertura?

–Esto se hace comprando tanto al proveedor del metal físico como al London Metal Exchange la misma cantidad y para la misma fecha. Es como si estuvieras comprando el doble, pero lo que ocurre es que la operación con el LME no la vas a llevar hasta el final. Lo que vas a hacer es, el mismo día que tu proveedor te fija el precio, en ese mismo momento vas a cerrar a ese mismo precio tu operación con el LME. Vamos a suponer que la operación de arranque implicó que hayas comprado en el LME cobre a 9000 dólares la tonelada y cuando llegó el momento de que tu proveedor te factura, el cobre se fue a 10.000. Sin embargo, vos tenés una posición comprada en el LME que vas a cerrar a 10.000 y el LME te va a pagar los 1.000 dólares de diferencia para que tu costo neto termine siendo los 9.000 de la búsqueda original, porque al proveedor le vas a pagar 10.000. Entonces estamos hablando de un mercado que no es solamente para los productores de metales, sino también para los compradores, que son los consumidores, y, por excelencia, para los especuladores, porque todos los mercados de commodities del planeta Tierra están tomados en volumen por los fondos financieros de especulación.

—¿Qué otros instrumentos financieros ofrece este mercado?

–Además de los futuros existen las opciones, que son como seguros. En lugar de comprar para esa fecha futura, vos comprás un seguro por si el precio sube, pagando una prima. Es como la prima del seguro de tu auto, si chocas la ejercés, si no lo abandonas. En este caso, el siniestro sería la suba del precio. Pagás una prima, ese instrumento se llama call, que es el derecho a comprar, y esta el put, que es el derecho a vender.

–¿Cuánta es la liquidez en este mercado?

–Cuando analizás el volumen total, ves que el 95% del volumen son operaciones del sector especulativo que compra cuando cree que va a subir o vende cuando cree que va a bajar. De cobre se producen 20 millones de toneladas por año, pero por aportación de liquidez y participación de fondos de inversión se tradean 1.200 millones al año. Esto ocurre en todos los commodities de todos los mercados de todo el planeta. Más o menos entre 40 y 60 veces la producción anual del producto que está cotizando. Y esto es porque tenés el mundo hiper líquido con intervención de fondos de inversión, están entrando y saliendo aprovechando oportunidades. La liquidez está garantizada.

–-Es un mercado de futuros, pero también físico. ¿Cómo funciona esa parte?

–El LME es un mercado de depósitos que tiene bajo su control, no propiedad, una red de aproximadamente 500 depósitos en donde se deposita el metal. El primer rol del LME es establecer un marco para que se vayan descubriendo precios para distintas fechas futuras. El segundo rol que tiene es poder no solamente mirar los precios, sino operar sobre esos precios a través de corredores. Esto significa poder comprar o vender para esas fechas futuras. El tercer rol que tiene el LME es la entrega física. Cuando una persona compra para una fecha futura, normalmente en el 98% o el 97% de las operaciones antes de su vencimiento se hace la operación contraria y se cierra. Pero, alternativamente, al haber comprado, vos podés poner todo el dinero y te llevas el material del almacén y lo llevas a donde querés. Eso significa entrega física. Inversamente, también podés vender para una fecha futura, en lugar de revertir la operación antes del vencimiento. En la medida de que tengas metal de una marca registrada en el LME, lo podés mandar y te llevas el dinero.

–Hay un renovado interés en la minería en la Argentina, sobre todo de cobre. ¿Cómo se conectan estos mercados de cobertura con el financiamiento para proyectos mineros?

–Vamos a suponer que soy un minero que va a encarar una exploración o explotación de cobre en San Juan. Dependiendo del tamaño del proyecto, necesito cientos o miles de millones de dólares y voy a tener que recurrir al sector financiero. Ahora, ponete en los pies del banquero que me tiene que financiar. ¿Cómo lo voy a garantizar que si el cobre cae dos mil dólares de precio me va a alcanzar la plata para pagarle la deuda? Puede caer el cobre a ocho mil, por supuesto, estamos en un mundo de altísima volatilidad. Entonces es el banquero me va a pedir, asociado al financiamiento que me dará, una política de cobertura. Ahí es donde enganchas todo. El banquero me va a demandar un seguro ante la caída de precios y eso lo voy a asegurar con los hedges a través del LME.

–-El presidente Donald Trump anunció que impondrá un arancel a la importación de cobre en los Estados Unidos de un 50%. ¿Cuál es su lectura sobre ese movimiento?

–Ese arancel es muy probable que se aplique a fin de julio o principio de agosto. Esto es una observación más conceptual y política, pero creo que no lo va a subir al 50%, que va a arrancar con algo menos, porque de lo contrario sería brutalmente inflacionario. Probablemente el arancel caiga sobre todos los tipos de cobre: refinado, cátodos. Solo puede que se salve el cobre reciclado, como pasó con el aluminio. Trump quiere que EE.UU. refine más cobre.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó los nuevos precios de adquisición para el mes de julio del biodiesel y el bioetanol con aumentos de 2% y 1%, respectivamente. Lo hizo mediante la resoluciones 296 para el etanol de maíz y de caña de azúcar y 297 para el biodiesel, que fueron publicadas este lunes en el Boletín Oficial.

Por la ley 27.640, los biocombustibles se mezclan con las naftas y el gasoil antes del expendio en el mercado loca. El precio de los biocombustibles que adquieren las refinerías es regulado por el Poder Ejecutivo.

Para julio, el precio del biodiesel pasó de $ 1.276.874 a $ 1.302.411, marcando una suba de 2% de la tonelada, según la información proporcionada por la cartera energética. El producto elaborado a base de aceite de soja se mezcla por ley en un 7,5% con el gasoil.

Mientras que el precio del bioetanol de caña saltó $ 792,1 a $ 800 por litro y el etanol maicero subió de $ 726 a $ 733,2 por cada litro, registrando en ambos casos una suba de 1% para julio. El corte del bioetanol con las naftas es de 12% dividido en partes iguales para el producido con azúcar y con maíz.

, Roberto Bellato

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) mostró que durante mayo de 2025 la producción del sector experimentó una suba del 11% respecto al mes anterior, impulsada por planificaciones de producción y continuidad operativa. Sin embargo, la comparación interanual revela caídas en casi todos los subsectores, salvo en los productos básicos intermedios y finales agroquímicos. En el acumulado del año, la variación continúa en terreno negativo.

En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la indicó un aumento sustancial del 49% en comparación con abril 2025, por recomposición de stocks de las cadenas dónde se consumen dichas materias primas. Esta mejora se dio en casi todos los subsectores, a excepción de los finales termoplásticos y los productos básicos inorgánicos. A nivel interanual, algunos segmentos lograron incrementos del 19%, especialmente los productos agroquímicos; aunque el acumulado del año mantiene una caída del 7 por ciento.

Exportaciones

Las exportaciones, por su parte, mostraron una baja del 10% respecto al mes anterior. En términos interanuales, la caída fue más pronunciada, del 33%. No obstante, el acumulado del año sigue positivo, con un crecimiento del 12%.

El informe de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) destacó que durante mayo de 2025 la producción cayó un 33% respecto del mes anterior, registrando además una baja del 25% en la comparación interanual y del 2% en el acumulado del año. Las ventas locales mostraron caídas en las tres variables. En cuanto a las exportaciones, se observó una mejora del 3% en la variación mensual, con aumentos del 10% interanual y del 35% en lo que va del año.

Balanza comercial

Durante mayo de 2025, la balanza comercial de los productos del sector, medida en dólares, registró una suba del 9% en comparación con mayo del año pasado. Las importaciones disminuyeron un 0,52%, mientras que las exportaciones bajaron un 12,58%.

Por su parte, el uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, fue del 54% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos, repitiendo el valor del mes anterior para estos últimos.

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 mayo 2025, fueron de 350 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.370 millones en los primeros cinco meses del año.

“Los datos de mayo reflejan una mejora mensual en producción y ventas locales, lo cual es alentador, dada la situación general de la economía doméstica, pero con una leve caída en exportaciones. El contexto global sigue siendo muy desafiante con sobreofertas de productos y precios relativos en sus bajos históricos”,enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, reafirmó su decisión de participar en la producción de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta en la Argentina. Lo hizo mediante una presentación a cargo del CEO de la compañía, Felipe Bayon, en un encuentro virtual organizado por Adcap Grupo Financiero ante 240 inversores y representantes del sector.

Bayon, que asumió como CEO de GeoPark en abril, delineó los pilares estratégicos de la compañía 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. Con una sólida posición financiera –cerca de US$ 300 millones en caja al cierre del primer trimestre– y un plan enfocado en eficiencia operativa y ejecución disciplinada en sus activos en Colombia, el CEO detalló cómo GeoPark se proyecta hacia una nueva etapa de expansión en la cual la Argentina ocupa un lugar central.

GeoPark 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.

“Vaca Muerta es absolutamente estratégico y es prioritario para GeoPark. Estamos avanzando en varias oportunidades y vamos a compartir información cuando tengamos la certeza de que esas oportunidades se han concretado. Tenemos la intención y estamos poniendo el foco, la energía, los esfuerzos y los recursos en tener áreas en Vaca Muerta”, expresó Bayon.

El CEO comentó que durante su primera semana en GeoPark visitó a la Argentina y se reunió con el gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, y con el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, con quienes mantuvo “un diálogo abierto y positivo respecto a la posibilidad de que GeoPark se sume como nuevo operador en la cuenca Neuquina”, destacó la compañía en un comunicado.

“Tuvimos una muy buena recepción por parte de las autoridades provinciales. Hay disposición para que GeoPark se convierta en un nuevo inversor y operador en la región, trabajando en conjunto con la provincia y con las empresas que ya están presentes en la zona”, señaló.

En el encuentro, moderado por Lucas Confalonieri, Managing Director y socio de Adcap, “el CEO de GeoPark también se refirió al interés que diversas compañías con operaciones en la Argentina manifestaron por explorar proyectos conjuntos”. Además, comentó la reciente compra de acciones de GeoPark por parte de Pampa Energía y el “Shareholder Rights Plan” activado por el directorio de la compañía, destacando “conversaciones constructivas, productivas y respetuosas con Pampa que abren oportunidades de colaboración relevantes”.

Bayon destacó que “la expansión en la Argentina se da en paralelo con el compromiso de GeoPark de preservar su negocio base en Colombia, donde permanece enfocada en mantener la producción y seguir implementando medidas de protección de caja a través de la reducción disciplinada de costos y gastos, manteniendo los estándares superiores de seguridad que han caracterizado a la compañía a lo largo de su trayectoria”.

CEO

Felipe Bayon es reconocido como uno de los líderes más efectivos de la industria energética en América Latina, con más de 30 años de trayectoria internacional. Además de trabajar en compañías como Shell y BP, Bayon fue CEO de PAE entre 2005 y 2010 y entre 2017 y 2023 se desempeñó como CEO de Ecopetrol, donde lideró una transformación estratégica que incluyó expansión internacional, crecimiento en no convencionales, energías renovables y transmisión eléctrica, logrando resultados récord en seguridad, producción, finanzas y sostenibilidad.

Bayón agradeció a Adcap “por la organización del espacio de intercambio, que fortalece el relacionamiento con la comunidad financiera y contribuye a consolidar un canal de diálogo abierto y continuo”. Reiteró, además, el compromiso de la compañía con la creación de valor sostenible para todos sus accionistas.

, Redaccion EconoJournal

El Banco Supervielle anuncia la eliminación de las comisiones para transferencias desde el exterior, sin límite de monto y de forma 100% digital, en línea con su objetivo de ofrecer soluciones que faciliten el uso y el crecimiento de los ahorros en dólares.

Este beneficio está destinado a personas físicas que reciben transferencias desde cuentas propias o cobros de jubilaciones del exterior. La idea es brindar mayor flexibilidad y acompañar a quienes necesitan operar con fondos del extranjero, simplificando el proceso y eliminando costos, según precisaron desde la entidad bancaria.

“A través de esta iniciativa, los clientes podrán abrir su caja de ahorro en dólares sin costo de mantenimiento de manera completamente digital, lo que refuerza una propuesta de valor centrada en la autonomía y experiencia del usuario”, destacaron desde el Banco Superville.

Herramientas

Esta medida se complementa con otras herramientas que la entidad viene desarrollando en torno a su oferta en dólares:

● Cuenta Remunerada en dólares, con un rendimiento del 2% anual.

● Plazos Fijos en dólares, con tasas de hasta el 5,5% a 12 meses, la más competitiva del mercado.

● Ampliación del horario para operar cambios en canales digitales, ahora disponible de lunes a viernes de 8 a 19 hs.

“Con estas iniciativas, Supervielle continúa fortaleciendo su propuesta de valor en moneda extranjera, optimizando la gestión de los dólares de forma simple, segura y 100% digital”, remarcaron desde el banco.

, Redaccion EconoJournal

El ex ministro de Energía Juan José Aranguren; el presidente del CEARE, Raúl Bertero; y el vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, Ernesto Díaz; analizaron en la última emisión de Dínamo, el streaming de EconoJournal, el fallo de la jueza Loretta Preska que ordenó al Estado argentino transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park, , la crisis de abastecimiento de gas de los últimos días y el acceso al financiamiento que consiguieron las empresas socias del proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS).

El ejecutivo de Rystad Energy celebró el acceso a un financiamiento por más de US$ 2000 millones que consiguieron YPF, Pluspetrol, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa, Chevron, Shell, Tecpetrol Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén, para construir el VMOS, la principal obra de infraestructura que tiene en carpeta Vaca Muerta. “Es una excelente noticia lo del Vaca Muerta Sur ya que despeja las incertidumbres que había y además va a significar valores de exportación cercanos a los US$ 20.000 al 2030. El fallo de Loretta Preska no afectó su financiamiento y tampoco debería afectar a YPF. Vaca Muerta va a desarrollarse de manera más rápida de lo que se viene desarrollando hasta ahora”, aseguró.

Díaz planteó que “el mercado en ningún caso ve que se vaya a hacer una transferencia de las acciones de YPF, sino que ve un negocio sólido. Prima más la solidez de los balances que la incertidumbre por el fallo de la jueza. Hay que hacer las cosas bien de manera sostenida y las inversiones van a venir”.

Juicio por YPF

Respecto al juicio sobre la petrolera bajo control estatal, Aranguren consideró: “Mientras que los dirigentes que nos llevaron a esta situación sigan manejando lo público vamos a cometer los mismos errores. La administración Kirchner se agravió del estatuto de YPF y no lo cambió aun cuando tuvo el control de la compañía. Sigue estando la cláusula 7 F2 que es la base de todo del problema (que se refiere a la estructura accionaria de la empresa)”.

“Es importante negociar antes de que haya una sentencia definitiva. Yo haría todo lo que tenga a mi alcance. No creo que sea de mal administrador público intentar todos los mecanismos”, aseveró Aranguren.

También se refirió a las posibilidades que tiene la Argentina de negociar y remarcó que “la Cámara de Estados Unidos da vuelta el 10% de los fallos de primera instancia. El que negocia debe tener en cuenta esto y la solidez de los argumentos que tiene. Yo utilizaría el argumento que hizo Burford que valorizó el juicio en un determinado valor para ver hasta dónde se puede negociar. Estoy convencido de que cuánto más podamos reducir el ruido va a haber más capital y a un menor costo para poder sostener la posibilidad de que en 2030 exportemos y tengamos un superávit del orden de los 30.000 millones de dólares».

Impacto

Aranguren exhibió que durante el periodo 2008-2011, durante el cual YPF tuvo como accionista a la familia Eskenazi, la producción de petróleo cayó el 21,3% y la de gas el 27,3%, a lo que se sumó que la ganancia neta de la compañía fue 4.903 millones de dólares, que se repartieron dividendos por US$ 6.933 millones y que la deuda de YPF pasó de US$ 994 millones a US$ 3746 millones. “Discutir el fallo de Preska nos está impidiendo ver este desastre. Y peor es que alguien diga que sin esto no se hubiese obtenido Vaca Muerta. La política de dividendos es claramente un vaciamiento”, enfatizó.

Mercado de gas

Bertero se refirió a los cortes de gas que se registraron la semana pasada los cuales evidenciaron la fragilidad del sistema, situación que llevó a que usuarios residenciales, industrias y estaciones de GNC no contaran con suministro.

El presidente del CEARE explicó que, en la Argentina, al ser el único país que no tiene gran capacidad de almacenamiento subterráneo, pero sí una fuerte estacionalidad, es normal que durante el periodo invernal se produzcan cortes a usuarios ininterrumpibles y que las centrales eléctricas deban utilizar combustibles líquidos para generar electricidad.

“Este es el funcionamiento normal que tiene el sistema. Lo que no es normal es cuando se les corta el suministro a usuarios con contratos en firme. Eso marca un estado de emergencia. Siempre tiene que quedar protegida la demanda residencial”, afirmó Bertero.

¿Cuál fue el aspecto diferente en esta crisis de abastecimiento?

El titular del CEARE indicó que lo que ocurrió fue que el corte de suministro a los usuarios en firme fue muy profundo y que incluso alcanzó a los usuarios residenciales. En ese sentido, puntualizó que las razones estuvieron ligadas a “un aumento fuerte de la demanda con récords históricos, sumado a la caída no prevista de la inyección de gas de Vaca Muerta. La reacción del sistema de cortar rápidamente no fue lo suficientemente ágil para impedir que la situación fuera dramática”.

“El lunes 30 de junio fue fuerte el problema del pico de demanda. Ahí hubo una caída de la inyección de gas de Vaca Muerta, pero las restricciones fueron relativamente chicas porque se seguían exportando seis millones de metros cúbicos de gas por día y los industriales estaban con 30 millones de m3. Había una cantidad de usuarios firmes a la que se le tendría que haber cortado el suministro. Esto hubiese evitado la profundidad de los cortes”, concluyó Bertero. 

, Loana Tejero

Vista Energy presentó hoy los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 barriles equivalentes diarios, un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 barriles al día, también con un crecimiento interanual del 79%.

Este incremento de la compañía fundada y dirigida por Miguel Galuccio se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril en una operación con la malaya Petronas, considerada la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de shale oil.

Vista es el mayor productor independiente de petróleo de Argentina, y su actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica.

En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/d en junio.

Las ganancias del trimestre

La compañía informó al mercado que el EBITDA ajustado del período fue de US$ 404,5 millones, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025.

El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo, y los ingresos totales alcanzaron los US$ 610,5 millones, un 54% por encima del mismo período de 2024.

Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de US$ 593 millones, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a US$ 345 millones, lo que representa el 58% del total de ingresos netos, detalló el reporte de resultados.

A su vez, la ganancia neta fue de US$ 235,3 millones, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

El lifting cost fue de US$ 4,7 por barril equivalente, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

Finalmente, la compañía también informó que la inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de US$ 356,1 millones.

, Redacción EconoJournal

La Legislatura de Tierra de Fuego ratificó este martes el acuerdo de prórroga firmado por el gobernador Gustavo Melella con el consorcio integrado por las empresas TotalEnergies, Wintershall Dea (hoy Harbour Energy) y PAE de las concesiones hidrocarburíferas Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus, Argo y Vega Pléyade. Eso bloques integran el consorcio Cuenca Marina Austral I (CMA1).

La prórroga busca reactivar la actividad en esos yacimientos maduros y en ese sentido, apunta a fomentar la inversión mediante la implementación de nuevas tecnologías y métodos de recuperación, además de mantener programas de exploración y desarrollo sostenible. La operación de los lotes Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade se prorroga hasta 2041, mientras que el lote Argo extiende su concesión hasta 2045; es decir, con una extensión de 10 años en cada caso ya que los contratos originales expiraban entre 2031 y 2035.

El acuerdo ratificado por la Legislatura de Tierra del Fuego había sido suscripto el 13 de junio y refrendado por el decreto 1671/25, en el que se establecen compromisos financieros por parte del consorcio. Allí, las empresas se comprometen a realizar inversiones y desembolsos operativos por un total de US$ 530 millones. Además, la UTE se comprometió a abonar un bono de prórroga de US$ 5,1 millones y un bono de compensación de US$ 35 millones por la interrupción temporal del yacimiento Vega Pléyade.

Regalías

Una de las condiciones de lo firmado en junio por Melella y Catherine Remy, Managing Director Total Austral como operadora del consorcio, es el incremento del 3% en las regalías sobre la producción de los lotes involucrados. De esta forma, Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares y Kaus pagarán el 18% a partir del 1 de octubre de 2040, y Argo lo hará desde el 1 de julio de 2044. Vega Pléyade, por su parte, abonará el 15% a partir de octubre de 2024.

Lo suscripto también posibilita que los concesionarios realicen acuerdos para la venta de gas natural en firme, hasta el 10% de la producción del área, bajo condiciones de mercado, si la provincia o la empresa provincial Terra Ignis Energía SA requieren ese suministro. Asimismo, se incluye una cláusula de estabilidad fiscal que compromete al Estado provincial a no imponer nuevos impuestos ni aumentar los existentes a los concesionarios, salvo excepciones tasas retributivas o contribuciones de mejora.

El bono de compensación por la suspensión de Vega Pléyade se efectivizará en cuatro cuotas trimestrales durante los próximos tres años. Este último pago compensará a la provincia por las regalías no percibidas debido a la suspensión de 36 meses de la producción de la plataforma Vega Pléyade, necesaria para prevenir la inestabilidad de los pozos.

, Redacción EconoJournal

En un contexto energético global marcado por la necesidad de descarbonizar, la volatilidad de los precios y la urgencia de garantizar el suministro, las compañías de petróleo y gas están redefiniendo sus estrategias. Frente a este escenario, la consultora Boston Consulting Group (BCG) destaca que optimizar la producción de campos ya desarrollados se presenta como la vía más rentable, rápida y sostenible para incrementar la rentabilidad operativa, reducir emisiones y acelerar la captura de valor en el corto plazo.

En su informe titulado The Smarter Path to Energy Security and Profitability? Optimizing Production, la compañía señala que mejorar el desempeño de campos existentes puede ofrecer beneficios financieros y ambientales superiores a los de nuevas exploraciones, especialmente cuando estas implican altos costos, plazos largos e incertidumbre operativa.

Impacto

Según el análisis, la inversión en optimización de producción puede generar entre tres y cuatro veces más retorno en EBITDA que las medidas tradicionales de reducción de costos, con un costo hasta 45 % menor que el desarrollo de nuevos yacimientos. En regiones maduras como el Mar del Norte, el costo promedio por intervención es de £12 por barril equivalente de petróleo (BOE), mientras que desarrollar nuevos campos supera los £20 por BOE.

Además, se estima que un incremento del 5 % en la producción diaria de campos existentes hasta 2030 podría traducirse en ingresos adicionales por US$ 600.000 millones a nivel global. A esto se suma una reducción de más del 10 % en las emisiones de alcance 1 y 2 al aprovechar infraestructura existente, así como un ahorro de hasta 52 % en impuestos de carbono en comparación con proyectos de nuevos desarrollos.

“En un contexto en que explorar nuevos yacimientos es costoso, incierto y lento, optimizar la producción en activos existentes se consolida como una de las formas muy eficientes de capturar valor y reducir riesgos”, señaló Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.

Plano local

En el contexto argentino esta visión cobra aún más relevancia ante el proceso de desinversión de activos convencionales que impulsa YPF, con el objetivo de concentrarse en Vaca Muerta.

Esta transición abre oportunidades para nuevos jugadores con modelos operativos más ágiles y capacidades específicas en la optimización de campos maduros. Actores locales como Pecom, Quintana Energy y otros están ingresando con un enfoque orientado a capturar valor mediante eficiencia operativa, técnicas de recuperación mejorada (EOR) y el uso de tecnología aplicada al monitoreo y planificación de reservorios.

En este escenario, optimizar la producción no solo es una estrategia más rentable y rápida, sino también una herramienta clave para dar extender la vida útil de activos existentes con un perfil de inversión más acotado, destacaron desde BCG.

“Las decisiones de inversión ya no deben basarse solo en la promesa de barriles futuros, sino en la capacidad de extraer más de lo que ya se tiene, con menos emisiones y mayor velocidad. Ese será un diferencial operativo clave en esta nueva etapa del sector», concluyó De Lella.

, Redaccion EconoJournal

EconoJournal publicó el miércoles 9 de julio la nota titulada “Cammesa había advertido que el gas natural de Vaca Muerta no alcanzaba para cubrir la capacidad de transporte hacia los centros de consumo”, cuya redacción se apoyaba en una comunicación interna —una de las tantas notas que se intercambian los actores gubernamentales con responsabilidad en la operación del sistema energético— ocurrida el 5 de junio entre la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la Secretaría de Energía. Mediante una misiva, la primera informaba a la cartera que dirige María Tettamanti que no estaba pudiendo conseguir los volúmenes de gas necesarios para saturar la capacidad de transporte de gas contratada por Cammesa para abastecer del fluido a las centrales térmicas de generación.

El artículo periodístico publicado por este medio omitió informar, sin embargo, que en respuesta a esa carta enviada a principios del mes pasado, la Secretaría de Energía ordenó a Cammesa a salir a contratar gas natural en el mercado spot —por medio de licitaciones realizadas bajo el paraguas de MEGSA— a precios más altos de los que históricamente ofrecía pagar la compañía administradora. Esa instrucción formalizó una novedad y un cambió en el modus operandi de Cammesa que está en línea con la intención del gobierno de Javier Milei de avanzar hacia una mayor apertura del sector energético tras años en que los distintos segmentos del mercado estuvieron administrados por el Estado.

Apertura de mercado

En los hechos, la Secretaría de Energía, que reporta al Ministerio de Economía que encabeza Luis ‘Toto’ Caputo, autorizó a Cammesa a comprar por primera vez gas natural por encima del precio fijado en el Plan Gas para el período de invierno. Ese valor está fijado en torno a los US$ 4,70 por MMBTU (un 25% más que el precio anual de unos 3,50 dólares). A partir de ese aval, durante las siguientes semanas de junio Cammesa realizó licitaciones en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) en los que ofreció pagar entre 8 y 11 dólares por volúmenes incrementales de gas para cubrir la demanda de las usinas térmicas.

“Por primera vez se instruyó a Cammesa a contratar gas a precio más alto que el del Plan Gas, siempre y cuando sea más barato que combustibles alternativos como el gasoil o el fuel oil. Así es como debería funcionar un mercado libre. No es que la Secretaría de Energía se durmió (Sic). La realidad es exactamente lo contrario”, explicó una fuente oficial.

Desde el área energética del gobierno atribuyen la crisis del gas registrada la semana pasada a los problemas de inyección registrados en dos de los principales yacimientos de shale gas de Vaca Muerta motivados por problemas operativos en las plantas de tratamiento de esos campos ocasionados por las bajas temperaturas. “Se afectó menos del 2% de los clientes residenciales de Mar del Plata. No existe un problema de todo el sistema si el 99,95% de los clientes residenciales de la Argentina no fueron afectados”, indicaron.  

Problema de fondo 

Sobre un problema de fondo ligado a la inexistencia de incentivos económicos concretos para que las petroleras inviertan en el aumento de gas de Vaca Muerta —en especial en la ventana de gas seco (dry gas)—, un fenómeno que se dejó traslucir este año desde la óptica de algunos especialistas como Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía, las fuentes oficiales consultadas descartaron de plano la posibilidad de que el gobierno lance una licitación en cabeza del Estado —podría ser una nueva ronda del Plan Gas— para reforzar la producción de gas para el próximo invierno.

No es ni siquiera una decisión del área energética. Los lineamientos ideológicos que bajan desde Presidencia y el marco teórico que defiende la conducción libertaria impiden esa posibilidad. Se seguirá optando, de ese modo, por instruir a Cammesa y en el futuro a los generadores privados —una vez que se avance con la reforma del sector eléctrico a partir de noviembre— a licitar la contratación de gas más caro en el mercado spot. Habrá que monitorear en qué medida los productores interpretan que esos incentivos son los suficientemente sólidos para elevar su inversión en pozos de gas para el próximo invierno.  

, Nicolas Gandini

Unblock, empresa dedicada a la generación de energía a partir del gas de venteo, logró un financiamiento de 13,5 millones de dólares que le permitirá duplicar su presencia en Vaca Muerta. La compañía anunció una financiación por parte de Goldcrest Capital y Collaborative Fund, dos importantes grupos de capitales que invierten en start ups tecnológicas.

Unblock se dedica desde 2023 a la generación de cómputos —un insumo en el negocio de criptomonedas— a través de la energía que se genera en plantas modulares que capturan el gas de venteo. Es la primera iniciativa de este tipo en Argentina y la segunda en el mundo, después de Estados Unidos. Hoy en día tiene presencia en Vaca Muerta en el área Los Toldos II Este de Tecpetrol y en Loma Jarillosa Este de Pluspetrol.  

El proyecto utiliza como combustible gas de venteo, es decir, gas que de otra forma sería quemado, para abastecer a motogeneradores que se ubican a metros de los pozos petroleros. De esta forma, produce grandes cantidades de energía que alimentan a las computadoras encargadas de minar criptomonedas o procesar datos para la creación de Inteligencia Artificial.

“Este financiamiento es distinto a un financiamiento tradicional de proyectos en Vaca Muerta. Es una apuesta a la tecnología que podemos desarrollar en Unblock, en Neuquén”, expresó Tomás Ocampo, CEO de Unblock en conversación con EconoJournal. El titular de Unblock destacó que este nuevo fondo les permitirá duplicar para septiembre la cantidad de módulos que podrán operar y de esta manera contribuir a la reducción de emisión de gases de efecto invernadero. Esta nueva ampliación apunta únicamente a aumentar el potencial de desarrollo de criptomonedas mientras que en futuro buscarán sumar nueva tecnología para el procesamiento de datos para IA.

Tecnología de punta

Ocampo resaltó el rol de Goldcrest Capital, una empresa que financia entre otros proyectos a SpaceX, la compañía espacial de Elon Musk: “En nuestro caso los entusiasmó el impacto en la reducción de contaminación y también que creamos y reentrenamos trabajadores para los trabajos del futuro en el campo petrolero, relacionados a la electricidad y la electrónica”, agregó.

El financiamiento también contó con la participación de las empresas energéticas argentinas Pampa Energía y Grupo Sielecki, que se unieron a la ronda junto con FJ Labs, NYDIG, Luxor Technology, Sunna Ventures y otros emprendedores latinoamericanos. En este sentido, el fundador de Unblock opinó que este capital está “menos ligado a la coyuntura de corto plazo de Argentina y más atado a nuestra capacidad de traer un equipo de primer nivel mundial en Neuquén y a desarrollar tecnología de punta en materia de data centers”.

Según reportó Unblock, sus plantas de energía remotas logran eliminar unas 142.000 toneladas de dióxido de carbono al año, generando además un valor para los productores de la cuenca neuquina al permitirles producir más con menos emisiones.

«Estamos construyendo en la encrucijada de la explosiva demanda energética de la Inteligencia Artificial y los vastos y limitados recursos energéticos de América Latina”, agregó Ocampo, «Las limitaciones de infraestructura de América Latina crean el caldo de cultivo perfecto para la computación flexible. Visualizamos una red informática elástica que flexibilice la infraestructura intermedia y, al mismo tiempo, suavice la volatilidad de la red eléctrica», sostuvo.

La cuenca neuquina apunta también a convertirse en un centro que atraiga a inversiones que apunten a la colocación de data centers que permitan el desarrollo de la Inteligencia Artificial. Para esto, la gestión del gobernador Rolando Figueroa, anunció en mayo durante un viaje a Houston que inició conversaciones con nuevos inversores y destacó que Neuquén podría convertirse en un nuevo hub tecnológico apoyado en las grandes superficies disponibles, en las bajas temperaturas y en su posibilidad de crear grandes cantidades de energía de forma rápida para satisfacer la creciente demanda mundial.

, Laura Hevia

Mi profesión me permite ver de primera mano el poder transformador de la tecnología. Pero no solamente aquellos que trabajamos en empresas multinacionales tenemos la oportunidad de ver la tecnología aplicada a nuestros procesos. A menudo, términos como Inteligencia Artificial o Machine Learning pueden sonar abrumadores, reservados para unos pocos expertos. Sin embargo, la realidad es que la innovación está al alcance de todos y no siempre requiere de grandes proyectos disruptivos.

Quiero destacar también que, si bien la tecnología puede estar a la mano, es sumamente difícil incorporarla a los procesos sin innovación. Una definición que me gusta mucho es la que dice que innovar es tomar dos o más cosas existentes y combinarlas de forma creativa para crear algo nuevo. Esta definición también demuestra que la innovación va de la mano de la creatividad. Bajo este concepto ¿un vehículo autónomo es innovación? ¡Claro!, pero una chocotorta también lo es, ya que alguien supo combinar ingredientes básicos para crear algo delicioso y popular. Podemos aplicar este mismo principio para sumar tecnología en nuestro trabajo, ya que el ejemplo abre todo un abanico de posibilidades y complejidades, sólo tenemos que saber reconocer dónde está posicionada nuestra empresa, nuestro producto, o nuestro proceso, y adaptar las soluciones a la medida de nuestras posibilidades. No todos necesitamos construir vehículos autónomos o viajar a la luna; a veces, la innovación reside en pequeñas aplicaciones que tienen un gran impacto en nuestros procesos diarios.

Innovación

Debemos innovar a nivel de proceso y también a nivel de producto. Hay que hacerles espacio y lugar a las nuevas tecnologías para que pasen a formar parte de lo que hacemos porque, básicamente, tienen el potencial de mejorarnos la vida. Su aplicación puede hacernos más eficientes, mejorar costos, brindarnos mayor productividad, permitirnos un mejor control y trazabilidad, darnos mayor flexibilidad y mejorar la experiencia de los usuarios o clientes, entre otros.

Mi recorrido en Naturgy me permitió corroborar que innovar es cultural. Despertar el interés de las personas para que piensen más allá de la caja es vital. Aquí los líderes juegan un rol fundamental porque son quienes inspiran a las personas a desafiarse, confiar en su intuición y encarar nuevas maneras de hacer las cosas. Fomentar la cultura de la experimentación y el aprendizaje, impulsar la colaboración, empoderar a los equipos y darles autonomía para crear son las bases de la cultura de la innovación.

Asistentes virtuales

En Naturgy hemos implementado asistentes virtuales para mejorar la atención al cliente, contamos con herramientas de análisis de sentimientos para comprender mejor sus necesidades, drones para inspeccionar nuestras redes eléctricas y parques eólicos o análisis por imágenes para detectar situaciones que puedan poner en riesgo la seguridad de las personas en trabajos de campo. Estas son sólo algunas muestras de cómo la tecnología puede optimizar nuestras operaciones y mejorar la calidad de nuestros servicios. Pero también hicimos cambios a menor escala: tenemos proyectos donde aplicando dosis muy bajas de estas nuevas tecnologías, como si fueran agujas de acupuntura aplicadas en un proceso específico que se reproduce miles de veces por día, logramos generar un gran impacto en la compañía con una complejidad relativamente baja.

Este método, esta forma de pensar en cómo incorporar las nuevas tecnologías, no tiene escala, no es exclusivo de algunos, está a disposición de todos y la clave está en atreverse a explorar las posibilidades que la tecnología nos ofrece y encontrar formas creativas de aplicarlas a nuestro contexto específico. La invitación es a hacer un inventario de lo que conocemos de nuestros procesos, conocer las funcionalidades que nos ofrecen las herramientas tecnológicas disponibles, y luego pensar en cómo combinarlas de manera creativa para generar valor y soluciones innovadoras.

No importa la escala, cada pequeña innovación cuenta y puede marcar una gran diferencia para cada uno de nosotros y quienes nos rodean. Con voluntad y actitud de cambio, cualquier puede encontrar la forma de hacer su propia chocotorta, a su gusto y medida, y es una picardía no intentarlo.

(*) Líder global mejores prácticas en Servicios de Atención al Cliente para España, Argentina, Brasil, Chile, México y Panamá de Naturgy.

, Mariano González (*)

La crisis de abastecimiento de gas de la semana pasada fue consecuencia de una menor oferta del fluido justo en el momento en el que la demanda creció fuerte por la ola polar. Fuentes de Enargas advirtieron que hubo problemas en los campos La Calera y Aguada Pichana Este porque las bajas temperaturas complicaron el funcionamiento de las plantas de tratamiento de ambas áreas. Esas fallas existieron, pero la falta de inyección de gas no se explica solo por inconvenientes puntuales, sino que existe un déficit estructural en el sistema que responde a la falta de incentivos para incrementar la producción y que podría provocar nuevos cortes del servicio cuando la demanda vuelva a dispararse.

Cammesa ya le había advertido a la Secretaría de Energía que el gas que se viene inyectando desde Neuquén no alcanza a cubrir la capacidad de transporte que va hacia los grandes centros de consumo, puntualmente a Buenos Aires. En una carta a la que accedió EconoJournal en exclusiva, el organismo subrayó el 5 de junio, cuando las temperaturas todavía no eran tan bajas, que solo se observaba una saturación en los sistemas de transporte cuando se interrumpía la exportación hacia Chile.

Si eso no ocurre, los gasoductos troncales no se llenan y es entonces cuando se evidencian problemas de presión como los que dejaron sin gas a miles de hogares en Mar del Plata. De hecho, el día que Cammesa envío esa carta el faltante de gas se ubicó en torno a las 7,5 MMm3/día, lo que la obligó a recurrir a otras alternativas más caras para sus plantas generadoras, como gasoil y fueloil.   

“Como ha sido manifestado en las últimas dos reuniones de la Mesa de Gas en las que participa la Secretaría de Energía, Enarsa y Cammesa, difícilmente se ha alcanzado la saturación de los sistemas de transporte hacia tramos finales de TGS, excepto en situaciones con mantenimientos que ha interrumpido la exportación hacia Chile, por lo que dada la baja disponibilidad de gas natural de producción local, nos vemos imposibilitados de despachar unidades generadoras de menor costo en áreas que no se ven afectadas”, dice la carta firmada por Eduardo Hollidge, gerente general de Cammesa.

Es decir, pese a que se construyó el gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), y las plantas de compresión necesarias para poder cubrir los picos de consumo en invierno, la realidad es que no hay oferta de gas disponible cuando la demanda se dispara.   

¿Por qué falta gas?

El titular de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, aportó en diálogo con Radio con Vos una lectura técnica para entender por qué en los picos de consumo no está habiendo gas suficiente para cubrir la capacidad de transporte. “En Vaca Muerta hay dos tipos de producción de gas: la que viene asociada a la producción de petróleo y la producción específica de gas. A medida que se fue desarrollando la producción de petróleo, el volumen de gas asociado es cada vez mayor. Eso determina que. por fuera del período invernal, en los meses de poca demanda, los pozos de la ventana de gas seco, que son los pozos puramente gasíferos, se empiezan a cerrar más meses al año porque no tienen demanda. Esto determina que la rentabilidad en la ventana de gas seco sea cada vez más baja porque tienen demanda durante menos cantidad de meses al año”, señaló Arceo. Lo que explica el economista constituye una novedad respecto de lo ocurrido en años anteriores cuando el problema siempre había sido la falta de capacidad de transporte.

¿Cómo se revierte esta situación? Arceo fue claro al respecto: “Esto no te lo va a solucionar el mercado. Lo que se va a necesitar es alguna extensión del Plan Gas o algún mecanismo similar que te permita contractualizar volúmenes adicionales para el abastecimiento del invierno”. Es decir, lo que remarca el titular de Economía & Energía es que el gobierno debería intervenir para garantizarle una remuneración adicional a los pozos gasíferos destinados solo al abastecimiento del pico de invierno para que sea rentable tenerlos abiertos tres o cuatro meses año, dependiendo de la temperatura. Eso podría traducirse en la convocatoria a una nueva ronda del Plan Gas que les garantice a los productores mayores precios, ya sea a través de subsidios o con una mayor tarifa.

La duda que queda por delante es si este gobierno va a tomar las medidas necesarias para traccionar la inversión o se va a sentar a esperar que sea el mercado el que garantice esa mayor oferta.

, Fernando Krakowiak

Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de Universidad Austral; Roberto Brandt, Consultor internacional en políticas energéticas y de estrategia corporativa; Daniel Ridelener, CEO de TGN y Sebastián Bigorito, director Ejecutivo del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS), participaron del webinar “Qué nos dejo CERAWeek 2025”, organizado por el Instituto de Energía de la Academia Nacional de Ingeniería.

Brant identificó tres temas que dominaron el encuentro realizado en Houston en marzo de este año: “Geopolítica de la energía e impacto de la asunción de la nueva administración en Estados Unidos; segundo la búsqueda de un nuevo balance entre seguridad energética y transición energética y tercero, el impacto de la inteligencia artificial”, a partir de los cuales se desprende un debate en el cual “el sector privado se erigió en un moderador en el actual contexto político y geopolítico tan turbulento”.

En medio de alocuciones que al unísono describían un “desorden económico mundial”, en el otro extremo del péndulo, Brant resaltó “la presentación muy impactante del nuevo secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, que muestra cómo cada cuatro años la política americana se lleva puesta buena parte de la agenda, porque están tan polarizados o más como que nosotros, con una fuerte reivindicación de los combustibles fósiles y fuertes críticas a la transición energética”.

“Los empresarios fueron muy cautos -contrapuso- y en general hicieron énfasis en las emisiones y el cambio climático como un problema que tenemos que atacar. Alguno dijo ´keep calm, carry on´ como diciendo mantengan la calma y sigamos haciendo lo que hay que hacer. Y también hubo sutilmente una crítica a lo pendular de las políticas en Estados Unidos en el mundo, diciendo que la volatilidad ahuyenta la inversión”, agregó.

Dentro de ese debate hubo bastante énfasis en la importancia creciente que está tomando el gas natural en general y el gas natural licuado por su flexibilidad en particular. Ridelener tomó nota de que “el gas natural suministra el 25% de la matriz mundial y todos ven un fuerte y rápido crecimiento del consumo muy atado al GNL. Y lo que estamos viendo es la flexibilidad no solo por las instalaciones en tierra, sino también porque tenemos una posibilidad económica de tener instalaciones de licuefacción flotante, como lo estamos viendo con los proyectos en la Argentina”.

El CEO de TGN también mencionó que “la energía solar y la eólica alcanzaron récords de producción en 2024, pero también lo hicieron el petróleo y el carbón. Y la verdad es que en los últimos años las renovables no llegan ni siquiera a captar el crecimiento global de consumo de energía. Es decir, si el consumo global crece un 2,3%, todas las fuentes que se incorporan en un determinado año no llegan a cubrirlo. Esto da la sensación de que no alcanza con el pensamiento mágico de decir vamos a sustituir a los hidrocarburos”.

En un proceso de «transición energética aditiva», donde se incorporan todas las fuentes de existentes, “el crecimiento del consumo de GNL va a ser muy fuerte. Algunos hablan de un 50% al 2032-2033, otros de un 60% al 2040. Estamos hablando de de un planeta que consume un poco más de 400 mtpa que todos prevén que va a superar los 600 mtpa, y en ese contexto, si se llevan a cabo todos los proyectos que están en marcha, la Argentina podría estar tomando el 5% de ese consumo global”, planteó Ridelener.

Por su parte, Bigorito consideró que la cumbre en Houston “confirma un giro que ya está en marcha, el cuestionamiento del paradigma de la transición energética pre pandémica y el nuevo juego se llama realismo y pragmatismo. Muchas divergencias y voces del mundo en desarrollo nunca fueron escuchadas en las conversaciones globales desde entonces, y lo que vemos ahora es que justamente, post pandemia, guerra mediante etcétera, se impone el realismo”.

Es así que “rápidamente el Trilema Energético está impactado por la geopolítica, y la seguridad energética empieza a tener una relevancia gravitacional, diferente a la que tenía y cambia en su prioridad e incluso la Unión Europea acusa este impacto de pragmatismo, de realismo e incorpora dentro de sus matrices tanto a al gas natural como también a la energía nuclear como alternativa”, agregó el director de CEADS.

“Esto lleva -cerró Bigorito- de una transición energética de carácter sustitutivo a una transición energética aditiva, es decir, bienvenida a todo tipo de energía, porque no hay ninguna tecnología que nos alcance. O sea, este concepto de multi tecnología en la transición energética que ahora rige en el ecosistema de la sostenibilidad, y deja en evidencia las tensiones energéticas que no estaban claramente consensuadas y fueron revisadas a la realidad” desde un modelo bien europeo a una desaceleración de descarbonización.

En una reseña del debate, Carnicer resaltó que “la volatilidad política como un factor clave que ahuyenta las inversiones a nivel mundial, un fenómeno bien conocido en Argentina, y en la que se subraya la geopolítica actual, marcada por una bipolaridad emergente entre Estados Unidos y China, una dinámica global impacta incluso en el desarrollo de la inteligencia artificial”.

En el ámbito energético, el directivo de la Universidad Austral enfatizó que “se distingue claramente entre la transición energética del Norte y la del Sur, en la cual los países del Norte deben asumir los costos para apoyar al Sur en la consecución de la asequibilidad económica y la sostenibilidad. Esto genera una demanda de pragmatismo para lograr los objetivos”.

Finamente, Carnicer remarcó que el impacto transformador de la Inteligencia Artificial fue omnipresente en CeraWeek, descripta como una «revolución industrial de la inteligencia», actuando como «facilitador y catalizador». Sin embargo, la gran pregunta que se planteó es si la IA «ayudará a reducir la demanda de electricidad por sí misma o la innovación catalizará por la potencia informática simplemente conducirá a una mayor demanda debido a su propio consumo computacional».

, Ignacio Ortiz

YPF firmó en la mañana de este martes —junto con otras seis grandes petroleras del país— los documentos finales que garantizan el acceso a un financiamiento por más de US$ 2000 millones para construir la principal obra de infraestructura que tiene en carpeta Vaca Muerta. Se trata de un oleoducto de unos 440 kilómetros que conectará los yacimientos no convencionales de Neuquén con las costas de Río Negro y prevé también la instalación de una nueva terminal marítima de exportación de crudo en Punta Colorada hacia el Atlántico. Ese megaproyecto de ingeniería fue bautizado con el nombre de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y su propiedad se la reparten -además de YPF- Pluspetrol, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa, Chevron, Shell, Tecpetrol (que se sumó en junio al consorcio) y Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén.

Para poner en perspectiva lo anunciado hoy por la petrolera que preside Horacio Marín, que está a cargo de la gerencia técnico-financiera de la sociedad VMOS SA hasta finales de 2026 (plazo en que se finalizará la construcción de la obra), basta decir que no existe en la historia argentina —al menos no en el sector energético— un antecedente que dé cuenta de crédito tipo ‘project finance’ por un monto similar al involucrado en este proyecto.

“Hay que remontarse al financiamiento que consiguió Barrick a mediados de ’90 para construir Veladero (la principal mina de oro activa en el país), que fue por un monto bastante inferior”, explicó a EconoJournal un experto en estructuración financiera.

Pocos antecedentes

En el pasado cercano, los últimos projects finance que se suscribieron en la Argentina datan de 2018-2019, cuando algunas generadoras consiguieron financiamiento competitivo para construir parques eólicos bajo el paraguas del RenovAr, el programa lanzado durante la gestión de Cambiemos para impulsar el desarrollo de las energías renovables. Desde ese entonces, el acceso a ese clase de contratos financieros —los más buscados por las grandes empresas porque no impactan sobre los balances privados de cada empresa, sino a un proyecto en particular— estuvo vedado para el país por sus recurrentes inconsistencias macroeconómicas.

Más allá del espaldarazo que representa la viabilización del VMOS para el proyecto de exportación de hidrocarburos desde Vaca Muerta, el momento en que YPF logró cerrar este financiamiento constituye un hecho político en sí mismo.

La petrolera que conduce Marín —que esta semana se involucró personalmente en el closing de la operación con los bancos— logró destrabar la firma con un conjunto de entidades internacionales de primer nivel apenas una semana después de que Loretta Preska, jueza del Distrito Sur de Nueva York, fallara contra la Argentina y ordenara al Estado nacional transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012.

La inmunidad de YPF

Esa sentencia —en la práctica, un dictamen de cumplimiento imposible porque colisiona contra legislación local que prohíbe la transferencia de esos títulos— tuvo un fuerte impacto mediático y provocó enfoques catastróficos por el presunto efecto nocivo que generaría contra el país. Sólo siete días después hay que, de mínima, repensar ese enfoque porque bancos internacionales de la talla del Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander optaron por mantener su decisión de otorgar a un consorcio liderado por YPF el project finance más importante de las últimas décadas.

¿Cómo se explica ese aparente contrasentido? Con su accionar, las entidades bancarias dejaron traslucir su confianza en que YPF se mantendrá inmune más allá de los avatares que pueda generar el reclamo multimillonario contra el Estado argentino que impulsa Burford Capital. En esa clave, la capacidad de daño de Preska —leída al calor del crédito que YPF anunció oficialmente hoy— quedó relativizada.

, Nicolas Gandini

El Gobierno nacional avanzó con el proceso de desregulación del mercado eléctrico mediante la publicación del Decreto 450/25 que complementa una reforma integral del sistema propiciada por la Ley de Bases 27.742. Esta decisión buscan una mayor desregulación y competencia en el mercado, redefiniendo el rol de entidades como la Secretaría de Energía y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica, promoviendo la libre comercialización y elección de proveedor, y fomentando la inversión privada en infraestructura de transporte, al tiempo que se adecúan aspectos tarifarios y de responsabilidades financieras.

El Decreto 450 establece un período de transición de veinticuatro meses para la modificación de las reglamentaciones y la normativa complementaria que resulte necesaria. Durante este lapso, la Secretaría de Energía deberá llevar a cabo acciones para una transición gradual, ordenada y previsible. Esto incluye la promoción de la desconcentración y competencia en el mercado de hidrocarburos, habilitando la libre contratación de combustibles por parte de generadores eléctricos y evitando abusos de posición dominante.

Según se desprende del análisis del estudio jurídico Tavarone, Rovelli, Salim & Miani (TRSyM) sobre la normativa publicada en el Boletín Oficial, la Secretaría deberá asegurar mecanismos para mejorar el cobro de contratos con distribuidoras eléctricas y establecer criterios de remuneración para la generación térmica, incentivando la eficiencia en la compra de gas natural, GNL, gasoil y fuel oil.

También se avanzará con la transferencia progresiva de los contratos de energía suscriptos por CAMMESA a los distribuidores y grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) , y de los contratos de combustible firmados por CAMMESA a la oferta. Se prevé, además, la revisión de los Procedimientos del MEM (vigentes desde 1992) para su eventual derogación o reemplazo durante la transición regulatoria.

Modificaciones a la Ley 15.336

El Decreto 450 incluye la comercialización dentro de las actividades alcanzadas por la Ley 15.336. Las operaciones de compra y venta de electricidad serán tratadas como actos jurídicos de derecho civil y comercial. El artículo 11 refuerza que los gobiernos provinciales resolverán en todo lo referente al otorgamiento de autorizaciones y concesiones, y ejercerán las funciones de policía y atribuciones al poder jurisdiccional, sin perjuicio de su sujeción a las normas federales.

Se incorpora el artículo 12 bis, que determina que interfiere con los objetivos de la legislación federal y la libre circulación de energía eléctrica cualquier tributo de orden local que no retribuya servicios efectivamente prestados o que exceda su costo específico. También interfiere cualquier acto o norma de la autoridad concedente local que impida o restrinja el traslado del costo de adquisición de la energía eléctrica en el MEM a la tarifa de los usuarios finales.

Se mantiene la obligatoriedad de contar con una concesión del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) para el aprovechamiento de fuentes de energía hidroeléctrica de cursos de agua pública con potencias normales superiores a quinientos kilovatios, y para el ejercicio de actividades destinadas al servicio público de transporte y/o distribución de electricidad.

Las concesiones para el aprovechamiento hidroeléctrico deberán otorgarse por plazo fijo, con un máximo de sesenta años. El canon de regalía por estas concesiones no ingresará al Fondo Nacional de Energía Eléctrica. Las concesiones de servicio público de jurisdicción nacional establecerán un régimen que permita la libre comercialización y elección de proveedor por parte del usuario final.

El Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE) se redefine como un órgano técnico y consultivo, dependiente de la Secretaría de Energía. Se establece una nueva composición bajo la presidencia de la Secretaría de Energía, integrada por representantes de CABA y cada provincia.

El Fondo Nacional de la Energía Eléctrica se integrará con un recargo del 2% por kWh sobre el precio que paguen los compradores del MEM, reembolsos de préstamos y otros aportes. Los recursos se distribuirán para obras de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión (19,86%), el Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales (60% deducido lo anterior), y el Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior (40% restante).

Modificaciones a la Ley 24.065

Se redefinen las políticas generales de la Ley 24.065, cuyos objetivos ahora contemplan promover la celebración de contratos a término de energía eléctrica , regular las actividades de transporte y distribución de electricidad basándose en los costos reales del suministro, y asegurar la libertad de elección de los consumidores de energía.

También se busca, establecer procedimientos ágiles para la operatividad de señales económicas que vinculen calidad con precio, promover la eficiente diversificación de la matriz energética y la incorporación de nuevas tecnologías, propiciar el comercio internacional de energía eléctrica, y alcanzar la autosuficiencia económico-financiera del sistema eléctrico.

Se incorporan nuevos actores al régimen del MEM: Usuarios-generadores (sujetos a la Ley 27.424 de generación distribuida) y otros participantes identificados por la reglamentación, incluyendo comercializadores y almacenistas. Los distribuidores mantienen la responsabilidad de abastecer a usuarios cautivos dentro de su zona de concesión y tienen la obligación de adquirir al menos el 75% de su demanda en el mercado a término.

Previa consulta con CAMMESA, podrá autorizar obras de transporte esenciales no contempladas en contratos en curso de ejecución si resultan técnica y económicamente esenciales para el funcionamiento del SADI. Se establece que la Secretaría podrá autorizar operaciones de importación y exportación de energía eléctrica mediante mecanismos ágiles, transparentes y competitivos, pudiendo rechazar operaciones por razones técnicas o económicas vinculadas con la seguridad del suministro nacional.

El nuevo artículo 39 bis indica que los contratos del Mercado a Término del MEM se ejecutan a través del SADI y son necesarios para el cumplimiento de los objetivos de la política nacional, por lo que todo acto o norma de autoridad local que los impida, obstaculice o encarezca, interfiere con el cumplimiento de aquellos.

Para el caso de tarifas de distribuidores, en el costo de adquisición de la electricidad en el MEM se considerará el precio de las compras del distribuidor en el mercado spot, el promedio ponderado de las efectuadas mediante contratos del Mercado a Término en procesos competitivos, el costo del transporte en alta tensión, y los servicios del sistema administrados por CAMMESA. Los distintos conceptos se discriminarán en la factura al usuario, la que no podrá incluir tributos de orden local o cargos ajenos a los bienes y servicios facturados.

, Ignacio Ortiz

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, concretaron la firma de un préstamo sindicado por 2000 millones de dólares destinado a financiar la construcción del proyecto Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas que tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un país exportador de crudo a nivel global.

El financiamiento fue liderado por cinco bancos de primera línea internacional: Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan y Santander e incluye la participación de un grupo de 14 bancos e inversores institucionales.

La operación

El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa de SOFR (Secured Overnight Financing Rate, una tasa de interés de referencia en los Estados Unidos que refleja el costo de los préstamos a un día garantizados por bonos del Tesoro) más 5,5%, lo que arroja un total aproximado de 10% anual en dólares.

A su vez, permitirá financiar el 70% del capital requerido para la obra. Esto es así ya que el 30% restante será aportado por los socios.

“La operación marca un hito histórico para el país ya que representa la reapertura del mercado internacional de Project Finance, cerrado desde 2019. Además, constituye el mayor préstamo comercial para la realización de un proyecto de infraestructura en la historia argentina y uno de los cinco más importantes en el sector petróleo y gas en América Latina”, destacaron desde la petrolera bajo control estatal.

A ello se suma el escenario en el que se logra obtener este financiamiento puesto que el acuerdo llega una semana después de que la jueza Loretta Preska ordenara transferir las acciones del Estado en YPF al fondo Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012, escenario que generó incertidumbre respecto a cómo continuarían las obras dedicadas a impulsar el potencial del shale de Vaca Muerta.

En la firma del préstamo estuvieron presentes Pablo Gamero; CFO Shell; Adolfo Zuberbuhler, CFO de Pampa Energía; Rodolfo Berisso, vicepresidente Ejecutivo de Administración y Finanzas de Pan American Energy; Federico Barroetaveña, CFO de YPF; Nancy Repetto, CFO Pluspetrol; Pablo Vera Pinto, Co Fundador y CFO de Vista Energy; Gerald Free, General Manager Business Performance & Finance de Chevron Argentina; Claudio Gugliuzza, presidente de Áreas Corporativas de Tecpetrol. Y también Juan Borchardt, presidente de Deutsche Bank; Facundo Gomez Minujin, CEO Argentina, Uruguay, Bolivia and Paraguay at JPMorgan Chase & Co; Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Juan O’ Connor, CEO Argentina Itau; Federico Elewaut, CEO at Citibank Argentina: Alejandro Butti, Chief Executive Officer & Country Head en Santander Argentina; Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

La obra

El proyecto ya está en construcción. Están en marcha los distintos frentes que posee la obra como son el oleoducto que conectará Allen con la terminal de exportación en Punta Colorada, en Río Negro; las plantas compresoras; la terminal portuaria; y la playa de almacenamiento. 

El objetivo que persiguen las compañías es que esta iniciativa entre en operación hacia fines de 2026. Tendrá una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027. 

“Esta es una obra estratégica para el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta y permitirá alcanzar el objetivo que tiene la industria de convertir a Argentina en un exportador global de energía”, destacaron desde YPF a través de un comunicado difundido en la mañana de este martes. 

, Redaccion EconoJournal

Ecogas anunció la publicación del primer Reporte de Sustentabilidad de las dos Distribuidoras de Gas que la marca engloba: Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana. “Se trata de un hito que marca un paso clave en su compromiso de seguir gestionando con responsabilidad y transparencia”, destacaron desde la firma.  

Este primer reporte rinde cuenta de la gestión durante 2024 de los aspectos económicos, sociales y ambientales. Compromiso, integridad, responsabilidad social, excelencia y agilidad, valores institucionales definidos mediante un proceso participativo, son los pilares que fortalecen el accionar de Ecogas, lo que se refleja en la calidad de la gestión, remarcaron desde la compañía.

“Hoy, con la mirada puesta en lo que viene, Ecogas asume nuevos desafíos en la gestión de la sustentabilidad. Este primer Reporte es solo el comienzo y refleja el compromiso de seguir creando valor sostenible, clave para el desarrollo de la región y su gente. Lo hará, como siempre, trabajando en equipo”, expresaron.

Resultados

Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana son las licenciatarias del servicio de distribución de gas natural por redes en las provincias de Córdoba, Catamarca y La Rioja y San Juan, San Luis y Mendoza. Entre los principales resultados de los reportes de sustentabilidad se destacan el ingreso de Distribuidora de Gas del Centro al Régimen de Oferta Pública, con la cotización de sus acciones en Bolsas y Mercados Argentinos,  donde Distribuidora de Gas Cuyana se encuentra  cotizando desde hace más  de 25 años; y la conformación de nueva macroestructura  organizativa, con la  designación de la  primera CEO mujer.

También, más de 1.200 nuevos kilómetros de redes y gasoductos; 12.292 kilogramos de residuos reciclados; la nueva aplicación móvil para asistir a las cuadrillas en tareas de prevención y corrección; los 1.463.427 de clientes totales y los 21.243 nuevos clientes que se sumaron en 2024.

“A lo largo de este tiempo, la compañía ha adquirido un profundo conocimiento del sector, optimizando recursos y mejorando de forma constante la calidad de su prestación. Con compromiso y responsabilidad, logró gestionar con éxito diversos desafíos, siempre cuidando a la comunidad y a los recursos en cada lugar donde opera. Llevar energía limpia a más personas es contribuir a su calidad de vida, promoviendo el desarrollo económico y social”, concluyeron desde Ecogas.

, Redaccion EconoJournal

Tulúm Energy, una start-up del Grupo Techint que busca desarrollar tecnologías para la producción de hidrógeno turquesa, cerró con éxito una ronda inicial de financiamiento de riesgo por US$ 27 millones. Los fondos obtenidos en esta ronda se destinarán a la construcción de la planta piloto de Tulum Energy en Pesquería, México, dentro del complejo industrial de Ternium, productor líder de acero en América Latina.

La operación de financiamiento fue liderada por CDP Venture Capital, a través de su Fondo de Transición Verde, y TDK Ventures, con la participación de un consorcio internacional de inversores, incluidos TechEnergy Ventures, MITO Technology, a través de su fondo MITO Tech Ventures, y Doral Energy-Tech Ventures.

TechEnergy Ventures es el fondo de incentivo a las nuevas tecnologías de la petrolera Tecpetrol. Este fondo es accionista de Tulum Energy y construyó la compañía a partir de un concepto desarrollado por Tenova, referente global en el suministro de hornos de arco eléctrico y soluciones de hierro de reducción directa (DRI en inglés) preparados para hidrógeno.

El jefe de Inversores de TechEnergy Ventures, Alejandro Solé, ya había adelantado la intención de desarrollar una planta de hidrógeno turquesa en México en una entrevista concedida a EconoJournal en el CERAWeek 2025.

Solé afirmó que la start-up Tulúm podría replicar una planta en la Argentina, a fin de “poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrógeno”.

Hidrógeno turquesa

Tulum Energy está a la vanguardia del desarrollo de una tecnología revolucionaria de pirólisis del metano, un proceso químico que consiste en producir hidrógeno turquesa (limpio) y carbono sólido utilizando gas natural o biogás como materia prima, sin emisiones de CO₂.

La pirólisis del metano supera las limitaciones económicas y de infraestructura del hidrógeno verde y azul en la producción industrial de hidrógeno descarbonizado. “Nuestra tecnología se destaca por la combinación sin precedentes de un alto nivel de escalabilidad con una eficiencia energética excepcional”, señaló Massimiliano Pieri, CEO de Tulum Energy.

“Nos permite ofrecer a los grandes consumidores industriales, tales como refinerías, productores de amoníaco y plantas químicas, un hidrógeno realmente competitivo, incluso sin depender de créditos fiscales ni incentivos”, añadió.

Con respecto a la elección del complejo industrial de Ternium en México para radicar la planta piloto, Pieri subrayó la importancia de esta elección. “Tienen un interés directo en emplear tanto nuestro hidrógeno en la producción de hierro de reducción directa (DRI), como potencialmente nuestro carbono sólido en otras aplicaciones industriales críticas. Lo más importante es que ellos poseen la infraestructura robusta necesaria para escalar nuestra tecnología sin contratiempos”, analizó.

La compañía también lanzará la filial italiana de Tulum Energy, con sede en Milán, que aprovechará la cadena de suministro y el talento de la manufactura italiana, y actuará como centro neurálgico para las actividades de investigación, desarrollo e ingeniería, tanto de la planta piloto como de las futuras instalaciones comerciales que Tulum Energy desarrollará.

, Nicolás Deza

La combinación de una ola polar y una disminución imprevista de la inyección de gas natural en Neuquén produjo la semana pasada una crisis de abastecimiento de la demanda de gas natural en todo el país. La manifestación numérica de esa crisis es la evolución del “linepack” de las transportistas (el gas natural almacenado en los gasoductos que permite la operación del sistema). El martes 1 de julio el linepack había alcanzado un déficit de 26.1 MMm3 respecto del viernes 27 de junio poniendo en serio riesgo el funcionamiento total del sistema gasífero (ver figura 1).

En este trabajo se analizan con datos públicos del ENARGAS los siguientes aspectos:

• las causas de la crisis,
• las restricciones a la demanda que permitieron normalizar el estado del sistema,
• qué hubiera pasado si solo hubiera ocurrido la ola de frío sin disminución de inyección,
• qué hubiera pasado si las restricciones al sistema se hubieran adelantado un día respecto de las que realmente ocurrieron,
• si la existencia de infraestructura adicional hubiera evitado la crisis y, finalmente,
• conclusiones hacia el futuro.

Demanda e inyecciones

En la figura 2 se muestra el crecimiento de la demanda prioritaria respecto de los 82.7 MMm3/d del viernes 27 de junio hasta alcanzar un máximo histórico de 98.4 MMm3/d el lunes 30 de junio (el máximo anterior había ocurrido el 10 de julio de 2024 con 91.9 MMm3/d). El crecimiento máximo de la demanda (en solo dos días) de 15.7 MMm3/d fue muy significativo pero había sido pronosticado con razonable precisión por los operadores del sistema a partir de los pronósticos meteorológicos disponibles.

Lo que no estaba previsto, y fue declarado como fuerza mayor por los productores involucrados, fue la caída repentina de producción en Neuquén debido a desperfectos técnicos. La evolución de la inyección a gasoductos en Neuquén pasó de unos 107 MMm3/d el viernes 27 de junio a 99 MMm3/d el lunes 30 de junio (ver figura 3). Es decir una disminución de 8.5 MMm3/d el lunes y de 6.5 MMm3/d el martes, hasta alcanzar la normalización del sistema.

Por lo tanto, el lunes 30 de junio se combinaron un aumento de la demanda prioritaria de 15.7 MMm3/d y una disminución de la inyección de 8.5 MMm3/d, un total de 24.2 MMm3/d respecto del viernes de la semana anterior.

En un sistema como el argentino, el único de los grandes sistemas de gas natural del mundo con fuerte estacionalidad que no tiene almacenamiento, el control de la demanda mediante el corte de los servicios interrumpibles y el pase de las centrales a gas oil y fuel oil es la única manera de controlar los fuertes cambios invernales de la demanda.

La demanda no prioritaria disminuyó 10.5 MMm3/d el lunes 30 de junio respecto del viernes 27 de junio (ver figura 4), pero esa baja fue claramente insuficiente respecto del faltante de 24 MMm3/d. Recién el 2 de julio se alcanzó una disminución de 22.5 MMm3/d que, junto con la recuperación de la inyección, permitió la recuperación del “linepack” del sistema.

La demanda total alcanzó los 166.6 MMm3/d el lunes 30 de junio (el viernes 27 de junio era de 161.4 MMm3/d). Un incremento de demanda neto de 5.2 MMm3/d que no hubiera sido un problema significativo si no hubiera coincidido con una disminución de inyección de 8.5 MMm3/d en ese mismo día lunes. En la figura 5 se muestra la variación de la demanda total (incremento de la demanda prioritaria menos la disminución de la demanda no prioritaria).

Disminución de la demanda no prioritaria

El viernes 27 de junio las demandas no prioritarias eran respectivamente: 5.9 MMm3/d de GNC, 33.8 MMm3/d de Industrial, 21.8 MMm3/d para generación y 7.5 MMm3/d de exportaciones. Es importante notar que el sistema eléctrico ya había pasado la mayor parte de la generación de gas natural a combustibles líquidos por la elevación de la demanda prioritaria que ese viernes 27 de junio ya era de 82.7 MMm3/d. Por ejemplo, el 17 de junio de 2025 con una demanda prioritaria de 73.6 MMm3/d, la demanda de gas natural para generación había alcanzado los 39.6 MMm3/d y la demanda total ya era similar a la existente en la primera semana de julio de 2025. Es decir, que ya quedaba poco espacio para pasar la generación térmica a combustibles líquidos dependiendo de los niveles de la demanda eléctrica. El viernes 3 de julio el gas natural consumido por la generación había disminuido 3.9 MMm3/d alcanzando un mínimo de 17.9 MMm3/d.

Como se ve en Figura 6, el lunes 30 la disminución fue poco significativa afectando mayoritariamente a la exportaciones que disminuyeron unos 3.8 MMm3/d. Recién en los días siguientes el sistema empezó a reaccionar más fuertemente con disminuciones de las exportaciones de 6.9 MMm3/d a partir del día martes 1 de julio y con cortes crecientes a la demanda industrial de 6.6 MMm3/d el martes, 11 MMm3/d el miércoles y 13.9 MMm3/d el jueves. Si se tiene en cuenta que el sistema entró en emergencia el día lunes con la declaración de fuerza mayor de los productores, los cortes a usuarios firmes, tanto de exportación como industriales se podrían haber adelantado lo que habría aliviado sustancialmente la crisis del sistema. Debido a los niveles relativamente bajos de la demanda de GNC, las restricciones al GNC no fueron en ningún caso significativas.

Qué hubiera pasado sin la caída de inyección

En la figura 7 se muestra la variación de “linepack” del sistema si la demanda prioritaria y no prioritaria hubiera sido la que realmente ocurrió, pero si la inyección en Neuquén se hubiera mantenido en 109 MMm3/d, es decir sin inconvenientes técnicos.

Como se puede ver, la disminución de “linepack” del sistema hubiera alcanzado los 11.8 MMm3/d, mucho menos que los 26.1 MMm3/d del caso real. Este valor del “linepack”, se encuentra dentro de los límites que el sistema puede manejar durante un tiempo prudencial. Es decir que no se hubieran evitado las restricciones a la demanda no prioritaria pero no se habría visto amenazada la demanda prioritaria y posiblemente se podría haber mantenido el servicio GNC.

Qué hubiera pasado si las restricciones se adelantaban un día

En la figura 8 se muestra la variación de “linepack” del sistema con el aumento de la demanda prioritaria y la caída de inyección en Neuquén efectivamente ocurrida en la primera semana de julio, pero adelantando un día la disminución de la demanda no prioritaria. Como se puede ver, la disminución de “linepack” del sistema hubiera alcanzado los 14.2 MMm3/d, todavía mucho menor que los 26.1 MMm3/d del caso real. Este valor del “linepack”, se encuentra dentro de límites que el sistema puede manejar durante un corto plazo. Es decir que no se hubieran evitado las restricciones a la demanda no prioritaria pero no se habría visto amenazada la demanda prioritaria y posiblemente se podría haber mantenido el servicio GNC.

La comparación de las figuras 1, 7 y 8 muestra que la ocurrencia de la crisis fue producto de la simultaneidad del aumento de la demanda prioritaria (que estaba prevista), la disminución de la inyección en Neuquén (declaración de fuerza mayor) y una disminución no suficientemente rápida de las demandas firmes, fundamentalmente de exportación e industrial, considerando que el sistema se encontraba en emergencia.

¿Faltó infraestructura?

En algunos comentarios posteriores a la crisis se ha sugerido que la falta de obras de infraestructura era corresponsable de la crisis de abastecimiento registrada la semana pasada. En la figura 9 se muestra que, debido a la disminución de inyección en Neuquén, hubo capacidad de transporte no utilizada en el gasoducto GPM. Lo mismo puede decirse del gasoducto San Martín desde las cuencas del sur del país.

Surge de lo anterior que ni la terminación de la reversión del norte, ni la ampliación del GPM u otros gasoductos desde Neuquén (todas inversiones deseables por otras razones) hubieran podido contribuir en absoluto a evitar la crisis de abastecimiento.

La única obra de infraestructura que podría haber mejorado la situación es contar con una ampliación de la planta de regasificación de GNL. Esta última funcionó con su capacidad máxima de 20 MMm3/d demostrando una vez más la función esencial de seguridad de abastecimiento que la planta de regasificación de GNL tiene en el sistema argentino, y la adecuada contratación de los barcos para el período invernal en este caso.

Conclusiones y recomendaciones

En función de lo anterior se extraen las siguientes conclusiones:

• La ocurrencia de la crisis fue producto de la simultaneidad del aumento de la demanda prioritaria (que estaba prevista), la disminución de la inyección en Neuquén (declaración de fuerza mayor) y una disminución no suficientemente rápida de las demandas firmes, fundamentalmente de exportación e industrial, considerando que el sistema se encontraba en emergencia.
• Ni la terminación de la reversión del norte, ni la ampliación del GPM u otro gasoductos desde Neuquén hubieran podido contribuir en absoluto a evitar la crisis de abastecimiento.
• La única obra de infraestructura que podría haber mejorado la situación es contar con una ampliación de la planta de regasificación de GNL.

Mientras que las demandas pueden ser previstas con suficiente precisión, una disminución de inyección por razones técnicas podría volver a suceder en el futuro. Especialmente en coincidencia con los días más fríos del invierno cuando la operación de los pozos de producción está también bajo tensión. Para minimizar las consecuencias de eventos de estas características sería recomendable lo siguiente:

• En un sistema de gas natural como el argentino, con fuerte estacionalidad y sin almacenamiento, se requiere un alerta temprana y una eficiente gestión de las restricciones a la demanda (tanto la interrumpible como la firme en casos de emergencia). Es fundamental que el nuevo Ente Regulador que creará el gobierno pueda actuar eficientemente en la coordinación de los sistemas de gas y electricidad y en el “enforcement” de los actores privados para lo cual es esencial su diseño como un ente integrado y no como una yuxtaposición de los actuales.
• Sería conveniente reconocer la función de seguridad de abastecimiento de la instalación de regasificación de GNL distribuyendo el costo de su existencia entre todos los actores del sistema. Luego el “commodity” sería pagado por quién efectivamente lo utilice..
• Posiblemente una capacidad de 30 MMm3/d sería más adecuada al sistema argentino que los 20 MMm3/d disponibles actualmente.
• El aumento de producción de cuencas alternativas (por ejemplo desde el sur) sería también deseable de tal manera de no depender de que una sola cuenca llene los gasoductos disponibles.

(*) Vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA y presidente del CEARE.

, Raúl Bertero (*)

La Organización de los Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) reafirmó este fin de semana su voluntad de reponer este año más de dos millones de barriles diarios de producción que fueron recortados de forma voluntaria a fines de 2023. Los ocho países responsables de estos recortes repondrán en agosto 548.000 barriles por día de producción, un salto con respecto a los aumentos autorizados en los tres meses anteriores.

El esquema que agrupa a los países de la OPEP con Rusia y otros países productores comenzó en mayo a desarmar los recortes voluntarios de producción equivalentes a 2,17 millones de barriles por día que se encontraban vigentes desde noviembre de 2023. Los países que realizaron estos recortes voluntarios son Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán.

El mercado esperaba que estos países fueran desarmando gradualmente los recortes hasta reponer los 2,17 millones de bpd de producción para septiembre de 2026. A esto se debe sumar que la OPEP+ habilitó a Emiratos Árabes Unidos a incrementar este año su producción en 300.000 bpd, por lo que el total esperado es de 2,47 millones de bpd.

Sin embargo, tras un primer incremento de producción de 138.000 bpd en abril, los productores sorprendieron al mercado al anunciar aumentos mes a mes de 411.000 bpd a partir de mayo. Este último movimiento demostró la voluntad de estos ocho países de acelerar el desarme de los recortes voluntarios para este mismo año, a pesar del impacto inmediato que tendría sobre los precios.

La novedad del fin de semana es que los ocho productores anunciaron un incremento de 548.000 bpd en agosto. También acordaron otra reunión virtual para el tres de agosto, en la que posiblemente definirán otro aumento para septiembre que completará el proceso de desarme de los recortes voluntarios más la nueva producción de EAU. Reuters informó que la cifra en discusión sería de 550.000 bpd.

El otro recorte aún activo

Una vez que la OPEP+ formalmente termine de reponer esa producción, la atención del mercado girará al otro recorte voluntario aún activo de 1,66 millones de barriles por día.

Los ocho países antes mencionados y Gabón anunciaron en abril de 2023 un primer recorte voluntario de producción de 1,66 millones de bpd. La decisión vigente es sostener este recorte hasta finales de 2026.

, Nicolás Deza

El gobierno publicó este lunes en el Boletín Oficial el decreto 452 que unifica los entes reguladores de los servicios públicos de gas natural y la electricidad en el país. En los hechos, oficializó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que llevará adelante las funciones que vienen desempeñando el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enargas). El nuevo organismo deberá comenzar a funcionar dentro de los próximos 180 días. El directorio que se hará cargo del ente regulador unificado será designado por la Secretaría de Energía, que tendrá que elevar la propuesta de los candidatos al gobierno nacional para que finalmente lo apruebe.

El Enre regula el sector de generación, transporte y las distribuidoras Edesur y Edenor en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Mientras que el Enargas regula los segmentos de transporte y distribución de gas de todo el país. En la actualidad, el interventor del Enre es Osvaldo Rolando y el del Enargas es Carlos Casares. El nuevo organismo, creado por el artículo 161 de la Ley Bases, unificará las funciones de ambos a partir de una nueva estructura. La sede estará en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El nuevo ente estará en la órbita de la Secretaría de Energía y tendrá autarquía, independencia funcional y presupuestaria y “plena capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público y privado”, según indica el artículo 2 del decreto. El personal actual del Enre y Enargas será transferido al nuevo organismo hasta que se determine la nueva estructura, aclara el decreto.

El gobierno también publicó este lunes el decreto 451 para que la Ley 24.076 que establece el marco regulatorio del gas natural en el país, recepte al nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad.

Nuevo directorio

El directorio del ente regulador unificado tendrá cinco miembros: uno será el presidente, otro el vicepresidente y los otros tres serán vocales. Todos los cargos serán designados por el gobierno nacional, según destaca el decreto en el artículo cuatro. La Secretaría de Energía tendrá 30 días para iniciar el proceso de selección de los miembros del directorio, que tendrá que elevar para su aprobación final al Poder Ejecutivo Nacional (PEN), según subraya el artículo cinco.

El artículo seis remarca que “los miembros del directorio serán seleccionados entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la industria del gas y de la electricidad. Sus mandatos durarán cinco años y podrán ser renovados en forma indefinida. Cesarán en sus mandatos en forma escalonada cada año. Al designar el primer directorio, el Poder Ejecutivo Nacional establecerá la fecha de finalización del mandato de cada uno para permitir el escalonamiento”.

Previo a las designaciones, el gobierno nacional deberá comunicar los fundamentos de la elección de los miembros del directorio a una comisión del Congreso conformada por senadores y diputados. Esta comisión bicameral deberá emitir su opinión en un plazo de 30 días.

El artículo siete aclara que “en caso de no constituirse la referida comisión del Congreso de la Nación en el plazo de 10 días corridos contados desde la comunicación indicada, el Poder Ejecutivo Nacional comunicará los fundamentos de las designaciones o remociones a los presidentes de ambas Cámaras. Transcurridos 30 días corridos desde tal comunicación, el PEN quedará habilitado para el dictado del acto respectivo”.

Según el artículo ocho, “los miembros del directorio no podrán ser propietarios ni tener interés alguno, directo o indirecto, en empresas reconocidas como actores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), ni en empresas reconocidas como sujetos activos de la industria del gas natural, ni en empresas controlantes o controladas por las anteriores”. Los miembros del directorio tendrán dedicación exclusiva en sus funciones y solo podrán ser removidos de sus cargos por acto fundado del el gobierno nacional.

Presupuesto y recursos

El nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad “confeccionará anualmente su presupuesto, estimando razonablemente los gastos e inversiones correspondientes al próximo ejercicio. El proyecto de presupuesto será publicado en la página web del Ente, previo a su elevación por el PEN, dando oportunidad a los transportistas, distribuidores, almacenadores, comercializadores, usuarios y consumidores a objetarlo fundadamente sin carácter vinculante”, señala el artículo 13.

Los recursos del organismo saldrán de los ingresos por el cobro de la tasa de fiscalización y control de las leyes 24.076 y 24.065; fondos, bienes y recursos que puedan serle asignados según la regulación; los intereses y beneficios por la gestión de sus propios recursos; y los ingresos provenientes de la venta de obleas para Gas Natural Vehicular o de otros derechos de inscripción que determine.

, Roberto Bellato

La distribuidora Camuzzi informó la tarde de este viernes que el sistema de abastecimiento y distribución de gas natural a los usuarios domiciliarios de la ciudad de Mar del Plata fue completamente normalizado. La afectación alcanzó solo al 1,5% de los hogares, pero por el estado del sistema se decidió la suspensión de clases en escuelas y universidades, así como la interrupción de todas las actividades en espacios deportivos y culturales, comerciales y de esparcimiento para priorizar servicios esenciales.

La compañía finalizó con el operativo de restitución del suministro en los distintos domicilios afectados tras los cortes registrados a partir de la baja en la presión del servicio, por lo cual los reguladores conectados a los medidores hogareños interrumpieron de modo automático el abastecimiento por seguridad.

Este operativo, que se desplegó desde ayer jueves y finalizó en horas de la tarde de hoy, recorrió uno por uno los nichos de las viviendas sin suministro, devolviendo de manera manual el servicio a cada vecino en un plazo de 24 horas. Las cuadrillas desplegadas en distintos puntos de la ciudad sumaron más de 200 operarios de la compañía para participar del procedimiento de emergencia, explicó la compañía.

Camuzzi destacó las medidas tomadas por el municipio de General Pueyrredón tendientes a restringir todo aquel consumo que no sea prioritario en los momentos más críticos de la prestación, como así también por los distintos procedimientos efectuados por personal de la compañía sobre la red de distribución.

Levantan cortes para contratos en firme

Adicionalmente, también fueron rehabilitados durante el día de hoy los consumos industriales y el despacho de Gas Natural Comprimido (GNC) en condición firme, tal como había dispuesto el Comité de Emergencia conformado ante la coyuntura de los últimos días.

La compañía anunció que mantendrá guardias activas permanentes para atender los casos especiales de aquellos vecinos que no se encontraban en el domicilio al momento de la visita del personal técnico. A tales efectos, los usuarios deberán comunicarse al 0810-666-0810 y 0800-666-0810.

El Comité de Emergencia integrado por las empresas transportistas y distribuidoras, el Enargas, Cammesa, Enarsa y la Secretaría de Energía, dio por finalizada este viernes su tarea y resolvió avanzar con la liberación de los cortes a estaciones de GNC e industrias con contratos firmes, manteniéndose únicamente las restricciones para consumos interrumpibles.

Las distribuidoras fueron avanzando durante la jornada en todo el país con la liberación progresiva del consumo firme, y de la misma manera las empresas transportistas continuaban evaluando la evolución del sistema para reactivar también los servicios interrumpibles, tanto para la demanda local como para las exportaciones.

, Redacción EconoJournal

La industria petroquímica atraviesa un momento de transformación profunda en el que el talento profesional se consolida como un eje estratégico para impulsar la competitividad, la innovación y la sustentabilidad. En este contexto desafiante y dinámico, la 6ta edición de la “Diplomatura en Negocios Petroquímicos” organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), junto a la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, se posiciona como una herramienta clave para quienes buscan profesionalizar su visión del sector, acceder a herramientas de gestión y comprender en profundidad la dinámica técnica, económica y regulatoria de la industria.

La diplomatura inicia el próximo 5 de agosto, tiene una duración de 13 semanas (87 horas de cursada), se dictará en modalidad online sincrónica con clases los martes y jueves de 18 a 21 hs., e incluye cuatro instancias presenciales para fomentar el intercambio entre alumnos y referentes.

La iniciativa

La propuesta está dirigida a profesionales del sector, jóvenes con potencial de liderazgo, integrantes de áreas comerciales, técnicas, regulatorias o de gestión, y a quienes deseen profundizar su entendimiento estratégico de la cadena de valor petroquímica.

“Este programa se ha consolidado como una plataforma esencial para la formación de líderes en un sector estratégico, como el petroquímico, para el desarrollo del país. En un entorno de oportunidades como el que plantea Vaca Muerta y el nuevo régimen de inversiones, contar con profesionales bien formados es más importante que nunca”, afirmó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®.

La edición 2025 de la Diplomatura se presenta en sintonía con los mensajes que dejó la reciente Jornada Petroquímica 2025. En ese evento, representantes de empresas del sector y entidades científicas coincidieron en la importancia de formar talento calificado para construir una industria más eficiente, moderna y resiliente.

En este sentido, Matías Campodónico (Dow Latin America) sintetizó: “Formar capacidades, atraer inversiones y generar condiciones estables: ahí está el verdadero círculo virtuoso”; mientras que, Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS) remarcó: “Necesitamos dejar los egos de lado y construir una agenda común para el desarrollo de la industria”. Por su parte, Sebastián Bigorito (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible -CEADS) sostuvo: “La sustentabilidad no es un costo, es una inversión que aporta valor”.

Contenidos principales del programa

• Historia, materias primas y tendencias globales de la industria petroquímica

• Productos clave: olefinas, BTX, fertilizantes y su cadena de valor

• Procesos de producción, tecnologías y mercados estratégicos

• Operaciones de un complejo petroquímico: escala, localización y logística

• Sustentabilidad, regulación e interacción con la comunidad

• Comercialización, contexto económico y desafíos actuales del sector

El 15 de julio se realizará una reunión informativa virtual con el director académico de la diplomatura, abierta a todos los interesados. Al finalizar el curso, los participantes recibirán el Certificado Académico otorgado por el IPA® y la Universidad Austral.

En un contexto donde la industria petroquímica enfrenta desafíos crecientes, capacitarse dejó de ser una opción para convertirse en una herramienta clave de adaptación y liderazgo, para responder a los desafíos del presente y del futuro.

Para más información, o bien para más detalles sobre la inscripción y requisitos del programa, el contacto directo es Agustina Torres – ATorres@austral.edu.ar

, Redaccion EconoJournal

TotalEnergies junto a sus socios Wintershall DEA y Pan American Energy  anunció el comienzo de la última etapa de las obras en su parque éolico ubicado en Tierra del Fuego con la llegada de los dos aerogeneradores.  Se trata de dos turbinas eólicas de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de círculo de giro de la pala, que tendrán una generación de 9 MW.  Serán instalados en las cercanías de la planta de Río Cullen, ubicada a 130 km al norte de la localidad de Río Grande, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.

Una vez en funcionamiento el parque eólico, que es el más austral del mundo, tendrá la finalidad de abastecer con energía renovable más de la mitad de la demanda eléctrica de las plantas de tratamiento de la compañía en Río Cullen y Cañadón Alfa, en Tierra del Fuego.

Catherine Remy, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó: “Estamos muy orgullosos con los avances del parque de energía eólica más austral del mundo, que es una muestra más del compromiso permanente de TotalEnergies en Tierra del Fuego, provincia donde operamos desde hace más de 46 años y concretamos grandes proyectos”.

En la actualidad, estas plantas funcionan generando su propia electricidad por medio de turbinas a gas. Con este innovador proyecto, basado en energía renovable, TotalEnergies logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en más de un 55% para el final de la concesión de la Cuenca Austral. Además, gracias a este desarrollo eólico, 22 millones de m³ adicionales de gas por año serán inyectados al mercado nacional.

La iniciativa

El proyecto, que combina energía renovable y baterías, implicará durante la construcción y puesta en funcionamiento, el empleo de 170 trabajadores de la provincia.

Gustavo Melella, gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, sostuvo que “lo más importante es lo que se viene, ese deseo conjunto de poder trabajar en energías renovables, TOTAL apuesta mucho a la transición energética, en el hidrógeno verde, y el pedido nuestro de poder dar ese paso definitivo en la industrialización del gas”.

“Tierra del Fuego tiene que industrializar sus recursos naturales, porque necesitamos generar más desarrollo, más empleo, eso es una decisión política”, reafirmó el Gobernador.

Por último, Remy concluyó: “Este es un proyecto más en línea con la estrategia de TotalEnergies, que tiene como objetivo reducir las emisiones de sus instalaciones en más de un 40% para 2030, en comparación con los niveles de 2015: más energía, con menos emisiones”.

, Redaccion EconoJournal

AES Argentina, la empresa dedicada a la generación de energía, seleccionó por primera vez a Vestas, firma especializada en soluciones de energía eólica, para el desarrollo de los parques eólicos Vientos Bonaerenses III y IV, ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires. Este acuerdo marca la primera colaboración entre ambas compañías en el país en línea con su compromiso compartido con la transición energética.

Bajo este contrato, Vestas será responsable de la provisión e instalación de 16 turbinas modelo V162- 6.4 MW, con una altura de buje de 125 metros, que aportarán una capacidad instalada total de más de 102,4 MW, y permitirán duplicar la capacidad actual del complejo.

AES Argentina anunció recientemente que este nuevo desarrollo implicará una inversión de aproximadamente US$ 150 millones y generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y fortaleciendo el crecimiento energético de la región.

Las obras

El inicio de las obras civiles y eléctricas está previsto para los próximos meses, y la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se proyecta para el cuarto trimestre de 2026. Una vez finalizada la construcción, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento de los parques por un período de 10 años, bajo un contrato de servicios AOM 5000, que garantiza los más altos estándares de disponibilidad, seguridad y rendimiento operativo.

Alianza estratégica

“Estamos muy orgullosos de que AES Argentina nos haya elegido su socio estratégico para este proyecto emblemático. Esta primera colaboración entre ambas empresas en el país refuerza la posición de Vestas como referente en soluciones eólicas de alto rendimiento, adaptadas a las necesidades del mercado local y con un enfoque en la creación de valor sostenible a largo plazo”, aseguró Andrés Gismondi, Country Head de Vestas Argentina y vicepresidente de Negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.

Además, el ejecutivo explicó: “En Vestas, combinamos tecnología de vanguardia, una cadena de suministro robusta, presencia local consolidada y décadas de experiencia en instalación, operación y mantenimiento de parques eólicos. Pero, sobre todo, nos enfocamos en entender a fondo los objetivos de nuestros clientes para diseña soluciones a medida que los ayuden a alcanzar sus metas de negocio, acelerando al mismo tiempo la transición hacia un sistema energético más limpio, resiliente y sostenible”.

Con una presencia consolidada en Argentina desde hace más de 30 años, Vestas ha instalado másde 2.560 MW en el país y continúa expandiendo su contribución al desarrollo de energías limpias.

, Loana Tejero

Mar del Plata fue la localidad más afectada por los cortes en el suministro de gas natural residencial registrados en medio de la ola polar. Por la baja en la presión del servicio, los reguladores conectados a los medidores hogareños interrumpieron de modo automático el abastecimiento como medida de seguridad y los técnicos tuvieron que ir restableciéndolo manualmente a lo largo del día. Camuzzi Gas Pampeana informó este jueves por la noche que ya habían logrado reconectar a 2700 vecinos y se espera que la situación este normalizada este mediodía.

El intendente Guillermo Montenegro reunió al Comité de Crisis de la Municipalidad de General Pueyrredón y el miércoles a la noche dispuso la suspensión de clases el jueves en escuelas y universidades, así como la interrupción de todas las actividades en espacios deportivos y culturales. También se cerraron shoppings, bares y restaurantes en horario nocturno, priorizando el funcionamiento de los servicios esenciales como hospitales y geriátricos.

La medida parece exagerada si se toma en cuenta que, según Camuzzi, la interrupción del servicio afectó solo al 1,5% de los hogares, pero desde la compañía aclararon que fue una decisión correcta. “Fue una medida prudente y responsable. Cuando hay tan baja presión en la red, todo lo que no es indispensable debe ser cortado para que la recuperación sea más rápida. No se puede recuperar la presión si el consumo sigue constante. El corte de servicios no esenciales, permitió que la presión se normalice y que el mismo jueves hayamos podido comenzar con las reconexiones”, aseguraron.  

¿Qué fue lo que pasó?

Una característica distintiva del gas natural es que necesita presión para poder viajar largas distancias. Esa presión en su punto de origen la otorgan las plantas compresoras. La presión en los gasoductos troncales suele ser de 70 kilos/cm2 y cuando el fluido llega a las ciudades esa presión comienza a ser bajada. Ahí es cuando actúan las estaciones reguladoras de presión. Esas reguladoras hacen que el gas baje a condiciones operativas de seguridad para poder ingresar a las ciudades y alimentar las redes de distribución que operan con una presión que oscila entre un 1,5 y 4 kilos/cm2. Esas reguladoras no son las válvulas de bloqueo que se pueden accionar por seguridad cuando se detecta una rotura en un caño. Lo que hacen es regular la presión.  

Cuando el gas llega finalmente al hogar, hay un último regulador por cada hogar, que está conectado al medidor, que baja esos valores a 20 gramos/cm2, presión interna del gas que requiere la instalación desplegada dentro del hogar. Cuando ese regulador detecta que en la red la presión del gas, que suele estar entre un 1,5 y 4 kilos/cm2, baja de los 500 gramos/cm2 interrumpe el servicio como medida de seguridad.

A diferencia del servicio eléctrico, donde para restablecer el servicio alcanza con levantar la llave, en el gas natural el proceso requiere la intervención humana casa por casa. De hecho, Camuzzi Gas Pampeana puso el jueves a 150 técnicos a recorrer los hogares para normalizar la distribución.

El técnico constata que la presión del servicio se haya normalizado, que no haya aire en la cañería, conecta nuevamente el servicio y le pide al vecino que prenda una hornalla para constatar que todo funciona normalmente.

¿Por qué se corta el servicio?

Si los reguladores no cortaran el servicio de modo automático, el riesgo es que, debido a la baja presión, por ejemplo, una hornalla se termine apagando por falta de gas y cuando la presión se normalice el gas vuelva a salir, pero con el fuego ya apagado, si es que no existe una válvula de seguridad en el aparato de la cocina. Por lo tanto, eso podría derivar en la acumulación de gas en el ambiente con el riesgo evidente de una explosión.

¿Por qué Mar del Plata se vio más afectada?

Mar del Plata se vio más afectada porque los actores que operan a nivel mayorista, ya sea la petrolera o la transportista, no entregaron el gas que la ciudad necesita. “Ha habido inconvenientes aguas arriba en esa cadena que provocaron que a Mar del Plata no nos llegue el volumen de gas ni la presión para poder prestar el servicio en las condiciones que lo prestamos”, explicaron a EconoJournal fuentes de Camuzzi.

EconoJournal informó ayer que la debilidad del sistema gasífero se acentuó por problemas en el segmento de producción de gas, especialmente en Neuquén, dado que las empresas petroleras inyectaron esta semana, en promedio, unos 130 MMm3/día de gas, unos 10 millones menos que la media de la semana pasada, cuando se inyectaron a la red troncal de gasoductos unos 140 MMm3/día.

El Enargas ordenó una investigación para conocer las causas que explican por qué las empresas productoras —YPF, TotalEnergies, Tecpetrol, Pluspetrol, PAE, Pampa y CGC, entre otras— tuvieron menos gas disponible esta semana, la más fría del año, que la anterior.

, Fernando Krakowiak

Corrían las 9.48 de la mañana de este jueves, en plena crisis del gas, la peor que se recuerde en mucho tiempo, con el suministro restringido por primera vez en años a hogares en la provincia de Buenos Aires, cuando el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, decidió postear en tono celebratorio en la red X (ex Twitter) la publicación del Decreto 446/2025. La norma, firmada por el presidente Javier Milei, modifica la Ley 26.020 (de Gas Licuado de Petróleo, GLP).

Sturzenegger presentó la iniciativa como una desregulación del mercado de gas de garrafas. Incluso arrobó en su posteo en X a María Tettamanti, la secretaria de Energía, que a esas horas de ayer se encontraba abocada a resolver la interrupción del suministro registrados en más de 1000 hogares de Mar del Plata, un área de concesión de Camuzzi.

Más allá de lo poco oportuno que pueda resultar anunciar la desregulación de la oferta del gas que consumen los sectores populares —los pobres son los que mayormente no tienen acceso a los tendidos de gas natural— justo cuando falta gas en todo el país, lo verdaderamente extraño de la decisión del ministro fue que difundió una liberación del mercado de GLP que en los hechos ya existía desde enero de este año. Fue la propia Tettamanti quien rubricó en diciembre de 2024 y en enero de este año una serie de resoluciones de la Secretaría de Energía que liberaron el funcionamiento del mercado de GLP, que por medidas intervencionistas dictadas por gobiernos kirchneristas se constituyó como uno de los negocios más opacos y discrecionales del área energética.

Desregulación

A principios de este año, la Secretaría de Energía eliminó los cupos mínimos de asignación de volúmenes de GLP por empresa y también los precios de referencia para venta al consumidor, dado que existían distorsiones evidentes entre los importes sugeridos por el Estado y los que finalmente pagaban los usuarios. A su vez, en enero de este año se facilitaron mecanismos de exportación-importación de GLP con la intención de establecer precios locales del GLP que estén alineados con el mercado internacional. Lo que se hizo a fines de 2024, en concreto, es desregular el funcionamiento económico del mercado de GLP con el objetivo de incentivar la inversión para amplificar la oferta. No hay ninguna novedad en ese sentido en lo anunciado ayer por Sturzenegger.

“La liberación del mercado de GLP se concretó en enero de este año. Lo hicimos en verano para testear como respondía el mercado a los cambios que introdujimos, en especial en lo que tiene que ver con los precios de venta, que constatamos que no se dispararon demasiado, y en el abastecimiento, porque nos preocupaba que los cambios afectaran la disponibilidad de producto en algunas provincias, pero eso no sucedió y vemos que la cadena de suministro no se vio afectada, más allá de un reacomodamiento lógico”, explicaron en un despacho oficial. “Lo que anunció ayer el ministro (de Desregulación y Transformación) está vinculado únicamente a levantar ciertas trabas administrativas y burocráticas, como solicitar la permisología para instalar un comercio de venta de GLP, pero no afecta al funcionamiento del mercado en términos económicos”, agregaron.

Cambios

A través de un comunicado, la Secretaría de Energía informó que “entre los principales cambios se encuentran la simplificación del sistema de autorizaciones para las empresas que quieran participar del mercado del GLP. Ahora, el cumplimiento de los requisitos fijados por la normativa será suficiente para operar. La Autoridad de Aplicación verificará la veracidad y el cumplimiento de esa documentación, e indicará las subsanaciones que correspondan dentro de un plazo de diez días hábiles desde su presentación. Transcurrido ese período sin observaciones, se considerará aprobada, otorgándose el silencio sentido positivo”.

A su vez, la Secretaría de Energía, como autoridad de aplicación, podrá delegar o coordinar tareas de fiscalización técnica y control con otros organismos públicos o privados, y suscribir convenios específicos con provincias, lo que permitirá fortalecer las capacidades operativas del Estado y asegurar una cobertura territorial más amplia y eficiente en materia de seguridad operacional.

Por otro lado, se le da libertad a los fraccionadores para que, sin intervención del Estado, establezcan el mejor mecanismo para el canje de envases, indispensable para asegurar que los recipientes circulen en condiciones técnicas adecuadas, y que puedan ser reutilizados conforme a las normas de seguridad.

, Nicolas Gandini

La diputada Lorena Villaverde de La Libertad Avanza (LLA) y Martín Maquieyra del PRO presentaron un proyecto de Ley que tiene como objetivo establecer un marco normativo para promover inversiones en la industria del hidrógeno renovable y de bajas emisiones. Se trata del hidrógeno obtenido mediante la electrólisis del agua utilizando energía eléctrica provista por fuentes renovables —fundamentalmente eólica— y mediante procesos que puedan certificar emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) por debajo de límites máximos.

«El proyecto prevé la creación de un RIGI específico para la industria de hidrógeno, con una ventana de ingresos de cinco años y un plazo mayor para hacer la inversión mínima. Además, regula la actividad más allá del RIGI y establece la estabilidad fiscal por 30 años, entres o no al régimen de incentivos. Lo trabajamos con la Secretaría de Energía por varios meses, mejorando el proyecto del año pasado. Además, logramos que lo acompañen con la firma diputados de todos los bloques», explicó Maquieyra a EconoJournal.

La normativa, que declara las actividades vinculadas al hidrógeno de interés general, propone adaptar el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ya que plantea ampliar de dos a cinco años el plazo de adhesión para los proyectos, con posibilidad de prorrogar – por única vez – la vigencia de ese plazo por un periodo de hasta un año.

A su vez, tiene como objetivo ampliar de dos a tres años el plazo para cumplir con la inversión mínima a fin de que se materialicen las iniciativas vinculadas a la cadena de valor del hidrógeno de origen renovable.

Estabilidad tributaria

El proyecto establece que los proyectos de inversión gozarán de estabilidad normativa en materia tributaria por 30 años contados desde la fecha de su sanción.  Esta estabilidad implica que las iniciativas no podrán ser afectadas por la derogación de Ley ni por la sanción de normas tributarias que resulten más gravosas que las que estén vigentes al momento de su entrada en vigor.

Además expone que no le resultarán aplicables los nuevos tributos que se creen ni los incrementos de tributos existentes mientras rija la estabilidad.

Objetivos

En el proyecto de Ley, los diputados argumentan que los objetivos de las iniciativas consisten en incentivar las inversiones privadas, nacionales y extranjeras destinadas al desarrollo de la industria del hidrógeno y preparar las condiciones para que la Argentina pueda posicionarse como un exportador en el mercado global.

También busca promover la producción, el uso y la exportación del hidrógeno y el desarrollo e industrialización de electrolizadores, celdas de combustible para la generación de energía a partir de hidrógeno, tecnologías de almacenamiento masivo, sistemas de distribución, así como la producción industrial de combustibles y otros compuestos derivados del hidrógeno.

Sistema de certificación

La autoridad de aplicación, que será designada por el Poder Ejecutivo, podrá establecer un sistema de certificación homologable internacionalmente, aprobar normas de seguridad, autorizar proyectos y coordinar con actores públicos, privados y académicos.

El diseño del sistema de certificación deberá establecer los mecanismos para su gobernanza. En ese sentido, deberá incluir los requerimientos que deberán cumplir las instituciones que actuarán como auditoras y certificadoras en el ámbito nacional, como así también la entidad que actuará como plataforma de registro de los certificados que se emitan.

A su vez, la autoridad de aplicación tendrá que intervenir en la elaboración y actualización de la Estrategia Nacional del Hidrógeno con el objeto de promover el desarrollo de la economía del hidrógeno de origen renovable y de bajas emisiones en el país. Para esto podrá convocar a representantes del sector científico, académico y productivo con experiencia en el sector, incluyendo a los organismos especializados de cada una de las jurisdicciones.

, Loana Tejero

En medio del impacto generado en el mercado por el fallo de la juez de Nueva York Loretta Preska a favor del fondo Burford Capital, que intima al estado argentino a a transferir el 51% de las acciones de YPF, Compañía Mega, una sociedad participada por la petrolera bajo control estatal, logró emitir una Obligación Negociable (ON) por casi US$ 60 millones a una tasa de interés competititva de 7,5%, en el mercado local.

La empresa, cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), salió al mercado para colocar una emisión de ON Clase 1, simples y no convertibles en acciones, a 24 meses de plazo, por un valor inicial de US$ 50 millones con la posibilidad de ampliar a US$100 millones.

Las obligaciones negociables cuentan con una calificación crediticia AAA (Perspectiva Estable) emitida por Fix SCR (afiliada de Fitch Ratings). Los fondos obtenidos por la emisión serán destinados a capital de trabajo, inversiones productivas, y fines corporativos generales, reforzando así la solidez financiera de la compañía y acompañando el plan de crecimiento.

La empresa se encuentra en un proceso de inversión que en una primera etapa le permitirá, a comienzos de 2026, finalizar las obras que les permitirá producir dos millones de toneladas de C2+ al año, lo que en la jerga se conoce a la producción de propano, butano y gasolinas, con planes de ampliarla a 2,5 millones, buscando aliviar cuellos de botella del sector upstream y potenciar sinergias en el procesamiento de NGLs.

La primera emisión de Mega

“Como resultado de un importante trabajo en equipo, realizamos esta primera emisión en la historia de Mega que nos permitirá continuar afianzando la expansión de la compañía a través de inversiones productivas y robusteciendo la solidez financiera y el crecimiento sostenido del negocio”, destacó Tomás Córdoba, gerente general de Mega.

Actualmente, se está concretando la última etapa de la inversión en el Nuevo Tren de Fraccionamiento que se está construyendo en la planta de Bahía Blanca. “Esto nos permitirá aumentar la capacidad de producción en hasta un 50%, y seguir afianzando nuestra liderazgo capturando el valor de los líquidos del gas natural a través de nuestro proceso de separación y fraccionamiento, contribuyendo y potenciando el desarrollo de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta”, agregó Córdoba.

Por su parte, José Luis Borrello, CFO de la compañía resalto el ”gran desempeño de la emisión inaugural, así como la máxima calificación crediticia a nivel local que otorgó FIX, lo que es consecuencia de una operación eficiente y de excelencia desde hace más de 24 años, que se transforma en solidez financiera y estabilidad en los resultados”.

Las entidades colocadoras fueron Banco Galicia, Banco Santander, ICBC Argentina, BBVA Argentina, Banco de la Provincia de Buenos Aires, BACS Banco de Crédito y Securitizarían, Banco Patagonia, Balanz Capital y PP Inversiones.

, Ignacio Ortiz

Por la ola de bajas temperaturas que afecta desde hace cinco días en la zona centro del país, la de mayor consumo a nivel nacional, el sistema de gas natural flaquea y son varios los ejemplos que dan cuenta de la red opera en estado crítico al límite de sus posibilidades. El más evidente es que, por primera vez en años, la presión en el tendido de ductos de distribución cayó tanto que los reguladores de los medidores residenciales empezaron a interrumpir, de forma automática, el servicio en hogares de algunas ciudades grandes de la provincia de Buenos Aires, como por ejemplo Mar del Plata.

Camuzzi, una de las cuatro grandes distribuidoras del mercado (las otras Metrogas, Naturgy y EcoGas), comunicó ayer por la noche que existían más de 250 hogares en la ciudad balnearia que se quedaron sin suministro de gas natural por la profunda bajante de presión que se registró en los gasoductos operados por la distribuidora. Se estima que a primeras horas del jueves el número actualizado de usuarios afectados es mucho más alto.

Según el Reporte de Estimación Diaria del Sistema que realiza el Enargas, este miércoles la demanda prioritaria (usuarios residenciales) llegó a 100 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d), marcando una clara suba en comparación con el martes, que fue de 93,7 MMm3/d y con el sábado pasado, cuando la demanda fue de 79,8 MMm3/d. Pero más allá del récord de consumo domiciliario, la debilidad del sistema gasífero se acentuó por problemas en el segmento de producción de gas, especialmente en Neuquén, dado que las empresas petroleras inyectaron esta semana, en promedio, unos 130 MMm3/día de gas, unos 10 millones menos que la media de la semana pasada, cuando se inyectaron a la red troncal de gasoductos unos 140 MMm3/día.

En el gobierno existe malestar por la bajante y el Enargas, el ente regulador de gas, ya ordenó una investigación para conocer las causas que explican por qué las empresas productoras —YPF, TotalEnergies, Tecpetrol, Pluspetrol, PAE, Pampa y CGC, entre otras— tuvieron menos gas disponible esta semana, la más fría del año, que la anterior. Así lo indicaron a EconoJournal fuentes públicas y privadas. Fuentes del ente regulador indicaron faltantes de gas provenientes de yacimientos de gas no convencional en Vaca Muerta como Aguada Pichana Este y La Calera.

Al límite

Este miércoles al mediodía el gobierno tuvo que cortar el gas a industrias y estaciones de GNC en la mayoría de las provincias por la falta de suministro en el sistema que se registró en los últimos días producto del aumento de la demanda por la ola de frío que afecta al país.

El Comité de Crisis, formado por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), la Secretaría de Energía, Cammesa, Enarsa y empresas transportistas y distribuidoras, se reunió al menos en dos oportunidades en lo que va de la semana para evaluar qué medidas tomar ante la fragilidad del sistema.

El consumo total del sistema de transporte fue de 156,6 MMm3/d y el line pack (el volumen de gas que se puede almacenar dentro de la red troncal de gasoductos para mantener la presión del sistema y facilitar el flujo continuo) fue de 319,2 MMm3/d, de acuerdo a los mismo datos del Enargas, mientras que la semana pasada se había mantenido en valores superiores a los 345 MMm3/d. En rigor, la pérdida del line pack del sistema de transporte de gas en las últimas 24 horas fue de casi 30 MMm3/d.

Este miércoles el gobierno informó que, para garantizar el suministro a usuarios residenciales, hospitales y escuelas, interrumpió el suministro a las industrias con contratos en firme y a estaciones de GNC en las regiones de Buenos Aires Norte, Centro Norte, Litoral, Norte, Noroeste, Cuyo y Sur. “En el resto del país se restringió el corte de suministro a contratos interrumpibles y en algunas localidades a mínimos técnicos de los contratos firmes”, remarcó la Secretaría de Energía. En mayo del año pasado también hubo faltante de gas con cortes a industrias.

Mar del Plata

Una de las zonas más comprometidas es Mar del Plata, donde se cayó la presión más que en otras regiones. La merma en la presión generó interrupciones del suministro de gas en hogares a partir de la tarde del miércoles. Hasta que se reestablezca el servicio normalmente, están suspendidas las clases y se determinó el corte total del gas a industrias y centros comerciales y el cierre obligatorio de restaurantes y bares a la noche.

Técnicamente lo que ocurrió en Mar del Plata es que en los nichos de gas de los usuarios residenciales, junto al medidor, hay un dispositivo conocido en la jerga como “regulador”, que al detectar baja presión en la red cortó automáticamente el suministro como medida de seguridad, interrumpiendo el paso del fluido al interior de la vivienda.

La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana, que abastece a la provincia de Buenos Aires -excepto al GBA- y La Pampa, emitió un comunicado este miércoles donde resaltó que “el sistema que abastece a Mar del Plata no está recibiendo, por parte de terceros, los volúmenes de fluido y presiones necesarias para garantizar la normal prestación del servicio” y que “los cortes de suministro tienen su origen en factores externos a la compañía”. Hasta el miércoles a la noche la distribuidora había recibido más de 250 denuncias de usuarios residenciales por falta de gas, según pudo conocer EconoJournal.

La operación del sistema

El aumento del consumo se vio restringido por problemas en la producción en áreas no convencionales de Vaca Muerta. A la par del crecimiento de la demanda hubo productores de gas que entregaron menos volúmenes del previsto.

Fuentes del sector confirmaron a EconoJournal que autoridades pidieron un informe técnico para entender por qué estos días hay menos inyección de gas, teniendo en cuenta que hay capacidad de transporte disponible en el sistema centro-oeste de gasoductos y también en el Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner).

Por su parte, Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), tomó por debajo de los 25 MMm3/d para la demanda de la generación térmica, ubicándose así en el mínimo de los requerimientos técnicos. Si la ola polar continúa la demanda para generación podría bajar a 20 MMm3/d, pero de este modo pondría en riesgo el suministro eléctrico en algunas regiones.

En tanto, la regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) importadoen la terminal de Escobar está entre 18 y 20 MMm3/d, según el reporte diario del Enargas. El próximo barco está previsto que descargue este viernes. Este año el gobierno tenía planeado importar 29 barcos para abastecer la demanda local. Otro factor con el que contó el sistema fue la importación desde Bolivia, que alcanzó los 2,5 MMm3/d a cargo de Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del planeta, que adquirió el fluido para abastecer a las generadoras eléctricas, tal como publicó este medio el 18 de junio.

Además, ante la falta de gas en el sistema, en las últimas horas se realizaron cortes de las exportaciones a Chile. Se estaban enviando al país vecino 6 MMm3/d con contratos de venta en firme, pero con transporte interrumpible. Ahora los volúmenes de exportaciones bajaron a 300.000 m3/día.

Otro recurso que este miércoles se debió utilizar fue la planta de peak shaving de la empresa Naturgy, ubicada en General Rodríguez (Buenos Aires), que es una instalación única en América Latina que produce y almacena gas natural licuado (GNL) para balancear el suministro en momentos de alta demanda, como la de estos días. Esta planta actúa como un sistema de respaldo que suma una capacidad de almacenamiento de 30 MMm3/d. Este miércoles se inyectaron 2,9 MMm3/d para cubrir el pico de demanda entre las 20 y 21 de la noche, cuando aumenta considerablemente el consumo de los hogares.

, Roberto Bellato

Una denuncia del Sindicato de Petroleros de la Patagonia Austral ante la Secretaría de Trabajo de la provincia de Chubut alertó sobre una situación de tensión que involucra a la operadora Pecom Energía y a un conjunto de empresas de servicios que acusan a la petrolera de retener pagos, generando una situación que amenaza el pago de salarios, aguinaldos y la estabilidad laboral de trabajadores.

Pero el episodio tiene un trasfondo más amplio en la Cuenca del Golfo, en la cual los gremios vienen denunciando despidos y cierre de fuentes de trabajo como consecuencia de la reestructuración productiva que atraviesa la producción convencional de gas y petróleo en la provincia, y a lo que por estas jornadas se suma la preocupación por una eventual demora de los pagos de aguinaldos, salarios de junio y acuerdos paritarios.

La empresa de energía del grupo Pérez Companc, asumió en enero la titularidad como operador del 50% de la concesión Campamento Central – Cañadón Perdido en Chubut, luego de la aprobación formal por parte del gobierno provincial del acuedo con YPF. De esta manera, con la incorporación realizada en octubre de 2024 de “El Trébol-Escalante”, se completó la adquisición de las áreas adjudicadas la petrolera estatal que decidió el proceso de desinversión a través del Proyecto Andes.

La situación de conflicto con Pecom se formalizó con la presentación del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, presentada por su Secretario General, José Dante Llugdar, en una denuncia que incluye a las empresas San Antonio Internacional, Geovial, Talleres Integrales Patagónicos, SerPecom, SEIP, Montajes Industriales Obras y Servicios y Venver.

El gremio acusa a la compañía de retener la facturación de los trabajos realizados por esas empresas de servicios, en “una decisión unilateral que afecta directamente los puestos de trabajo jerárquicos” y que la operadora no habría cumplido con acuerdos previos, tomando medidas económicas sin el consentimiento de las partes.

La advertencia gremial

La consecuencia de esta retención de fondos es la imposibilidad de las empresas de servicios para abonar los salarios de junio de 2025, el aquinaldo del primer semestre y los acuerdos paritarios recientes. El sindicato enfatiza que estas retribuciones son de carácter alimentario y que, de no regularizarse la situación, instruirá a los trabajadores jerárquicos a ejercer su derecho individual de retener servicios ante los incumplimientos contractuales de Pecom.

Además, el sindicato también puso en «stand by» los traspasos y movimientos de personal, contratos y modificaciones de diagramas hasta que Pecom resuelva el conflicto por escrito y brinde garantías de estabilidad. Advierten que, de no cumplirse estas condiciones o de realizarse movimientos sin consenso, se verán afectadas las operaciones propias de Pecom y de otras operadoras donde preste servicios.

Fuentes vinculadas a las empresas afectadas explicaron un caso que muestra la raíz del conflicto, en el cual Pecom dio de baja uno de los tres contratos que mantenía con la empresa de servicios San Antonio Internacional, lo que llevó a una negociación directa entre la operadora y los empleados de su contratista para un acuerdo de desvinculación informal.

Según las fuentes, la operadora acordó el pago de retiros indemnizatorios del 120% sobre los salarios del personal afectado, sin aplicar tope, y el monto total de este acuerdo se estima en unos US$ 3,9 millones.

Sin embargo, para la empresa de servicios San Antonio, la visión es diferente, porque argumentan que si hubieran aplicado el “Fallo Vizzotti» (por el cual la Corte Suprema en 2004 limitó el tope indemnizatorio) y el artículo 247 de la Ley de Contrato de Trabajo (LCT) por falta o disminución de tareas, el costo estimado para ellos habría sido de US$ 1,1 millones.

La situación se complejiza cuando San Antonio afirma que Pecom les envió los fondos por los u$s 3,9 millones para liquidar rápidamente las indemnizaciones antes del «acuerdo de paz social» firmado el 9 de junio. Sin embargo, una vez realizado el pago, la operadora habría frenado otras certificaciones y pagos a San Antonio por un total de US$ 4 millones, exigiendo la devolución de los retiros y rchazando la contrapropuesta de hacerse cargo del 50% del costo y en cuotas.

Un complejo escenario más amplio atraviesa la actividad hidrocarburífera en la Cuenca, por el declino de actividad en los campos maduros y la migración de varias empresas de la provincia hacia las operaciones en el no convencional de Vaca Muerta, afectando un entramado productivo que busca un proceso de reformulación, en lo posible evitando el cierre de prestadoras y despidos.

En procura de aportar a la búsqueda consensuada de una salida auspiciosa en la provincia, Estado, empresas y sindicaros firmaron el 9 de junio, en Comodoro Rivadavia con la presencia del gobernador Ignacio Torres, un Acuerdo de Competitividad y Paz Social para el Fortalecimiento de la Actividad Hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Ese compromiso demanda a las empresas a disponer situaciones de despidos sin antes agotar instancias de diálogo, de la misma manera que limita al sector sindical a llevar adelante medidas de acción direta.

, Ignacio Ortiz

Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en el país, presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con un nuevo proyecto de infraestructura clave para el desarrollo de Rincón de Aranda, su yacimiento de shale oil ubicado en Neuquén.El proyecto, que requerirá una inversión de 426 millones de dólares, contempla el diseño, la construcción y operación de una Planta Central de Tratamiento (Central Processing Facility – CPF) que permitirá procesar, almacenar y transportar petróleo y gas natural.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, aseveró: “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”.

A su vez, desde la empresa detallaron que 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.

La obra

La iniciativa incluye la construcción de oleoductos y gasoductos que permitirán vincular la producción con los sistemas troncales existentes, como el Gasoducto Perito Moreno y el Oleoducto Vaca Muerta Sur, la instalación de plantas de procesamiento, terminales de almacenamiento y estaciones de bombeo, entre otra infraestructura asociada.

Según destacaron desde la firma: “Este proyecto se enmarca en el plan de inversión integral que Pampa Energía está llevando adelante en Rincón de Aranda, donde está invirtiendo 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo”.

El desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de US$800 millones para 2025 y una cifra similar en 2026. En la actualidad, Pampa se encuentra ejecutando la primera etapa de ese proyecto y ya conectó cuatro pozos para alcanzar los 6.000 barriles por día en ese bloque.

, Redaccion EconoJournal

BLC Oil & Gas, empresa del grupo BLC Global, puso en funcionamiento su solución en uno de los principales países productores de petróleo a nivel mundial. Se trata de la puesta en marcha de Optimum O&G, una herramienta que tiene como objetivo potenciar la producción de petróleo y gas mediante la generación de información en tiempo real obtenida tras el monitoreo, diagnóstico y control del sistema de producción.

«Este primer hito marca un avance concreto hacia una operación más eficiente: mayor visibilidad en tiempo real, decisiones más precisas y una producción optimizada desde el primer día», aseguraron desde la empresa.

La operación

Con más de 400 pozos operativos y un escenario marcado por producción diferida no identificada, aumento de fluidos no deseados y falta de monitoreo en tiempo real, el cliente de BLC Oil & Gas que implementó por primera vez la solución de la firma enfrentaba una pérdida creciente de eficiencia en su operación. La visibilidad sobre lo que ocurría en cada pozo era limitada, dificultando la toma de decisiones oportunas y el aprovechamiento del potencial productivo del campo. 

«En pocas semanas, Optimum O&G transformó la operación: detectó diferenciales de presión fuera del rango óptimo y caídas abruptas de producción en 66 pozos. Gracias a esa visibilidad en tiempo real, se identificó una producción diferida cercana a los 600 barriles diarios y se intervinieron pozos de alto potencial antes de que sufrieran fallas críticas», indicaron desde la empresa.

La implementación se consolidó como una herramienta clave para anticiparse a los problemas, tomar decisiones informadas y mejorar la rentabilidad del activo, según precisaron.

Potenciar la eficiencia

Cuando las condiciones del pozo cambian, operar sin visibilidad es asumir riesgos innecesarios. «Optimum O&G permite monitorear en tiempo real lo que ocurre en cada etapa del proceso, facilitando decisiones más rápidas, anticipadas y precisas. Esta capacidad no solo mejora la eficiencia operativa, sino que también permite intervenir con menor impacto ambiental y mayor control sobre los resultados», explicaron desde BLC Oil & Gas.

Para muchas operadoras, transformar sus procesos ya no implica solo incorporar tecnología, sino adoptar herramientas que entiendan la dinámica real del campo y acompañen la toma de decisiones en tiempo real.

Vanessa Gazcón, Account Manager de BLC Oil & Gas, destacó: “Desarrollamos esta solución buscando el equilibrio entre eficiencia, rentabilidad y cuidado del activo. Anticiparse con información oportuna no solo reduce riesgos: marca la diferencia en la operación diaria”.

«Este caso de éxito demuestra que mejorar la producción no depende solo de intervenir, sino de saber cómo hacerlo. Con visibilidad en tiempo real y decisiones respaldadas por datos confiables, es posible anticiparse, reducir pérdidas y transformar cada pozo en una oportunidad de mejora. En un negocio que permite poco margen de error, la eficiencia dejó de ser un objetivo: hoy es una condición para sostener la competitividad», concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El efecto de las bajas temperaturas que avanzaron en los últimos días sobre todo el territorio argentino se hizo sentir en el salto de la demanda de gas natural, un pico estacional ya asumido por el sistema. Pero en este caso se registraron cortes en aquellos usuarios con contratos interrumpibles a partir de ocurrir, en simultáneo, inconvenientes en algunos de los principales bloques productores de gas de Vaca Muerta, lo que obligó a activar medidas de resguardo para asegurar el equilibrio del suministro.

Fuentes de la industria explicaron a EconoJournal que a la par del fuerte incremento de demanda se registró la merma momentánea de inyección de shale gas desde algunos bloques productores en Neuquén —como por ejemplo Aguada Pichana Este—, lo que en conjunto significó una disminución de casi 9 MMm3/d de disponibilidad a lo largo del resumen de la jornada.

Esa situación acumulada hizo que se perdieran unos 18 MMm3 de ‘line pack‘ en el sistema de TGS, entre el sábado y lunes a la noche, es decir el volumen de gas que se puede almacenar dentro de la red troncal de gasoductos para mantener la presión del sistema y facilitar el flujo continuo, lo que en los días previos se ubicaba por encima de los 345 MMm3/d de acuerdo al reporte diario del Enargas.

La reserva del sistema

Como reacción programada a esta situación, se debió utilizar la planta de peak shaving de la empresa Naturgy, ubicada en General Rodríguez, provincia de Buenos Aires, que es una instalación única en América Latina que produce y almacena gas natural licuado (GNL) para balancear el suministro en momentos de alta demanda, como la de estos días.

Esta planta actúa como un sistema de respaldo, con una capacidad de almacenamiento de 30 MMm3/d y hubo que recurrir a ella para inyectar este lunes unos 2,8 MMm3/d, lo que permitió paliar el pico de requerimiento del flujo. Sin embargo, no es la alternativa deseada porque esas reservas tienen una capacidad técnica de reposición a razón de 100.000 m3 día solamente, con lo cual recuperar el volúmen que se utilizó ayer demandará unos 30 días.

Con este escenario, y de acuerdo al protocolo establecido por la autoridad regulatoria, se avanzó con el primer paso que es el corte de los contratos interrumibles a estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC) e industrias, aunque se aclaró que no hubo convocatoria a un Comité de Emergencia.

Ese protocolo prevé que ante la restricción inicial a interrumpibles, se pueda acceder a un pedido de abastecimiento entre distribuidoras, luego la utilización de la planta de peak shaving, y el cuarto eslabón es el corte a usuarios con contratos en firme, que este año aún no se llegó a implementar y que tiene su antecedente inmediato el 29 de mayo de 2024.

Este lunes el consumo total estimado dentro del sistema de transporte alcanzó los 164 MMm3/día, de los cuales 91,8 MMM3/d fueron destinados a la demanda prioritaria (usuarios residenciales) y 20,9 MMm3/día para la generación eléctrica del sistema administrado por Cammesa. Desde el lado de la oferta el sistema está recibiendo unos 18 MMm3/d de regasificado desde la terminal flotante de Escobar e importaciones desde Bolivia de hasta 4,5 MMm3/d.

En este último caso, la importación desde el norte está a cargo de comercializadoras o generadoras eléctricas que cerraron contratos privados de abastecimiento, en particular para la generación eléctrica, luego de que el país dejara de importar a Bolivia en septiembre de 2024 cuando entró en operación la obra de reversión del Gasoducto del Norte.

, Ignacio Ortiz

La jueza Loretta Preska. de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, sorprendió este lunes al ordenar al Estado argentino transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012. Lo que sigue son cinco puntos clave para intentar comprender la disputa judicial

1) ¿Por qué se pueden embargar activos si el fallo judicial no está firme?

A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no suele ser ejecutable hasta que 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.

La legislación federal estadounidense no establece un plazo específico para la ejecución de sentencias relativas a Estados extranjeros; solo establece que están permitidas tras un «plazo razonable» desde el dictado del fallo. El 22 de septiembre de 2023, Burford Capital le solicitó a Preska que autorizara la incautación de activos argentinos a partir del 16 de octubre ya que consideraba que 30 días era un plazo “razonable”. «La negativa de Argentina a pagar las sentencias está bien documentada y es ampliamente reconocida», escribió Burford en un comunicado, citando una entrevista en la que el ministro de Economía y actual gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, afirmó que Argentina «no tiene que pagar».

La semana siguiente, el 27 de septiembre, el Estado argentino, representado por el bufete Sullivan & Cromwell, envió una carta a Preska en la que calificó el pedido de Burford como prematuro e indicó que tenía la intención de apelar la decisión del juez sin depositar una fianza. «Sería una violación extraordinaria de la cortesía internacional permitir la ejecución de la sentencia de US$16.100 millones en este caso en un plazo artificialmente limitado», aseguró.

En noviembre de 2023, Preska eximió a Argentina de depositar los US$ 16 100 millones hasta que se resolviese la apelación, pero le exigió poner como garantía el 26% de las acciones de YPF y una supuesta deuda que el Ente Nacional Yacyretá tiene con el país por US$2000 millones, de la época de cuando se construyó la represa. El pedido de poner como garantía el 26% de las acciones no era casual porque ese es el porcentaje en poder del Estado Nacional y el resto pertenece a las provincias. «La República deberá hacerlo a más tardar el 5 de diciembre», resolvió. Luego Preska extendería ese plazo hasta el 10 de enero de 2024.

Argentina no puso ninguna garantía y en enero la magistrada se negó a extender el plazo y habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda (discovery) de activos del Estado argentino que pudieran ser embargables. Un año después, en enero de 2025, ante la resistencia parcial de Argentina y el tiempo transcurrido sin colaboración completa, Preska firmó una orden judicial concreta, donde obligó expresamente a Argentina a entregar información detallada sobre reservas de oro del Banco Central, cuentas bancarias diplomáticas, consulares y estatales y otros activos embargables. Puso plazo hasta el 28 de febrero de 2025 para entregar la información, bajo apercibimiento de sanciones o medidas más duras. Argentina tampoco cumplió con ese plazo y ahora Preska emitió una orden directa para que el Estado transfiera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.000 millones.

2) ¿El Estado argentino puede cumplir con el fallo de Preska?

Fuentes oficiales y privadas sostienen que el fallo de Preska es de “cumplimiento efectivo imposible”. Las acciones de YPF que tiene el Estado argentino están registradas en la Caja de Valores de Buenos Aires, no en Estados Unidos. Por lo tanto, si Burford quiere que se ejecute ese fallo en el país debe solicitar un exequátur, procedimiento judicial mediante el cual un tribunal de un país reconoce y autoriza la ejecución de una sentencia extranjera dentro de su jurisdicción. En el caso de Argentina, este proceso está regulado por el Código Procesal Civil y Comercial de la Nación, y requiere cumplir ciertos requisitos, como, por ejemplo, que la sentencia extranjera no afecte el orden público argentino, que haya sido dictada por un tribunal competente en el país de origen, que se haya garantizado el derecho de defensa, que la sentencia sea firme (no susceptible de apelación en el país de origen), que exista reciprocidad entre ambos países (según tratados o la práctica judicial). En este caso existe una limitación adicional porque la ley 26.741 que habilitó la expropiación prohíbe al Gobierno transferir las acciones expropiadas sin la previa aprobación del Congreso.

3) ¿Preska puede ordenar el embargo de cualquier activo argentino?

No, la ley estadounidense de Inmunidad Soberana (Foreign Sovereign Immunities Act, FSIA) sancionada por el Congreso de ese país en 1976 regula cuándo y cómo se puede demandar y ejecutar bienes de un Estado extranjero en tribunales de Estados Unidos. Para permitir que Burford embargue bienes del Estado argentino, Preska debe asegurarse de que esos bienes no estén protegidos por la FSIA. Solo pueden embargarse activos que cumplan ciertas condiciones, como, por ejemplo, estar usados para actividad comercial (no diplomática ni militar), estar localizados en EE.UU. y ser propiedad del Estado, no de entes autónomos (salvo prueba de control total).

La jueza excluyó a YPF como demandada al entender que como empresa privada y cotizante no era sujeto directo de la demanda, pero eso no significa que no pueda considerar las acciones de YPF en manos del Estado argentino como un activo embargable. Sin embargo, para que puedan ser considerados un activo embargable deben ser propiedad del Estado argentino, estar asociados a una actividad comercial y estar en Estados Unidos. Por eso Preska no embargó las acciones del Estado argentino en YPF, sino que ordenó que se transfieran al BNY Mellon. Si la transferencia se concreta, estaría más cerca de poder concretar el embargo. El tema es que el gobierno argentino no puede transferir esas acciones sin violar la propia ley argentina. Por lo tanto, eso no ocurrirá, aunque lo que se busca es que el Estado argentino se siente a negociar. En ese sentido es un leading case.

4) ¿Por qué el caso llegó a la Justicia estadounidense?

Burford Capital inició en 2015 el litigio contra YPF y el Estado argentino en nombre de las sociedades Petersen Energía y Petersen Energía Inversora, instrumentos radicados en Madrid con los que la familia Eskenazi había comprado el 25,4% de YPF entre 2008 y 2011.

Gracias a un acuerdo que no tenía ninguna racionalidad económica, impulsado por el entonces presidente Néstor Kirchner, los Eskenazi habían financiado la compra de las acciones de YPF con créditos que insólitamente iban cancelando con los dividendos que obtenían de la compañía. Cuando el Estado argentino desembarcó en la firma en 2012, se dejaron de pagar dividendos y los Ezkenazi perdieron sus acciones a manos de los acreedores que le habían prestado el dinero, entre quienes figuraban Credit Suisse, Goldman Sachs, Citi, BNP, Itaú, Standard, Santander e incluso la propia Repsol.

El administrador concursal Luis Armando Betancor, del Juzgado de lo Mercantil número 3 de Madrid, decidió entonces que la mejor forma de sacar valor del proceso era reclamarle al Estado argentino y a YPF una indemnización. El argumento central era que, cuando el 51% de la firma pasó a manos del Estado argentino, el estatuto societario de la compañía lo obligaba a hacer una oferta pública de adquisición por el 49% restante. Ante la falta de recursos para financiar el juicio, Betancor abrió un concurso y fue Burford Capital quien se terminó quedando con el derecho de litigar. Burford financió además la demanda de Eton Park, el tercer mayor accionista de YPF después de Repsol y Petersen en el momento de la expropiación. 

Burford argumentó que YPF y el Estado argentino habían interactuado con el mercado de capitales estadounidense, aceptando la posibilidad de litigar allí a través del prospecto de emisión y formularios ante la SEC.  Por eso, al incumplir ese estatuto durante la expropiación (en particular, no lanzar una oferta pública de adquisición —OPA— para los accionistas minoritarios), consideró que se habilitó el foro neoyorquino para litigar.

En EE.UU., si una de las partes es extranjera, pero la causa involucra contratos regidos por leyes de Nueva York o activos o valores negociados en su sistema financiero, los tribunales pueden asumir jurisdicción, incluso si los hechos ocurrieron en otro país. Preska afirma no estar juzgando la expropiación en sí, que es un acto soberano, sino el incumplimiento del estatuto societario de YPF. Ese estatuto no está regido por el derecho societario de Nueva York, sino por el derecho argentino, pero algunas obligaciones derivadas de ese estatuto —especialmente en relación con los accionistas minoritarios— están sujetas a cláusulas que permiten litigar en Nueva York.

5) ¿Cómo sigue el juicio en Estados Unidos?

Este nuevo fallo de Preska llega cuando todavía no se resolvieron las apelaciones por su decisión anterior que se tramitan en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York. Allí tanto la Argentina como Burford están buscando la revisión del fallo de primera instancia. Los demandantes piden que se incluya a YPF como culpable de la estatización, mientras que el Estado argentino quiere que se revierta la sentencia. Las partes ya concluyeron con presentación de documentos. Ahora falta que la Corte de Apelaciones convoque a una audiencia para escuchar a las partes y después deberá fallar sobre la cuestión de fondo. Como ahora en Estados Unidos está comenzando el verano, en el gobierno creen que el fallo recién podría estar para fin de año. Ahora bien, al mismo tiempo que se resuelve la cuestión de fondo ahora el Estado argentino debe apelar esta nueva decisión de Preska para no entrar en desacato. Por lo tanto, la Corte de Apelaciones no solo deberá resolver la cuestión de fondo sino también este segundo pedido.  

, Fernando Krakowiak

Edesur, una de las dos mayores distribuidoras eléctricas del país, informó este lunes por la noche que se vio obligada a cortar el servicio de energía a unos 100.000 hogares en el sur del Conurbano por falta de generación de energía en el GBA por la salida abrupta de la central térmica Ensenada Barragán, que puede generar unos 800 megawatt (MW) de potencia eléctrica. Fuentes del segmento de generación advierten, sin embargo, que las interrupciones en el área de concesión de la distribuidora controlada por la italiana Enel se debieron, en realidad, a problemas en la red de medio tensión de la empresa, que arrastra falencias graves.

Señalaron, en esa clave, que Edesur posee unos 50 cables de media averiados y en los últimos dos años registra un promedio de 40 cables fuera de servicio de manera permanente contra una media de menos de 10 cables de media tensión con problemas que registra Edenor, la otra distribuidora que brinda el servicio en el Conurbano bonaerense. EconoJournal intentó conocer la posición de Edesur, pero no obtuvo respuestas sobre ese tema en particular.

Lo concreto es que fuentes del sector confirmaron que ayer por la tarde al menos fue necesario realizar cortes preventivos por 240 MW en la red de Edesur por falta de generación disponible ante salidas de servicio imprevistas y fallas de máquinas termoeléctricas. La falta de inversión para ampliar la oferta de generación térmica es un tema que preocupa al área energética del gobierno, pero tras cancelar la licitación TerConf —lanzada por la administración anterior para construir unos 3000 MW de potencia—, que fue anulada por la gestión del secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo —una decisión criticada puertas adentro del Ejecutivo— no se encontró el esquema regulatorio idóneo para fomentar la instalación de nuevas centrales de generación en el Gran Buenos Aires (GBA), la región más complicada por la falta de generación.

Este lunes quedaron fuera de servicio, además, la central térmica Ensenada Barragán, que aporta 847 MW – el equivalente al consumo de 1,5 millones de hogares-, también estuvieron comprometidas máquinas de la Central Costanera y el fin de semana quedó fuera de servicio Atucha II, que aportaba 745 MW.

Los más de 40 cables de Edesur de media tensión que están fuera de servicio no representan un impacto en el despacho cuando las temperaturas son templadas, pero ante una situación compleja como la de este lunes con fuerte pico de demanda, sumados a los problemas recientes en la generación, obligaron a la empresa a cortar el suministro para preservar el estado de la red.  

Sin luz

Entre las 21.30 y 21.50 de este lunes 86.244 usuarios de Edesur y 17.974 de Edenor estaban sin electricidad, según datos del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Los cortes abarcaron desde el norte del AMBA en localidades como Tigre hasta el sur en zonas como Florencio Varela, incluso se registraron grandes apagones en la ciudad de La Plata. A la madrugada, horario en que baja habitualmente la demanda de energía, la mayoría de los afectados habían recuperado el suministro.

Según información disponible por Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), para este martes se espera una demanda de 27.834 MW, que superaría el récord de consumo invernal de 26.679 MW del 10 de julio del año pasado.

EconoJournal publicó este lunes que la ola polar de la semana pasada se cubrió con importaciones de energía de Brasil y que el sistema había operado al límite porque, además de contar con un parque de generación que opera al límite, habían salido de servicio de manera imprevista distintas máquinas de centrales de térmicas en GBA.

, Roberto Bellato

La decisión de la jueza de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, de ordenar al Estado argentino transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012, puede generar complicaciones de corto plazo no sólo a los planes de financiamiento de la compañía de mayoría accionaria estatal, sino a también a la industria local embarcada en distintos proyectos de desarrollo. Así se desprende de un relevamiento realizado por este medio entre altos directivos de empresa energéticos.

La mayoría de las principales compañías del sector sondean casi a diario las condiciones de emisión de deuda en el mercado local e internacional en busca de capitales para apalancar inversiones especialmente en Vaca Muerta. Por la incertidumbre que todavía genera la macroeconomía argentina, las ventanas de oportunidad para conseguir crédito competitivo son escuetas. La semana pasada, Pluspetrol, una de las petroleras con planes más ambiciosos en Vaca Muerta, que en principio apuntaba a conseguir unos US$ 75 millones, terminó emitiendo un bono por unos US$ 200 millones con una tasa cercana al 8,5% y recibió ofertas por más de US$ 500 millones. Esa realidad auspiciosa, sin embargo, no es el común denominador entre todas las energéticas. Más bien lo contrario: compañías más chicas debieron postergar en las últimas semanas sus planes de financiamiento por el encarecimiento o directamente la ausencia de crédito.

La sentencia de Preska no hace más que complejizar aún más ese escenario. Para muestra basta un botón: VMOS SA —la sociedad que lleva adelante el proyecto Vaca Muerta Sur, la mayor obra de infraestructura hidrocarburífera que está realizando la Argentina, que posee como socios a YPF, PAE, Vista, Pluspetrol, Shell, Pampa, Chevron y la semana pasada sumó a Tecpetrol como accionista— tenía todo listo para anunciar esta semana la obtención de un préstamo por unos 2.000 millones solventado por un crédito sindicado de un conjunto de bancos Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, hace algunas semanas en Neuquén durante las primeras soldaduras del oleoducto a Punta Colorada.

Mal timing

Los documentos finales de la transacción iban a firmarse el próximo lunes 7 de julio. Sería el primer préstamo de una envergadura similar concretado desde la salida de la Convertibilidad bajo el paraguas de un ‘project finance’, el tipo de financiamiento que suele utilizarse en el mundo para solventar proyectos de infraestructura (porque pone el riesgo crediticio en cabeza de proyectos particulares y a raíz de eso, no consolida directamente en los balances de las empresas), pero que durante décadas fue imposible concretar en el país por la fragilidad de la macroeconomía local.

Al momento de fallo en los EE.UU, le negociación entre las partes contemplaba pagar una tasa SOFR, que ronda el 4,4% anual, más 550 puntos básicos de riesgo país (otro 5,5%), más una comisión que toman los bancos líderes que se paga una parte en cash y otra en porcentaje. La tasa neta total se acercaba al 12% anual en dólares, detallaron a EconoJournal dos fuentes privadas cercanas al proyecto sin contacto entre sí.

La cifra puede parecer elevada si se le compara con colocaciones corporativas recientes de empresas locales, todas por debajo del 10%, pero es conveniente en función de la magnitud del desembolso en un modelo de financiación que no registra antecedentes en la Argentina desde hace varias décadas.

“Siempre supimos que por tratarse de un project finance la tasa de interés rondaría el 10% más fees (comisiones). Es una tasa competitiva. De hecho, inicialmente se buscaban unos US$ 1700 millones y finalmente, como las condiciones eran convenientes, se estaba por cerrar un préstamos por algo más que US$ 2000 millones”, explicó una fuente con conocimiento de las negociaciones.

El interrogante es si el consorcio bancario mantendrá los mismos términos de negociación o pedirá garantías adicionales para concretar el financiamiento del Vaca Muerta Sur, cuya inversión total ronda los US$ 3000 millones. El desembolso es clave para asegurar el avance en tiempo y forma de las obras ya en marcha en la provincia de Río Negro.

Hasta el momento, los primeros trabajos que permitieron superar el 15% de avance de obra se venían financiando con el aporte de capital de los accionistas del VMOS, hasta tanto se pudiera definir la mega operación de financiamiento. A su vez, arecién para el año próximo se pensaba realizar una colocación local en Obligaciones Negociables por unos US$ 400 millones finales para completar el financiamiento.

Efecto Preska

El fallo de Preska tuvo un efecto inmediato el lunes sobre la petrolera al provocar una fuerte caída de sus acciones tanto en Nueva York como en Buenos Aires luego de que se conoció la noticia, aunque al cierre moderó el derrumbe para cerrar en un rojo diario por sobre el 5% respecto del viernes. La expectativa es también ver en qué magnitud la decisión judicial puede afectar a otras petroleras, en particular aquellas que estaban buscando financiamiento en el mercado.

En abril superada la volatilidad inicial tras la salida parcial del cepo, se fueron estabilizando las variables cambiarias y monetarias y ya en mayo y junio hubo signos de recuperación en el financiamiento corporativo, inclusive con algunas emisiones internacionales.

Desde entonces se registraron colocaciones como las que concretaron Pampa Energía (US$ 340 millones con una tasa del 8%), Pluspetrol (US$ 450 millones con una tasa 8,75%) y Vista (500 millones con 8,5%) con el interés de inversores externos. Pero también hubo colocaciones locales recientes como las que operó Oleoductos del Valle a mediados de junio (US$ 85 millones, con una tasa del 7,89%) y la que está cursando Compañía Mega, que tiene como accionista a YPF, que este miércoles 2 de julio tenía previsto salir a buscar hasta US$ 100 millones en el mercado.

, Redacción EconoJournal

La jueza Loretta Preska, de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, ordenó al Estado argentino transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012. El fallo constituye un duro golpe para Argentina y fuerza al gobierno de Javier Milei, que ya anticipó que apelará, a sentarse a negociar, algo que hasta ahora había estado evitando.   

La magistrada había fallado de manera definitiva a favor de ambos fondos en septiembre de 2023 ordenándole al Estado argentino pagar unos US$ 16.000 millones. El gobierno debería haber depositado una garantía durante el proceso de apelación, pero como no lo hizo ahora Preska accedió al pedido de embargo sobre las acciones de la petrolera, en contra de la recomendación del Departamento de Justicia de los Estados Unidos

Según informes del Administrative Office of the U.S. Courts, organismo central de apoyo administrativo del Poder Judicial de ese país, menos del 10% de los fallos de primera instancia son revertidos en instancias superiores. Por lo tanto, las posibilidades de lograr algo por la vía judicial son extremadamente bajas, lo que obliga al gobierno a tener que negociar con Burford Capital para cancelar su deuda, quien también lleva la demanda de Eton Park.

Este nuevo fallo de Preska llega cuando todavía no se resolvieron las apelaciones por su decisión anterior que se tramitan en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York. Allí tanto la Argentina como Burford están buscando la revisión del fallo de primera instancia. Los demandantes piden que se incluya a YPF como culpable de la estatización, mientras que el Estado argentino quiere que se revierta la sentencia.

El impacto sobre YPF

Si bien el fallo de Preska será apelado, la decisión impacta de lleno sobre YPF. En marzo de 2023, la magistrada había dejado formalmente a la petrolera fuera de la causa al dictaminar que no era responsable de los daños reclamados.

Esa decisión se basó en el razonamiento de que la obligación de lanzar una oferta de compra no correspondía a YPF, sino al Estado argentino, que tomó control de las acciones sin seguir las reglas establecidas en el estatuto de la propia empresa.

Sin embargo, en los hechos ahora YPF vuelve al centro de la escena y a la compañía le será complicando continuar normalmente con sus planes de inversión. Por ese motivo, las acciones de la compañía sufrieron una fuerte caída tanto en Nueva York como en Buenos Aires luego de que se conoció la noticia.

La historia del juicio

El fondo inglés inició en 2015 el litigio contra YPF y el Estado argentino en nombre de las sociedades Petersen Energía y Petersen Energía Inversora, instrumentos radicados en Madrid con los que la familia Eskenazi había comprado el 25,4% de YPF entre 2008 y 2011.

Gracias a un acuerdo que no tenía ninguna racionalidad económica, impulsado por el entonces presidente Néstor Kirchner, los Eskenazi habían financiado la compra de las acciones de YPF con créditos que insólitamente iban cancelando con los dividendos que obtenían de la compañía. Cuando el Estado argentino desembarcó en la firma en 2012, se dejaron de pagar dividendos y los Ezkenazi perdieron sus acciones a manos de los acreedores que le habían prestado el dinero, entre quienes figuraban Credit Suisse, Goldman Sachs, Citi, BNP, Itaú, Standard, Santander e incluso la propia Repsol.

El administrador concursal Luis Armando Betancor, del Juzgado de lo Mercantil número 3 de Madrid, decidió entonces que la mejor forma de sacar valor del proceso era reclamarle al Estado argentino y a YPF una indemnización. El argumento central era que, cuando el 51% de la firma pasó a manos del Estado argentino, el estatuto societario de la compañía lo obligaba a hacer una oferta pública de adquisición por el 49% restante. Ante la falta de recursos para financiar el juicio, Betancor abrió un concurso y fue Burford Capital quien se terminó quedando con el derecho de litigar.

En el balance anual de 2015, Burford informó a sus accionistas que había sido designado para financiar a los liquidadores de las sociedades Petersen Energía y Petersen Energía Inversora, que quebraron luego de la expropiación, llevando adelante una demanda contra el Estado argentino e YPF en los tribunales de Nueva York. Allí reconoció que “Burford tiene derecho al 70% de la recuperación en el caso de Petersen (del cual Burford deberá pagar gastos significativos)”.

Se supone que el 30% restante de los beneficios quedará para la administración del concurso, la cual debería repartir ese dinero entre los acreedores del Grupo Petersen. No está claro si la familia Ezkenazi también podría percibir algún beneficio. Ellos lo han negado cada vez que tuvieron oportunidad, pero en el gobierno argentino, e incluso en el mundo empresario, hay quienes desconfían de que efectivamente hayan quedado al margen. Incluso se especula con algún tipo de acuerdo privado entre los Ezkenazi y Burford. A su vez, Burford ha ido vendiendo partes de su porcentaje.

Burford financió además la demanda de Eton Park, el tercer mayor accionista de YPF después de Repsol y Petersen en el momento de la expropiación. En su balance anual de 2019 el fondo inglés aseguró que llevaba invertidos US$ 26 millones en los reclamos de Eton Park, “que son esencialmente idénticos a los reclamos de Petersen y siguen el mismo camino de litigio en EE. UU”.

A su vez, reveló que en ese caso había acordado embolsar el 75% de los ingresos que pudieran recuperarse a partir de la demanda. Por lo tanto, se supone que Eton Park se quedará con el 25% restante.

, Fernando Krakowiak

Para evitar el impacto en los surtidores, el gobierno actualizó este lunes de manera parcial los impuestos a los combustibles para las ventas de nafta y gasoil en las estaciones de servicio de todo el país para el mes de julio. Se trata de una suba impositiva prácticamente cosmética ya que suma sólo 7 pesos por cada litro de nafta y 6 pesos en el gasoil sobre la base imponible de junio. En los hechos, la actualización que autorizó el gobierno es de apenas 3% de todo el atraso del gravamen.

El remanente impositivo que habría que aplicar en agosto ronda los 215 pesos por litro en el caso de las naftas y los 115 pesos en el gasoil. Es decir, el próximo mes debería haber un incremento de 82% en los impuestos a las naftas y de 60% en gravamen del gasoil para recuperar la actualización completa. El gobierno viene postergando el ajuste impositivo trimestral determinado por la ley 23.966 para evitar un impacto en el precio final en los surtidores. La intención es que las naftas y el gasoil no generen presión a la inflación.

La actualización de 7 pesos del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) se instrumentó a través del decreto 441 publicado este lunes en el Boletín Oficial con las firmas del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo. La actualización impacta en las ventas de combustibles entre el 1° y el 31 de julio.

Siguiendo la normativa vigente, el impuesto en julio debería representar 478 pesos por cada litro de nafta. Sin embargo, la carga del gravamen explicará sólo 260 pesos. En cuanto al gasoil, el ICL y el IDC en julio deberían explicar 310 pesos por litro, sin embargo la carga impositiva representará sólo 192 pesos en el mes.  

¿Por qué el gobierno autorizó una suba ‘cosmética’ de 7 pesos? Una posibilidad es que la acotada actualización impositiva que habilitó el Palacio de Hacienda para julio haya sido una demostración hacia el FMI de voluntad política para aumentar la recaudación, luego de que en mayo haya caído 18% en términos reales y haber alertado al organismo internacional.

Los impuestos a los combustibles son relevantes en términos de ingresos fiscales. Según una estimación de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, por la actualización parcial del ICL y el IDC el Estado perderá una recaudación de US$ 216 millones sólo en el mes de julio. La misma consultora estimó que se perdieron US$ 600 millones de recaudación en el primer trimestre y se dejaron de recaudar US$ 2.400 millones durante todo el año pasado.

Por la guerra en Medio Oriente el precio internacional del barril de petróleo Brent, que cotiza en la bolsa de Londres y es de referencia para el marco argentino, subió a los 80 dólares. Si bien luego bajó fuertemente hasta ubicarse entre 66 y 67 dólares, en los hechos, el barril quedó en un nivel superior al de junio -anterior al conflicto entre Israel e Irán- y presiona al precio local de los combustibles.

Los tres grandes jugadores que no son YPF, que nuclean más del 40% de la venta de combustibles, que son Axion, Raízen (Shell) y Trafigura (Puma), la semana pasada movieron los precios un 5% en sus pizarras. Ahora resta saber qué hará YPF durante este lunes con los precios de los combustibles para julio.

Impuestos

El IDCL y el IDC son tributos que se actualizan de manera trimestral en los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del Indec, considerando las variaciones acumuladas de ese índice desde enero de 2018.

La recuperación del valor atrasado de los impuestos es un tema que el gobierno libertario heredó de la gestión de Alberto Fernández, que postergó fuertemente la carga impositiva sobre los combustibles. Por este motivo, el gravamen todavía tiene un remanente que se debe actualizar. Con el atraso, el gobierno acepta perder recaudación fiscal.

, Roberto Bellato

La distribuidora de gas Camuzzi en alianza con Fundación Reciduca, llevó adelante el cierre del primer ciclo de PotenciaTE. Se trata del nuevo programa de empleabilidad con perspectiva de equidad, busca brindar herramientas concretas a estudiantes de escuelas técnicas para facilitar y potenciar su acceso al mundo del trabajo.

La iniciativa se implementó en las Escuelas Técnicas N° 1 y N° 7 de La Plata, donde 90 jóvenes participaron de tres encuentros presenciales. A lo largo de los talleres, se trabajó sobre la identificación de sesgos, la construcción de construir currículums con valor diferencial, el uso de herramientas de búsqueda laboral y la práctica de entrevistas individuales y grupales.

“El disparador de este programa fue una pregunta que nos venimos haciendo internamente desde hace años: ¿por qué hay tan pocas mujeres técnicas en la industria? Detectamos que las barreras comienzan incluso antes del proceso de selección: son pocas las que llegan a postularse.” añadió Virginia Ferrer, jefa de Relaciones Institucionales de Camuzzi.

Los datos son contundentes: según el Instituto Nacional de Educación Tecnológica (INET), solo el 12% de las mujeres que egresan de una secundaria técnica trabajan de lo que estudiaron.

“PotenciaTE nace para trabajar desde la raíz de esa desigualdad y acompañar a jóvenes, tanto mujeres como varones, a dar sus primeros pasos laborales derribando estereotipos”, señaló Ferrer.

La iniciativa

El programa apunta a alcanzar a 180 jóvenes a lo largo del año, combinando talleres vivenciales con espacios de reflexión sobre la brecha de género en sectores industriales, los sesgos culturales y el derecho a un trabajo sin discriminación.

En esta primera edición de PotenciaTE, Fundación Reciduca estuvo a cargo del diseño e implementación de los talleres presenciales, apoyándose en la experiencia que sostiene en todos sus programas en torno al desarrollo personal.
Desde una propuesta que prioriza el acompañamiento cercano y la construcción de confianza, se trabajó con los y las jóvenes en el fortalecimiento de la autoestima y en el acceso a herramientas concretas para mejorar sus oportunidades de empleabilidad.

“Desde Reciduca creemos que cada joven merece la posibilidad de imaginar y construir su proyecto de vida. PotenciaTE es una oportunidad para acercar herramientas clave para el armado del CV, la búsqueda laboral y la entrevista laborales. A través de espacios de intercambio con profesionales, los estudiantes pudieron explorar inquietudes, ejercitar habilidades y fortalecer su preparación para dar sus primeros pasos en el mundo del trabajo. Estamos felices de volver a trabajar juntos con empresas que comparten nuestro objetivo como Camuzzi: darle la oportunidad a más jóvenes de una vida con proyectos¨ comentó Nicolas Federico, director Ejecutivo de Fundación Reciduca.

Durante el encuentro de cierre, los y las estudiantes participaron de dinámicas junto al equipo de Captación de Talento de Camuzzi y el equipo Educativo de la fundación; donde realizaron juegos de rol, entrevistas simuladas y actividades colaborativas en equipo.
PotenciaTE forma parte del compromiso de las acciones de Camuzzi para construir un entorno laboral más inclusivo, diverso y con igualdad de oportunidades; especialmente en rubros históricamente masculinizados como el técnico-industrial.

, Redaccion EconoJournal

La primera ola polar del año que se registró el lunes y martes de la semana pasada, y que alcanzó a la mayoría del territorio del país, generó un fuerte aumento de consumo de energía y provocó que el sistema eléctrico opere nuevamente al límite. La demanda eléctrica a principios de la semana estuvo cerca de superar el récord de consumo invernal de 26.679 MW del 10 de julio del año pasado, según los registros de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Este lunes se prevé un que la demanda supere los 26.400 MW.

Para abastecer el incremento de la demanda la compañía mixta requirió la semana pasada de la importación de hasta 2.250 MW, principalmente de Brasil. El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) también se vio exigido en los últimos días por la salida de operación de manera imprevista de usinas de generación, sobre todo en centrales térmicas del Gran Buenos Aires (GBA), que dejaron cristalizada la vulnerabilidad del sistema ante el aumento de la demanda.

Entre lunes y martes de la semana pasada la temperatura mínima en el GBA, donde se concentra el mayor consumo de energía del país, llegó a 0° y la máxima sólo alcanzó los 12°. El consumo de energía el lunes trepó a los 26.495 MW a las 20.37, según datos de Cammesa, muy cerca del récord histórico de invierno. El GBA llegó a demandar hasta 11.080 MW, es decir, casi el 45% del consumo total de energía del país.

Una fuente que conoce de cerca al sector eléctrico señaló a EconoJournal que “estamos en días de máxima demanda, con alguna pérdida imprevista de oferta en GBA, una zona que va a estar más exigida hasta que se recupere la oferta perdida”. “De perderse más oferta grande en GBA podría haber inconvenientes por limitaciones de distribución”, advirtió.

Tal como publicó EconoJournal este miércoles, un dato relevante a tener en cuenta en este contexto es la reciente salida de operación de Atucha II (745 MW) para corregir irregularidades detectadas en el funcionamiento.

Turbinas GBA

Este medio confirmó de distintas fuentes oficiales que entre el domingo y lunes pasados salieron de operación algunas máquinas térmicas de manera imprevista, lo que ocasionó que el sistema opere todavía mucho más exigido. Las máquinas alcanzaron su máxima capacidad nominal y algunas quedaron sobrecargadas, según indicaron fuentes del sector.

El domingo 22 de junio a las 10:32 hubo una falla en la Central Costanera, una de las dos principales usinas encargadas de abastecer la demanda eléctrica del AMBA, que dejó fuera de servicio al primer ciclo combinado de la planta, instalado en 1995 (denominada Central Termoeléctrica Buenos Aires). Otra máquina que salió de servicio de manera imprevista (no programada para el despacho de Cammesa) fue la unidad a gas TG10 de la Central Térmica Dock Sud, que se desenganchó a las 18:26 también el domingo pasado por una rotura en el tubo de distribución de gas.

Además, en Central Puerto la unidad de turbovapor TV06 quedó indisponible el domingo a las 10:30 por pérdida de nitrógeno y la máquina TV05 de la misma planta se desenganchó a las 18:36 y volvió a estar operativa recién el lunes a las 8:07.

Cómo operó el sistema en el pico

El incremento de la demanda de gas natural de los usuarios residenciales para calefacción durante la ola polar generó que se reduzca la oferta disponible del fluido para las centrales de generación. Por este motivo las plantas operaron con más combustibles líquidos como el fuel oil o gasoil. Incluso para cubrir el pico de demanda aumentó la generación a carbón en la Central Térmica San Nicolás. El lunes sólo hubo disponible para las centrales térmicas 36 millones de metros cúbicos de gas natural por día (MMm3/d) y el martes la disponibilidad bajó a 29 MMm3/d.

El pico de demanda de energía de 26.495 del lunes a la noche se cubrió con 13.294 MW de generación térmica, 6.364 MW de represas hidroeléctricas, 3.500 de fuentes renovables y 1.374 MW nucleares. Se suma también 1.715 MW importados de Brasil y 228 MW de Uruguay. Las reservas fueron de 1.908 MW, un 7,2% de la generación disponible que debe administrar Cammesa.

Resto del país

La central térmica Loma de la Lata de Neuquén tiene indisponible hasta el 30 de junio la usina a gas TG04. La planta Lujan de Cuyo de Mendoza continúa fuera de servicio para una revisión de la cámara de combustión y no hay una previsión exacta para la vuelta en operación. Por su parte, el segundo ciclo combinado de Central Costanera en el GBA continúa indisponible por mantenimiento estacional. Se prevé que la unidad a gas TG09 de la planta vuelva a operar a partir de este jueves y la TG08 desde el 30 de junio.

Por último, las turbinas a gas TG01 y TG02 de la Central Térmica Guillermo Brown, ubicada en las afueras de Bahía Blanca, están fuera de servicio por reparación de daños por la histórica tormenta e inundaciones de marzo.

En la generación hidroeléctrica, que aporta energía de base y es clave para la disponibilidad de las reservas, la planta de Yacyretá (Corrientes) tiene dos de sus 20 unidades indisponibles y Río Grande (Córdoba) dos grupos (usinas) fuera de servicio de cuatro que en total tiene el complejo.

Una fuente privada indicó a EconoJournal que “si los pronósticos para el verano son superiores a los 30.000 MW directamente no va a alcanzar la potencia del país”. Y advirtió: “el sistema está muy vulnerable. En uno o dos años no habrá más potencia y no se está haciendo nada”.

, Roberto Bellato

“La maravilla de la política consiste en convertir en obras concretas lo que siempre fueron sueños”, aseguró Cristina Fernández Kirchner el 4 de febrero de 2015 en Beijing cuando firmó la orden de inicio para la construcción de las represas de Santa Cruz. El plan preveía que ambas estuviesen terminadas en cinco años y medio, pero luego de una década se construyó menos del 30% y hace casi dos años que la obra está parada por reclamos cruzados entre los contratistas y el Estado. EconoJournal confirmó con fuentes oficiales y privadas que la intención del gobierno de Milei es reactivar al menos la central Jorge Cepernic (ex La Barrancosa), la obra más chica del complejo y la que tiene el mayor grado de avance, pero la negociación continúa empantanada.

Las diferencias

La Unión Transitoria de Empresas (UTE) que integran la china Gezhouba, Eling (ex Electroingeniería) e Hidrocuyo detuvo la construcción en noviembre de 2023 porque el gobierno de Alberto Fernández había dejado de pagar certificados de obra y porque el Estado acumula una deuda con el consorcio que, según fuentes cercanas a la UTE, llega a los 400 millones de dólares.

El gobierno de Milei retomó esa negociación, pero luego de un año y medio siguen sin ponerse de acuerdo en ninguno de los dos puntos. Con respecto al pago de los certificados de avance de obra, la posición oficial es que no se pagan porque dejaron de llegar fondos del crédito chino. En el informe presentado el jueves pasado en el Senado, el jefe de Gabinete Guillermo Francos sostuvo que “las solicitudes de desembolso deben ser efectuadas por el contratista, y no ha presentado solicitudes de nuevos desembolsos desde el 16 de diciembre del 2022”.

Cerca de la UTE, en cambio, afirman que “los fondos no deben ser pedidos por las empresas porque el cliente del crédito es el Estado nacional”. Fuentes oficiales insisten en que no tienen problema en viabilizar esa solicitud, pero remarcan que el año pasado los privados no quisieron firmar ese pedido. “Lo que sucede es que, para pedir ese desembolso, tanto Enarsa como las contratistas tienen que firmar un documento en el que le dicen al banco que no hay ningún problema contractual y los problemas contractuales existen”, responden cerca de la UTE.

Ahí es donde aparece el segundo punto de conflicto. Los privados dicen que para poder hacer el pedido de los fondos tiene que estar normalizado el contrato, lo que incluye un acuerdo sobre cómo el Estado va a saldar la deuda de US$ 400 millones. Eso es lo que debería incluir la adenda XII del contrato, pero esa adenda no se firma porque no hay acuerdo sobre el monto de la deuda.

Fuentes del gobierno nacional vienen sosteniendo desde el inicio que la cifra que reclama la UTE está inflada y en la administración de Santa Cruz, que encabeza Claudio Vidal, coinciden con que la UTE está floja de papeles en ese punto. EconoJournal consultó a Enarsa para tener más precisiones sobre la negociación, pero no obtuvo respuesta por parte de la compañía conducida por Tristán Socas, un directivo que llevó al cargo por impulso del asesor presidencial Santiago Caputo. Enarsa cumple un rol central de comitente, supervisor técnico y coordinador institucional en la construcción del complejo hidroeléctrico.

Antes de que la obra se frenara, la UTE tenía empleados a 2858 trabajadores, pero a comienzos de 2024 el consorcio despidió prácticamente a todos y en la actualidad solo quedan 120 personas, entre los que se encuentra el personal abocado al cuidado de los activos.

Historia accidentada

La construcción de las represas tuvo problemas prácticamente desde su inicio. En diciembre de 2016, la Corte Suprema de Justicia ordenó suspender las obras hasta que se realizara un estudio de impacto ambiental y una audiencia pública. En medio de ese proceso el gobierno de Mauricio Macri rediseñó el proyecto reduciendo su potencia y la cota de embalse. A fines de 2017 se reactivó el emprendimiento, pero un año después se produjo una grieta de unos veinte metros por un desplazamiento de tierra en uno de los taludes de contención del vertedero de la central más grande, lo que obligó a un rediseño del proyecto, con el consiguiente encarecimiento de la obra. Ese hecho provocó enormes dudas sobre la capacidad técnica con la que se estaban realizando los trabajos. En marzo de 2020 se sumó el freno por la pandemia, lo que encareció todavía más los costos. Finalmente, en noviembre de 2023 la contratista detuvo las obras por falta de presupuesto.

Las represas tuvieron problemas hasta con el nombre. En la primera y en la segunda licitación que se iniciaron en 2007 y 2010, ambas frustradas, se las conocía como Condor Cliff y La Barrancosa, pero en la licitación de 2012, se las renombró como Néstor Kirchner y Jorge Cepernic. Durante la administración de Macri, les volvieron a poner el nombre anterior, pero en junio de 2021 el gobierno de Alberto Fernández las bautizó una vez más como Kirchner y Cepernic. Lo cierto es que con ninguno de esos nombres la construcción logró despegar.

Según el informe que presentó Francos el jueves pasado en el Senado, de los US$ 4750 millones previstos en el convenio de financiamiento firmado en 2014 con un consorcio de bancos chinos hasta el momento se desembolsaron US$ 1850 millones, casi el 40%, pero el grado de avance en la construcción de la represa Néstor Kirchner, la más grande, es de solo 19%, mientras que en el caso de Jorge Cepernic llega al 46%. “Resultaría más efectivo concentrar los recursos y la inversión en avanzar primero con la represa Jorge Cepernic mientras se generan las condiciones técnicas y económicas para el reinicio de la otra represa Néstor Kirchner en una etapa posterior”, reconoció Francos en su informe.

La central Cepernic representa un tercio de la obra total, las tres turbinas Kaplan de 120 MW que requiere ya se construyeron a medida tomando en cuenta el salto hidráulico y el caudal del río Santa Cruz (dos están en Argentina y la tercera en China) y, a diferencia de la represa Néstor Kirchner, no tuvo ningún problema de desplazamiento de suelo. Por eso el gobierno quiere al menos terminar esa construcción, pero las diferencias en torno a la deuda que reclaman los privados sigue trabando todo. La intención es lograr un acuerdo antes de septiembre, que es cuando termina la veda de invierno y podrían retomarse las actividades, aunque no es fácil porque es una negociación en la que todos se desconfían.

Relación tensa entre socios

Fernández de Kirchner le adjudicó la construcción del complejo hidroeléctrico en agosto de 2013 a un consorcio encabezado por la firma china Gezhouba, del que formaba parte Electroingeniería, empresa cordobesa beneficiada con múltiples contratos de obra pública durante el kirchnerismo y que terminó con sus dos principales accionistas, Gerardo Ferreyra y Osvaldo Acosta, procesados por el delito de cohecho en la causa conocida como “Los cuadernos de las coimas”. La empresa luego cambió su nombre por Eling y fuentes cercanas a la firma aseguran que sus dueños también cambiaron. “En 2018 Ferreyra y Acosta pidieron licencia a su cargo de presidente y vicepresidente y tomaron el liderazgo Juan Manuel Pereyra y Carlos Bergoglio hijo, quienes eran directores de Finanzas y de Ingeniería y pasaron a ser presidente y vicepresidente, respectivamente. A su vez, en 2022 se termina de concretar la salida completa de Gerardo Ferreyra y su familia de la compañía. Desde entonces, las acciones quedaron en poder de Juan Manuel Pereyra, Carlos Bergoglio hijo y los hijos de Osvaldo Acosta, en partes iguales”, contaron a EconoJournal.

Sin embargo, tanto en el gobierno nacional como en el gobierno de Santa Cruz que conduce Claudio Vidal creen que el cambio de nombre y de accionistas fue principalmente cosmético. Argumentan que hay vínculos muy estrechos entre los viejos y los nuevos accionistas no solo porque los hijos de Acosta permanecen sino porque Pereyra ingresó en el área de finanzas de Electroingeniería en 1999 y fue escalando hasta convertirse en presidente luego de la detención de Acosta, mientras que Carlos Bergoglio es el hijo del ejecutivo homónimo, fallecido en 2024, que se desempeñó como director de Relaciones Institucionales y vocero de la empresa hasta que se jubiló en 2015. Por su cercanía al kirchnerismo, el gobierno nacional y en la gobernación santacruceña le tienen una profunda desconfianza a ese socio local. Incluso fuentes oficiales dejaron trascender que la relación entre Eling y Gezhouba no es buena por una deuda millonaria que la firma argentina mantiene con su socio asiático. No obstante, cerca de la compañía argentina negaron que Eling tengan una deuda con Gezhouba.

El vínculo del gobierno nacional con China tampoco es de lo más fluido. “Nosotros no hacemos pactos con comunistas”, respondió Milei en agosto de 2023 cuando el periodista Juan Pablo Spinetto de Bloomberg News le preguntó durante la campaña electoral sobre cómo iba a ser la relación con el gigante asiático si ganaba las elecciones. Una vez electo suavizó su postura. En septiembre del año pasado declaró que “China es un socio comercial muy interesante”. “No exigen nada, lo único que piden es que no les molesten”, sostuvo. Además, en noviembre se reunió con Xi Jinping en el G20 para acordar la renovación de swap de monedas. Ese giro del presidente hace prever que no debería haber inconvenientes para negociar la adenda XII, aunque el alineamiento de Milei con Estados Unidos y las presiones del gobierno de Donald Trump para que China no pise fuerte en la región generan dudas sobre la verdadera voluntad de un acuerdo.

“Más allá de que existen conversaciones con el contratista, cabe señalar que no existe un deber de suscribir una enmienda al contrato. Una eventual adenda dependerá de la evaluación sobre el interés público en suscribirla”, se limitó a responder Francos en el informe enviado al Senado.

Todas las fuentes consultadas coincidieron en que las negociaciones continúan y se busca alcanzar un acuerdo, pero al mismo tiempo remarcan que esa negociación ya lleva un año y medio y no puede extenderse indefinidamente. “Si la negociación fracasa, la opción es poner fin a esta parte del acuerdo país-país, dejar sin efecto el contrato, accionar legalmente, volver a licitar la obra y buscar financiamiento para finalizar la construcción”, concluyó una de las fuentes.  

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, mantuvo este viernes una agenda de encuentros con funcionarios del Gabinete nacional para abordar un amplio temario vinculado al financiamiento de las inversiones destinadas a profundizar el modelo de desarrollo que pretende la provincia. El planteo se refleja no sólo en la construcción de rutas vitales para el sector hidrocarburífero, sino también en el fortalecimiento de la educación, la seguridad y la salud, a partir de la administración y el cuidado de los recursos del Estado.

Las reuniones se llevaron adelante durante la jornada en la ciudad de Buenos Aires. Durante la mañana, mantuvo encuentros con el ministro de Economía, Luis Caputo, con el secretario de Hacienda, Carlos Guberman, y con el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, informó la gobernación al final de las reuniones.

“Dialogamos sobre el financiamiento necesario para dar continuidad al programa de infraestructura que estamos llevando adelante en Neuquén, y sobre la posibilidad de ampliar el cupo de acceso a financiamiento internacional”, sostuvo el gobernador sobre la reunión con los funcionarios de Economía.

El mandatario provincial también expresó que su administración está «impulsando un plan de obras sin precedentes, y la pretensión es seguir avanzando para transformar la calidad de vida de todos los neuquinos”.

Financiamiento y coparticipación

Figueroa subrayó, al respecto, que el diálogo constructivo permite “avanzar en gestiones claves para el desarrollo de nuestra provincia”. Las gestiones habilitaron el pedido de ampliación de un crédito del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) de 120 a 135 millones de dólares. Las inversiones son para financiar el Programa de Desarrollo Urbano y Mejora del Hábitat en Neuquén.

Respecto del encuentro con Francos, el gobernador contó que dialogaron “sobre el crecimiento sostenido que vive Neuquén y la necesidad de que ese desarrollo sea acompañado por el Estado nacional”.

“Hoy la coparticipación federal nos perjudica con un coeficiente que no refleja todo lo que la provincia le aporta al país”, sostuvo y agregó que “el ministro fue receptivo a nuestros planteos y somos optimistas respecto al trabajo que podemos encarar en conjunto”, concluyó.

Esta semana, gobernadores de todo el país decidieron avanzar con sus reclamos de fondos al Gobierno nacional, con un planteo que atiende la meta oficial de no alterar la política fiscal, lo que se traducirá en el impulso de un proyecto conjunto en el Congreso.

, Redacción EconoJournal

El Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, quiere retrotraer la ampliación aprobada en 2021 del Régimen de Zona Fría, el esquema que subsidia hasta un 50% del costo del gas natural para usuarios ubicados en áreas consideradas por el Estado de ‘bajas temperaturas’. Se trata de un esquema que cuando se creó, a principios de los ‘2000, subvencionaba la demanda del fluido en la Patagonia, una región indefectiblemente afectada por severas condiciones climatológicas, pero que durante el gobierno de Alberto Fernández se extendió —utilizando dudosos criterios técnicos— a la mitad de los usuarios residenciales de gas natural del país.

El régimen de Zona Fría no distingue el ingreso socioeconómico ni el poder adquisitivo del hogar beneficiado. De ese modo, tras la expansión del esquema en 2021 impulsado por el kirchnerismo, miles de personas de ingresos medio-altos de la zona núcleo con mayores ingresos del país —como por ejemplo el interior de la provincia de Buenos Aires, Córdoba y también Mendoza— reciben un subsidio importante al consumo de gas que se financia con una doble vía: a través de un recargo de casi un 7% en la factura de gas que pagan todo el resto de los usuarios —inclusive aquellos hogares de bajos recursos que terminan transfiriendo, a contramano de toda lógica redistributiva, parte de su renta a personas de mayores ingresos socioeconómicos—. Y por el otro, por medio de aportes directos del Tesoro Nacional, pese a que cuando se aprobó la ampliación del régimen referentes energéticos del kirchnerismo prometieron que no sería necesario que el Estado destine fondos de forma directa para financiar el funcionamiento del sistema. Este año, por caso, la operación del esquema de Zona Fría le costará al Tesoro unos US$ 300 millones durante todo 2025, según indicaron a este medio en un despacho oficial. En 2024 fue todavía más.

Corrección

Frente a ese escenario, distintas fuentes oficiales y privadas confirmaron a EconoJournal que el gobierno de Javier Milei está analizando los aspectos legales para dictar un Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) que retrotraiga el funcionamiento del esquema de Zona Fría a la situación previa a la aprobación de la ley 27.637, aprobada en 2021, que amplió las subvenciones de 850.000 a 4.000.0000 de usuarios de gas natural, la mitad de los hogares del país, incluso llegando a zonas de la Argentina con clima templado.

«No hay una posición unánime en el área de Legales de todas las dependencias del Estado. Los abogados del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Energía creen que el régimen se podría modificar a través de un Decreto, pero aún resta que Presidencia dé luz verde», explicaron en una empresa gasífera. En el gobierno evalúan la vía del DNU porque saben que es complejo que la Ley 27.637 pueda revertirse en el Congreso, no tanto porque diputados y senadores no quieran corregir el sistema —buena parte de los legisladores de la Comisión de Energía de casi todo el arco político reconoce en reserva que el régimen de Zona Fría se desvirtuó post-ampliación de 2021—, sino porque los gobernadores no querrán pagar el costo político de votar una Ley que implique en la práctica un aumento de las tarifas de gas natural en sus provincias.

«Creo que los gobernadores preferirían que la Casa Rosada corrija el sistema a través de un Decreto para no tener protagonismo y esquivar el costo político», analizó el director de Asuntos Públicos de otra empresa.

La publicación del DNU, que podría implementarse después de las elecciones legislativas de octubre, modificaría los subsidios al consumo de gas a unos 3,1 millones de usuarios que ingresaron como beneficiarios con la ampliación del régimen de 2021. Se volvería, de esa manera, a un esquema similar al original creado en 2002 mediante la ley 25.565, que incluye a 850.000 hogares de la Patagonia, la Puna y Malargüe. Desde el área energética del gobierno ya comenzaron a implementar medidas para ir eliminando el subsidio por “zonas frías”, como los usuarios titulares de más de un medidor.

Según un estudio realizado por la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, la ampliación del régimen de Zona Fría generó un efecto no deseado ya que el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema en 2021, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.

DNU

A través de un decreto presidencial podría derogarse la Ley 27.627, que amplió el beneficio a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

“Si los abogados dicen que el DNU es sólido para derogar la ampliación de 2021, el gobierno lo va a hacer”, indicó una fuente del mercado. “Queremos reducir la ampliación y que solo quede el 50% del subsidio para la zona original patagónica”, remarcaron fuentes gubernamentales a EconoJournal.

Al principio de su gestión, el gobierno de Javier Milei intentó derogar la ley 27.637 mediante el proyecto de Ley Ómnibus. Finalmente retiró el apartado de Zona Fría por pedido de los gobernadores y la Ley Bases (primero conocida como Ley Ómnibus) se aprobó sin modificar el esquema de subsidios al consumo de gas natural.

Subsidios al consumo de gas

El Régimen original de Zona Fría abarcaba a 850.000 hogares y se financiaba a partir de un recargo de 4,46% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que pagaban el resto de los usuarios del país. Pero en 2021, el gobierno de Alberto Fernández impulsó la ampliación a 4 millones de beneficiarios.

En los hechos, la mitad de los usuarios del servicio de gas natural por red del país pasaron a recibir subsidios estatales. La ampliación implicó descuentos de 30% sobre la factura final de gas, pudiendo llegar al 50% si se trata de jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes. 

Para financiar la fuerte incorporación de usuarios al régimen se aumentó el recargo a 5,4%, pero -incluso así- no fue suficiente para que el esquema de Zona Fría se autofinancie. En abril de este año el gobierno de Javier Milei llevó el recargo a 6% y el 2 de junio lo volvió a aumentar al 6,2%.

La intención de aumentar el recargo es reforzar el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, uno de los pocos que el gobierno nacional no eliminó. Sin embargo, no alcanza para cubrir los costos del régimen de Zona Fría. En el gobierno estiman que el recargo en las facturas debería aumentar a 10% para que el esquema se autofinancie.

, Roberto Bellato