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

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

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

Zona gris en la regulación

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

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

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

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

Los grises legales y la infraetructura como limitantes

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

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

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

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

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

Empleo de calidad, sostenibilidad y financiamiento público-privado

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

Los números del primer trimestre

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

Sin interés industrial

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

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

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

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

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

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

Tampoco respondieron las distribuidoras

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

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

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

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

El final de una campaña

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

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

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

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

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

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

La transición hacia un nuevo mercado

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

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

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

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

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

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

Los precios del gas local

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

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

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

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

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

Complementariedad operativa

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

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

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

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

Escala y adaptación al no convencional

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

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

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

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

Servicios especializados y nuevas demandas

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

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

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

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

Un diferencial local

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Sin interés industrial

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

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

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

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

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

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

Tampoco respondieron las distribuidoras

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

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

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

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

El final de una campaña

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

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

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

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

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

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

La transición hacia un nuevo mercado

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

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

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

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

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

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

Los precios del gas local

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

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

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

Una prueba piloto

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

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

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

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

Cómo se implementará

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

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

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

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

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

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

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

Cómo fue el proceso de licitación del gasoducto de GNL

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

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

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

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

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

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

El impacto de la obra sobre Vaca Muerta

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

El juicio por la expropiación de YPF

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

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

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

Producción récord y salto operativo

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

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

Nuevos formatos y foco en el consumidor

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

El Plan Nuclear Argentino

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

Una carrera competitiva

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

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

Una obra crítica para el esquema exportador

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

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

La demanda de la minería metalífera y del litio

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

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

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

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

La experiencia de la Puna minera

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

Los motivos de Emiratos Árabes Unidos para dejar la OPEP

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

Acuerdo millonario de Shell con una petrolera canadiense

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

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

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

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

Exportación de GNL desde Canadá

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

Resiliencia operativa en un mercado global

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

El rol clave de Transener en el sistema eléctrico nacional

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

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

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

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

, Lorena Alem

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

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

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

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

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

Las cifras «impactantes» de la energía y la minería

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

Apuesta por un nuevo vertical en energía eléctrica

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

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

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

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

Transener, un activo estratégico

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

Ampliación del sistema de transporte

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

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

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

Cuáles son los puntos centrales del pliego AMBA I

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

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

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

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

Cómo es el proyecto LNG del Plata

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

De la exploración a la operación industrial

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

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

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

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

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

Teracloud y el diseño de soluciones orientadas a la decisión

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Una plataforma integral: negocios, inversión y articulación sectorial

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

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

Día 1: el cobre como eje estratégico de la agenda

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

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

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

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

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

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

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

Agenda técnica, formación y vinculación

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

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

Acceso y participación

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

Una exposición, toda la minería

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Cómo inscribirse al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados

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

• ¿Cómo acceder al formulario?

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

• ¿Qué documentación es necesario presentar?

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

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

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

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

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

• ¿Cómo se realiza el proceso de carga de datos?

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

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

• ¿Para qué sirve el número de gestión?

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

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

• ¿Qué hacer si no se dispone conectividad?

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

GNL: ventanas de entrega y plazos ajustados

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

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

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

Calendario de compras

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

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

El proyecto de GNL y la aceleración ante el contexto global

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

La convocatoria para integrar el directorio del ente se efectivizó el 13 de octubre con la publicación de la resolución 388/25 en el Boletín Oficial. El comité evaluador recién se oficializó el pasado 19 de noviembre a través de la resolución 479/25 que designó a Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio de este año; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL.

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

El pedido de Lamboglia

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

Neuquén y su nuevo esquema de regalías

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

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

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

Cómo se determinarán las 5 concesiones de los bloques

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

Mediante los Decretos 475, 476 y 496, el pasado 10 de abril la Provincia autorizó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50% de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente. Las dos primeras como concesiones de explotación convencional en producción, mientras que Las Tacanas fue otorgada como «Lote Bajo Evaluación con objetivos no convencionales».

Debido a que la Ley 27.007 establece que las áreas no convencionales no podrán superar los 250 km2, quedarán divididas en 5 concesiones y un bloque más que se revertirá a la provincia. La subdivisión no solo apunta a cumplir con la superficie máxima estipulada sino que también prioriza mantener la continuidad geológica de los bloques.

A partir de esto, Las Tacanas -el bloque de 411 kilómetros cuadrados (km²) y con potencial de producir gas seco- conformará Las Tacanas I y II. En tanto, Meseta Buena Esperanza, un área con potencial para producir gas húmedo y que tiene 303,71 km², pasará a conformar las concesiones Meseta Buena Esperanza I y II.

Finalmente, Aguada Villanueva, un bloque de 281 km², ubicado al sur de Las Tacanas y al oeste de Loma la Lata sobre la ventana del gas húmedo, también se partirá en dos. Una parte conformará la concesión no convencional de YPF y otra parte se revertirá a la provincia.

, Laura Hevia

La multinacional Trafigura, uno de los mayores traders independientes de materias primas del mundo, pondrá en funcionamiento en octubre una obra que le permitirá dejar de importar gasoil grado 3 para abastecer con producción propia a su red de estaciones bajo la marca Puma, y su negocio de agro servicios. Así lo anticiparon fuentes de la compañía en ocasión de la presentación de una nueva línea de aditivos para combustibles, diseñada para la eficiencia y la limpieza de los motores.

La refineria Ricardo Elicabe, es un activo que Trafigura adquirió a Pampa Energía en 2017, y desde entonces es motivo de una serie de inversiones en ampliación y modernización que en la actualidad supera los US$500 millones. Ahora, el complejo industrial se prepara para un hito que reconfigurará su esquema de negocios con la inauguración, prevista para octubre, de su nueva planta de Hidrotratamiento (HDT).

Esta obra, que demandó una inversión de US$120 millones, permitirá a la compañía alcanzar la autosuficiencia en la producción de gasoil premium y eliminar por completo la necesidad de importar este combustible antes de que finalice el año. El desembolso es parte de un plan lanzado en 2024 por unos US$200 millones que permitió la instalación de una torre de pre-flash y la modernización de su unidad de Topping.

Estas mejoras tecnológicas le permitieron a la plata un salto del 50% en la capacidad de refinación de crudo y, lo que es también relevante para el negocio actual, un incremento del 80% en la producción de diésel. De esta manera, la refinería pasó a procesar 40.000 barriles diarios de capacidad con un tope de diseño de 46.000 barriles, es decir casi el doble de lo que ocurría al hacerse cargo de la terminal.

Además de su desarrollo en del downstream local, Trafigura fue recientemente uno de los dos oferentes para ser el agregador-comercializador privado que reemplace a Enarsa en la gestión de importar Gas Natural Licuado para los meses de invierno. En un escenario signado por la guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y la incertidumbre sobre el acceso a los cargamentos, el Gobierno decidió no avanzar con la licitación.

Despliegue en el mercado local

Hoy la red Puma está integrada por 410 estaciones de servicio y una red de 120 agroservicios, abasteciendo la demanda de uno de los sectores más dinámico de la economía. Con la obra a inaugurar en octubre, consolida su participación como el cuarto jugador del mercado, con un 7% de market share en diésel y 5% en naftas, detrás de YPF, Shell y Axion.

La presencia de Trafigura tiene particular peso en el sector agropecuario, en el cual alcanza una participación que supera el 15% durante los picos de demanda estacional, especialmente en época de cosechas. Su capilaridad en el interior del país se apoya en una alianza estratégica con la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA), un vínculo que le permite llegar a 50 cooperativas y 500 productores directos.

La compañía logró desde 2017 consolidar una estrategia de integración vertical que llevó al mayor trader global a pasar de ser un comprador de crudo a convertirse en un socio estratégico de operadoras como Vista Energy, CAPEX y Quintana Energy. En particular con la petrolera de Miguel Galuccio conformó una sociedad en Tango Energy, surgida tras el rescate financiero de Aconcagua Energía.

A la par de la modernización de la infraestructura, la extensión de la «Derivación del Oleoducto Allen – Puerto Rosales» de 11 kilómetros que conecta el sistema troncal de Oldelval con el complejo, permitió convertir a la refinería en un hub exportador activo. Esta obra, junto con la nueva terminal de carga y descarga y el incremento en la capacidad de almacenaje, convirtió a la planta de Bahía Blanca en una alternativa de exportación para el crudo de Vaca Muerta.

Un nuevo aditivo en los surtidores

Puma Energy presentó su nueva generación de aditivos Cleantec y Cleantec PRO, un diseño para optimizar el funcionamiento del motor mediante una limpieza durante la combustión. Esta tecnología, ya disponible en toda la red de estaciones de servicio de la marca, actúa reduciendo la fricción y el desgaste de las piezas internas, lo que asegura una operación más eficiente y una combustión más limpia, se explicó.

La propuesta se divide en dos niveles de especialización según el tipo de combustible. Para la nafta Súper, el aditivo Cleantec ofrece una prevención activa de nuevos depósitos y protección contra la corrosión. Por su parte, la versión Cleantec PRO —exclusiva para la nafta Premium— cuenta con un 50% más de capacidad detergente, lo que remueve todos los residuos acumulados en pistones y válvulas con tan solo completar dos tanques.

Un diferencial clave de este lanzamiento es la obtención de la certificación internacional TOP TIER. Este sello, avalado por las principales terminales automotrices a nivel global, garantiza que el combustible posee una capacidad de limpieza superior. Al eliminar los depósitos de carbón, el sistema no solo recupera la potencia original del vehículo, sino que también mejora el arranque en frío y contribuye a la reducción de emisiones contaminantes.

, Ignacio Ortiz

La 5.ª edición de Conectando Vaca Muerta volvió a convocar a los principales actores del ecosistema no convencional, en una jornada que reunió a más de 1.200 asistentes y mantuvo una alta intensidad de reuniones entre empresas a lo largo de todo el día.

El evento, centrado en la vinculación comercial y el desarrollo de proveedores, contó con la participación de más de 22 grandes compradores, entre operadoras y compañías de servicios, que encabezaron rondas de negocios con pymes y firmas especializadas. En paralelo, el formato de Speed Networking 1 a 1 facilitó el contacto directo entre empresas, con una dinámica de rotación constante.

Nueva edición

Uno de los ejes de esta edición fue la consolidación de estos espacios como herramientas para mejorar la integración de la cadena de valor en Vaca Muerta, en un contexto donde la escala de actividad exige mayor coordinación operativa y eficiencia en la contratación.

En el plano de contenidos, las charlas técnicas y paneles de análisis se desarrollaron con alta participación, abordando tendencias operativas, desafíos logísticos y perspectivas del desarrollo no convencional en la cuenca neuquina.

La jornada también incluyó la presentación del libro “Emprender sin fundar”, de Lucas Albanesi, director comercial de Gran Valle Negocios y organizador del encuentro, quien destacó el rol de estos espacios en la generación de oportunidades comerciales y en el fortalecimiento de vínculos dentro del sector.

Presentación oficial: «Emprender sin fundar»

Esta edición tuvo un condimento especial con la presentación oficial de «Emprender sin fundar», el nuevo libro de Lucas Albanesi, Director Comercial de Gran Valle Negocios, mentor y organizador del evento. En un marco de innovación y resiliencia empresarial, la obra fue recibida con gran entusiasmo por una gran cantidad de asistentes que estuvieron presentes en la sala de conferencias.

Sobre el impacto del encuentro, Albanesi destacó: «Haber superado los 1.200 asistentes y ver la dinámica de negocios operando a este nivel de intensidad nos confirma que este espacio es una herramienta de competitividad indispensable. Conectando Vaca Muerta no es solo un evento, es el lugar donde las oportunidades se transforman en contratos reales en un clima de confianza que el sector ya hizo propio».

“Con cinco ediciones realizadas, Conectando Vaca Muerta se consolida como una de las principales plataformas de articulación entre oferta y demanda dentro de la industria hidrocarburífera, en línea con la creciente complejidad del desarrollo en la cuenca”, destacaron desde la organización.

Link oficial: conectandovacamuerta.com

, Redaccion EconoJournal

La operadora Pluspetrol, en conjunto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), presentó la solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de desarrollar el bloque Bajo del Choique – La Invernada, ubicado en la formación de Vaca Muerta. El proyecto demanda una inversión estimada de US$12.000 millones para infraestructura de procesamiento, producción y evacuación.

El desarrollo de este activo forma parte de la estrategia de crecimiento de la operadora tras la adquisición de los activos de ExxonMobil, por una suma cercana a los u$s1.700 millones, y entre los bloques estratégios adquiridos se destacaban Bajo del Choique – La Invernada, reconocidos entre los mas productivos del no convencional.

Pero la operación cerrada a fines de 2024, y que marcó el inicio de una serie de operaciones millonarias en la Cuenca Neuquina, también incluyó Los Toldos II Oeste, que en noviembre Pluspetrol anunció su venta a Continental Resources, y Los Toldos I Sur y Pampa de las Yeguas I que en marzo acordó ceder JPM Energía.

El plan de trabajo a 25 años

La iniciativa técnica del proyecto anunciado hoy por Pluspetrol prevé para los próximos 25 años la perforación de más de 600 pozos, con la meta de alcanzar un nivel de producción de 100.000 bbl/d mediante la construcción de cuatro plantas de procesamiento y nuevos ductos de evacuación.

El cronograma de trabajo se divide en dos etapas: una primera fase centrada en la zona sur para alcanzar los 50.000 bbl/día y 6 MMSm³/día de gas, y una segunda etapa en la zona norte con inversiones similares para completar la capacidad máxima de crudo y elevar la producción de gas a 12 MMSm³/día.

La petrolera aseguró al comunicar la solicitud del RIGI que este despliegue de capital busca «potenciar el crecimiento energético con un impacto directo en la cadena de valor de Rincón de los Sauces y la región norte de la provincia«. Con este paso, Pluspetrol consolida su posición en la Argentina, donde actualmente se ubica como el cuarto productor de petróleo y gas

La compañía, que tuvo su origen en la cuenca neuquina hace más de 45 años, mantiene hoy presencia internacional en mercados como Perú, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.

La apuesta de Pluspetrol por Bajo del Choique – La Invernada se suma a su consolidación en el segmento del gas, donde recientemente se posicionó como la firma de mayor crecimiento anual con un salto del 46% en su producción. Este despliegue técnico en Vaca Muerta guarda similitudes estratégicas con el hito que la compañía enfrentó en el 2000, en Perú, al adjudicarse el proyecto Camisea, el yacimiento gasífero más grande de Sudamérica que la operadora aún gestiona.

, Redacción EconoJournal

La migración del diésel al gas natural en las operaciones de fractura se viene consolidado como un desafío tecnológico para la sostenibilidad de Vaca Muerta. Lo que en Estados Unidos comenzó como una búsqueda de eficiencia de costos, hoy se replica en la Cuenca Neuquina a través de una arquitectura de hardware y software que permite desplazar el uso de combustibles líquidos por el recurso propio del yacimiento.

Este salto cualitativo implica un cambio de motorización, pero a la vez la integración de sistemas de automatización capaces de gestionar la potencia y los transientes críticos (las variaciones bruscas de carga y torque) que demanda el pozo en su nueva escala de producción. Así lo plantearon en un encuentro técnico de la cadena de valor, Edward Eichstetter (CEO de EKU), Adrián Martínez (CEO de Calfrac) y George Jackson (VP de RPS), quienes presentaron la visión de un ecosistema que busca replicar el modelo estadounidense.

EKU, una compañía de origen alemán y con base en Estados Unidos, viene desarrollando durante la última década soluciones vinculadas a la electrificación de equipos de bombeo y al uso de gas natural en reemplazo del diésel, con foco en operaciones no convencionales. El desafío es producir más, pero con menor costo operativo, menos emisiones y una lógica tecnológica que permita escalar.

Argentina, un hub regional de talentos

Para Eichstetter, la región representa un hub de talentos que une experiencias de Europa y EE.UU. con el Cono Sur. «Más que traer automatización o tecnología para eficiencia, es una visión de cooperación porque todos los grandes productos vienen con clientes y proveedores. En conjunto con nuestra tecnología integrándola con Calfrac, buscamos integrar estos equipos de forma que el desplazamiento del diésel sea el máximo; mientras más automatización haya, mejor va a funcionar el sistema», aseguró en un encuentro con equipos técnicos de la industria.

El despliegue de bombas de fractura a gas es una sustitución de insumos, y un reto de ingeniería en el control de potencia. Eichstetter destaca que el uso de gas natural como combustible principal es un verdadero «game changer» que requiere una gestión inteligente. «Llevamos 10 años diseñando soluciones para usar gas. Ayudamos a automatizar ese proceso para que la bomba dé el mayor caudal posible de lo que logramos en EE.UU. El motor a gas para fractura tiene transientes muy importantes y, en conjunto con el controlador, tiene un efecto con el torque necesario para llegar a los niveles de presión requeridos», explicó.

La plataforma Maximus desarrollado por EKU se presenta como el cerebro de esta transición, diseñado para absorber la complejidad operativa de sets que operan decenas de bombas simultáneamente. Según el directivo, la meta es reducir la carga del personal de campo: «Estamos tratando de quitar ese tipo de decisiones al operador. Se trata de ver cada equipo con su funcionamiento diferente, porque es muy difícil para un humano saber si un equipo tiene una diferencia específica cuando se operan 30 bombas. Se simplifica todo a caudal y presión para que el conjunto funcione de forma más eficiente».

Desde la visión del prestador de servicios, Adrián Martínez, de Calfrac, subrayó que la tecnología debe ser, ante todo, confiable y adaptable al recurso local. «Argentina en muchos de los campos tiene gas y con esta tecnología no hay que hacerle grandes adecuaciones para que pueda funcionar y es un ahorro muy importante. Desde 2017 somos players en Vaca Muerta con muchas tecnologías implementadas, y esto nos está cambiando la manera de operar», afirmó el directivo.

Martínez detalló que la automatización optimiza el rendimiento y actúa en resguardo de la vida útil del activo y la seguridad operativa. «Con el sistema que nos propone EKU, la manera de operar la bomba ya no va a estar sujeta a un error humano. Cuida el equipo, que es lo más interesante de esta tecnología, además de poder operar a distancia», resaltó, haciendo hincapié en que una operación promedio hoy demanda entre 20 y 22 horas de bombeo diario.

El impacto económico de migrar a gas

El impacto económico de migrar al gas es directo y medible en la estructura de costos de completación. Según los cálculos de Calfrac, el ahorro logístico es masivo. «Una operación de una etapa consume 13.000 litros de combustible. Con bombas de gas reduce ese costo; un litro es un dólar, son 13.000 dólares por etapa que se desplazan. El proceso va avanzando muy rápido: empezamos con dual fuel y en muy poco tiempo ya se habla de que sea 100% gas», detalló Martínez sobre la aceleración de la curva de aprendizaje en la cuenca.

Por su parte, George Jackson, VP de RPS, aportó la visión del diseño integral de hardware, destacando que Vaca Muerta es hoy la frontera tecnológica del shale. «Mi visión es que es el play de shale más desarrollado por fuera de EE.UU. Las máquinas de fracking son las más desarrolladas; es una extensión de lo que desarrollamos en EE.UU. y es interesante ver cómo otro país suma esa tecnología. Tomamos el motor y diseñamos todo el sistema que lo acompaña —transmisión y bomba— e integramos todo eso con la plataforma de EKU», explicó el ingeniero.

Uno de los mayores desafíos técnicos resueltos por esta tecnología es la capacidad de procesar gas de pozo sin tratamientos químicos exhaustivos. Jackson destacó la flexibilidad de los motores frente a la variabilidad del fluido: «El gas de la tierra es sucio y hace falta equipamiento para poder manejarlo. Típicamente uno tiene que tratarlo, sacarle el butano y el propano, pero uno de los beneficios del motor es que podemos manejar un rango de BTU muy amplio, de 600 hasta 2.300. Opera como si fuera diésel aunque trabaja con gas natural».

La robustez de estos equipos proviene de su herencia en la industria de la compresión, lo que garantiza una mecánica superior. Jackson subrayó que «históricamente fueron motores de recolección de gas, y ese diseño se traduce muy bien en el fracking porque trabajan 24/7 manteniendo el ritmo. Los motores a gas tienen una vida de 25.000 horas frente a las 15.000 de un diésel, con lo cual el retorno de inversión es más alto«.

, Ignacio Ortiz

Las exportaciones mineras en el primer trimestre del año aumentaron un 81,6% en comparación con el mismo período de 2025. Entre enero y marzo, el sector exportó por US$2.409 millones y superó el récord histórico de la serie de US$1.327 millones del primer trimestre del año pasado. La suba fue impulsada por un mayor volumen de los envíos al exterior del oro y el litio, pero, sobre todo, por el alza en los precios internacionales de estos productos.

Los datos surgen de los últimos informes sobre origen provincial y exportaciones de la Secretaría de Minería con base en los registro de la Dirección General de Aduanas (DGA). En rigor, las exportaciones del primer trimestre se ubicaron un 158,1% por encima del promedio de los mismos tres meses entre 2010 y 2025, que es de US$933 millones.

Las exportaciones del sector minero (metalífero y no metalífero) significaron el 11,2% del total de los envíos al exterior del país de los primeros tres meses del año. En tanto, las exportaciones en marzo sumaron US$830 millones, equivalente a un incremento de un 70,9% interanual.

Provincias, proyectos de origen y principales destinos

El 98,6% de las exportaciones mineras en el primer trimestre se realizaron desde cinco provincias: Santa Cruz (US$1.008 millones, un 41,8%), San Juan (US$614 millones, un 25,5%), Jujuy (US$390 millones, un 16,2%), Salta (US$202 millones, 8,4%) y Catamarca (US$162 millones, 6,7%).

El informe destaca que la mayoría de las exportaciones se concretaron a partir de 20 proyectos, todos ubicados en las mismas cinco provincias. Los 10 desarrollos principales son Veladero, Cerro Moro, Cerro Negro, Cerro Vanguardia, San José, Cauchari-Olaroz, Chinchillas-Piquitas, Lindero, Fénix y 3Q.

Suiza, China, Estados Unidos y Canadá explicaron el 78% de los envíos al exterior en el primer trimestre del año. En volúmenes inferiores, la Argentina también exportó productos mineros a India, Corea del Sur, Alemania, Finlandia y Bulgaria.

Exportaciones de la minería metalífera

En el acumulado de los primeros tres meses del año, la minería metalífera (sin contar el litio) sumó exportaciones por US$1.919 millones. Esto implica un incremento interanual de un 77,1%, donde el oro aportó US$1.577 millones (65% del total exportado) y la plata US$306 millones (13% del total exportado).

Del total exportado durante marzo, el informe destaca que US$635 millones correspondieron a minerales metalíferos (el 76,5% del total del sector), principalmente oro, que exportó por US$532 millones y la plata, que sumó US$91 millones. El litio aportó en el mes un total de US$182 millones. El cobre todavía se mantiene en niveles marginales, acumulando envíos por casi US$12 millones mensuales.

En comparación con marzo del año pasado, el oro aumentó las exportaciones un 51,8%, un salto explicado por un aumento de un 68% en los volúmenes exportados y, principalmente, por la suba histórica del precio internacional.

La cotización de la onza de oro pasó de alrededor de US$3.000 en marzo de 2025 a ubicarse en los US$5.000 este año. La suba se debe a la búsqueda de refugio para los inversores y los bancos centrales ante un escenario volátil por la debilidad del dólar en 2025 y la incertidumbre generada en el mundo ante la guerra en Medio Oriente de este año.

Por su parte, las exportaciones de plata en marzo subieron un 137,4% interanual (US$ 53 millones más que en 2025), explicado por un incremento de los precios internacionales y por un aumento en los volúmenes exportados.

Mayores exportaciones de litio

El litio tuvo un crecimiento interanual en los montos exportados de 134,3%, “marcando el récord histórico de exportaciones para el mes analizado”, destacó el informe de la Secretaría de Minería. En cuanto a las cantidades exportadas, en el acumulado de lo que va del año exhibieron un incremento de un 52,3%. Al mismo tiempo, el litio explicó el 22% de las exportaciones mineras totales en el tercer mes del año.

El salto se debe a una recuperación del precio en más de un 90% de la tonelada de carbonato de litio (LCE, por sus siglas en inglés) en el último año hasta llegar a alrededor de US$25.200 en la actualidad.

Además, los proyectos de litio en producción en el país alcanzaron los US$456 millones en el primer trimestre del año, marcando un crecimiento de un 124,6% interanual, “siendo este dato de exportaciones en términos históricos la mejor posición para los primeros 3 meses de un año”, según detalla la cartera minera.

, Roberto Bellato

La suba en la cotización del petróleo podría traducirse este año en un significativo incremento de las exportaciones. Economía y Energía estimó en su último informe que si el crudo promedia los US$80 las exportaciones hidrocarburíferas aumentarán de US$11.086 a US$13.478 millones solo por el factor precios, si llega a US$100 sumarán US$16.820 millones y si cierra en US$120 treparán hasta US$ 20.218 millones. La pregunta es qué hará la industria con ese ingreso inesperado que podría percibir como consecuencia de la Guerra en Medio Oriente.

El ejercicio formulado por la consultora que dirige Nicolás Arceo es en algún punto conservador porque en los tres escenarios supone que los niveles de producción de crudo no sufrirían modificaciones sustantivas.

Ese dato podría estar determinando una subestimación en la mejora comercial si se toma en cuenta que el año pasado la producción trepó un 13% y con estos precios la actividad seguramente seguirá mejorando. De hecho, dado el vertiginoso crecimiento que se observa, el informe tomó como base los niveles de producción y exportación de crudo del cuarto trimestre de 2025.

Aún siendo conservador con los niveles de producción proyectados, si la cotización del barril promedia US$80 las exportaciones sumarán nada menos que US$2392 millones. A su vez, el saldo comercial sectorial se incrementaría en US$1866 millones, menos que las exportaciones porque la suba de la cotización del petróleo también impacta en los precios de los combustibles que se importan.

En el escenario de un crudo a US$100 el incremento que reportarán las exportaciones será de US$ 5734 millones con una mejora del saldo comercial de US$4285 millones. Por último, si el barril promedia US$120 dólares las exportaciones crecerían US$ 9132 millones y el saldo comercial sumaría un diferencial de US$6707 millones.

Qué harán las petroleras con los ingresos adicionales

La duda es qué harán las petroleras con ese ingreso extra impensado hace apenas algunos meses. ¿Lo van a reinvertir en la industria o lo va a sacar del negocio, ya sea tratando de girar mayores utilidades o apostando por activos financieros?

En el caso de YPF, que el año pasado concentró el 45% de la producción total de crudo y lideró el aumento de la producción, se da casi por hecho que todo el ingreso adicional que obtenga la compañía va a ser reinvertido en Vaca Muerta. Uno de los cuellos de botella que venía teniendo la compañía es la falta de financiamiento para apuntalar la producción, pero con esta suba del crudo ese problema en parte se despeja ya que tendrá fondos propios para hacer frente a su plan de inversión.

El CEO, Horacio Marín, anunció en febrero ante inversores que este año el plan de la compañía controlada por el Estado Nacional es invertir entre US$5200 y US$5800 millones.

Respecto a su salud financiera, la empresa había proyectado a comienzos de año un flujo de caja libre entre neutral y ligeramente negativo para 2026. Este equilibrio se explica porque el elevado EBITDA previsto se iba a ver compensado por el plan de inversiones, el pago de impuestos y los aportes de capital a proyectos de infraestructura, sumado a un ratio de apalancamiento de 1.6x. Ahora se supone que los ingresos extra facilitarán la concreción de ese plan.

¿Qué pasará con el resto de las compañías? No hay tantas certezas sobre lo que harán como ocurre con YPF, pero hay un dato que permite suponer que aprovecharán para incrementar la inversión: la tasa de rentabilidad que se obtiene a partir de la perforación de un pozo petrolero en Vaca Muerta no es equiparable actualmente por casi ningún instrumento financiero.

En abril del año pasado, cuando el precio del crudo presionaba a la baja, Marín había señalado que Vaca Muerta se puede desarrollar con un barril de US$45. “Por supuesto ganamos menos plata. Pero no perdemos plata. Y se puede desarrollar. Eso es lo que se llama break-even price en la jerga petrolera”, explicó. Además, el gobierno oficializó en febrero la extensión del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones a las actividades del upstream de hidrocarburos. Si se toman en cuenta esos datos, no hay dudas de que con un barril por encima de los US$100 la explotación petrolera es una actividad altamente rentable. Por lo tanto, no hay grandes incentivos para que las petroleras privadas hagan como hizo Repsol en YPF antes de la expropiación, cuando toda la ganancia que obtenía la repartía como dividendos y la sacaba del país.

El contexto actual también ayuda porque este ingreso extraordinario de dólares coincide con un período de expansión de la mayoría de las firmas. Por ejemplo, Pluspetrol está desarrollando Bajo del Choique y La Calera, sus dos campos estrella de Vaca Muerta. “Para el 2025 estamos invirtiendo más de US$ 1000 millones para el desarrollo de nuestros activos y continuaremos en 2026 con montos de similar magnitud, tanto en facilities como en drilling”, aseguró en septiembre Julián Escuder, country manager de Pluspetrol Argentina.

El plan de Pampa Energía contempla el desembolso de entre US$1500 y US$ 2000 millones en Rincón de Aranda, Tecpetrol unos US$2000 millones en Los Toldos II y PAE tiene por delante la perforación de pozos en Aguada Pichana Oeste. Además, Vista es una compañía que ya ha demostrado que si recibe señales de precios incrementa la inversión muy rápido. Por lo tanto, es probable que esos mayores ingresos por mayores precios refuercen esos planes en Vaca Muerta.   

, Fernando Krakowiak

La minera canadiense Jaguar Uranium comenzó formalmente el plan de exploración en el proyecto Huemul de uranio, cobre y vanadio en la provincia de Mendoza. La empresa destacó que el proyecto esta bien posicionado para obtener financiamiento federal estadounidense tras la firma este año del acuerdo de minerales críticos entre los Estados Unidos y la Argentina.

Además de esa opción de financiamiento, la minera canadiense junior comenzó este año a cotizar en la bolsa de Nueva York con el objetivo de conseguir financiamiento privado para fondear sus proyectos de exploración, que en la Argentina incluyen el proyecto Huemul en Mendoza y un proyecto en Laguna Salada en Chubut.

Acuerdo de minerales críticos entre EE.UU. y la Argentina

Jaguar Uranium destacó que el proyecto podría calificar para obtener financiamiento federal estadounidense a través del EximBank o la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional (DFC), gracias a la rúbica del acuerdo estratégico en minerales críticos entre EE.UU. y la Argentina.

“La dirección cree que la naturaleza de yacimiento industrial abandonado del proyecto Huemul y su carácter avanzado en general, dada la producción histórica de la mina, encajan bien dentro del alcance de las posibles opciones de financiación estadounidenses, dado que el activo ha estado históricamente en producción”, comunicó la empresa.

El acuerdo estratégico en minerales críticos entre EE.UU. y la Argentina fue suscrito en febrero en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado en Washington. Delegaciones de un total de 54 países y de la Unión Europeaasistieron al evento que contó con la presencia del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio.

El canciller argentino, Pablo Quirno, y el vicesecretario de Estado, Christopher Landau, firmaron un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticosque ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».

Washington comenzó a liderar una iniciativa global para crear una zona comercial preferencial para minerales críticos. Las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos en minerales críticos para minimizar la exposición delas inversionesen los proyectos mineros a lavolatilidad en los precios internacionales.

Jaguar comienza la exploración en el Proyecto Huemul

La empresa canadiense informó la semana pasada el comienzo formal de su plan de exploración en el proyecto Huemul. La expectativa inmediata es presentar en mayo un estudio ambiental de referencia a la provincia de Mendoza para habilitar definitivamente las actividades de campo, muestreo de superficie y perforación en el proyecto.

El Proyecto Huemul es un activo de exploración y antigua explotación de 27.000 hectáreas ubicada en la zona minera de Malargüe. El proyecto se centra en la histórica mina Huemul, puesta en marcha en 1955 y operada de forma continua hasta 1975 por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), con aproximadamente 130.000 toneladas de mineral procesadas y concentraciones minerales históricas de 0,21% de uranio, 2,0% de cobre y 0,11% de vanadio.

Jaguar diseñó un programa de exploración inicial en varias fases para avanzar sistemáticamente en el Proyecto Huemul, una vez que el estudio ambiental de referencia sea presentado y aprobado por las autoridades mendocinas.

La primera fase contempla la verificación de datos y modelo geológico, de forma tal de establecer una base precisa para la estimación moderna de recursos. En la segunda fase se procederá con la prospección a escala de distrito para confirmar y delimitar el alcance de la mineralización de uranio, cobre y vanadio, guiándose por los resultados de la Fase I y el modelo geológico.

Jaguar Uranium

Jaguar Uranium es una empresa de exploración y desarrollo de uranio centrada en el descubrimiento de yacimientos de uranio y dedicada a la exploración de este mineral, con activos en la Argentina y Colombia. En la Argentina, la empresa está impulsando el proyecto Laguna Salada en Chubut y la histórica mina de uranio Huemul en la provincia de Mendoza.

La empresa debutó en febrero en Wall Street con una oferta pública inicial (IPO) en la que logró recaudar US$ 25 millones. Los fondos de la oferta inicial serán destinados a acelerar y expandir el desarrollo de recursos y a fines corporativos generales.

En Chubut, Jaguar Uranium busca explorar y desarrollar la zona denominada «Guanaco» dentro del yacimiento de Laguna Salada, en la Meseta Central. Las autoridades ambientales de la provincia aprobaron en marzo la Evaluación de Impacto Ambiental presentada por la empresa.

«La pronta obtención del permiso de EIA es un hito importante para Jaguar Uranium», afirmó Steven Gold, director ejecutivo de Jaguar Uranium Corp. «Esta aprobación sienta las bases de nuestra estrategia de exploración acelerada en Laguna Salada y permite a Jaguar avanzar rápidamente hacia la siguiente fase de trabajo”, añadió.

, Nicolás Deza

La Cámara de Explotación y Producción de Hidrocarburos (CEPH) publicó un informe donde destaca que el saldo comercial del sector energético podría llegar casi a quintuplicarse en los próximos cinco años. En el escenario más optimista el superávit escalaría hasta los US$ 36.768 millones en 2030 por el incremento acelerado de la producción de crudo y gas en un modelo orientado a la exportación.

El informe elaborado por la CEP, con el asesoramiento de la consultora Economía y Energía, proyecta tres escenarios para los próximos años: moderado, expansivo y acelerado.

Escenario moderado

En el escenario moderado la producción de petróleo podría llegar al millón de barriles diarios en 2030 con un ritmo de enganche de pozos en Vaca Muerta del 5% anual, mientras que la producción de gas escalaría de 142 a 213 millones de m3 diarios de la mano de la exportación de GNL, un 50%.

Ese crecimiento está apuntalado por una inversión anual que oscilaría entre US$ 10.000 Y US$ 15.000 millones hasta 2030. En el caso de gas y petróleo, ese cálculo contempla las inversiones en perforación y reparación de pozos y un 15% adicional destinado al desarrollo de instalaciones de superficie. A su vez, en infraestructura se incluye:

• ampliación de la capacidad de transporte desde cuenca Neuquina por el ingreso de Vaca Muerta Sur en diciembre 2026 con una capacidad de 550 kbbl/d adicionales

• ampliación de TGS de la capacidad de transporte desde cuenca neuquina (+14 MMm3/día en julio de 2027)

• ampliación Tratayén – La Carlota en enero de 2030 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina);

• gasoducto dedicado al abastecimiento de las terminales licuefactoras en el Golfo San Matías en julio de 2028 (27 MMm3/día).

Lo que no está contemplado en ese cálculo son los costos asociados al alquiler de los buques licuefactores del proyecto de Southern Energy.

Todas esas inversiones, impactan en el nivel de producción y también en las exportaciones con el consiguiente beneficio en la balanza comercial sectorial. Según la proyección de la CEPH, Argentina podría exportar 2,45 MTPA de GNL a partir de septiembre de 2027 y 5,95 MTPA a partir de septiembre de 2028. Eso supone que las exportaciones crecerían de US$ 11.100 a US$ 17.741 millones entre 2025 y 2030, un 60,8%, y el saldo comercial aumentaría de US$7829 a US$14.548 millones en el mismo plazo, un 85,8%.

Escenario expansivo

En el escenario expansivo la producción de petróleo llegaría a 1.140.000 barriles diarios en 2030 con un ritmo de enganche de pozos del 11% anual acumulativo. En gas la producción podría subir de 142 a 281 millones de m3 diarios, un 97,8%.

En este caso, la inversión anual se ubicaría entre US$13.000 y US$21.000 millones.  Adicionalmente a lo contemplado en el escenario moderado, se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur incrementé su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028. A su vez, en gas, a la ampliación de TGS se le suma:

• la ampliación Tratayén – La Carlota que en este escenario se adelanta a enero de 2028 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina);
• desarrollo de capacidad de transporte por parte de los gasoductos dedicados a fin de abastecer la mayor capacidad de licuefacción.

En lo que respecta a la exportación, al escenario moderado se le suma 12 MTPA de GNL desde julio 2029 y 6 MTPA adicionales desde julio 2030. Esas mayores ventas de GNL suponen que las exportaciones trepan entre 2025 y 2030 de US$11.100 a US$27.945 millones, un 151% y el saldo comercial pasa en igual período de US$7819 a US$24.639 millones, un 215%.

Escenario acelerado

Por último, en el escenario acelerado la producción de petróleo podría llegar a US$1.676.000 millones en 2030, lo que representa una suba 107% en cinco años. A su vez, la producción de gas pasaría de 142 a 281 millones de m3 diarios, el mismo crecimiento que en el escenario expansivo, aunque se requerirían menos pozos de gas natural ante el incremento del gas asociado al petróleo.

La inversión anual se ubicaría aquí entre US$13.000 y US$27.000 millones. La principal diferencia con el escenario expansivo es que en este caso se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur incrementa su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028.

En materia de exportaciones, entre 2025 y 2030 pasarían de US$11.100 a US$40.074 millones, un 261%, mientras que el saldo comercial crecería de US$7819 a US$36.768 millones, un 370%.

¿Qué escenario ve más factible el sector?

La CEPH aclara que la probabilidad de ocurrencia de cada uno de esos escenarios “se encuentra asociada a la evolución que presenten los precios internacionales, pero centralmente a las condiciones que imperarán en la economía argentina”.

“Acceder a un sendero de crecimiento económico sustentable en el mediano y largo plazo será determinante a fin de alcanzar una disminución en los costos de financiamiento y, con ello, una expansión sustantiva en los niveles de inversión. A la vez, un escenario macroeconómico estable -y en expansión- permitirá potenciar el ingreso de inversión extranjera directa para expandir aún más el desarrollo de nuestros recursos hidrocarburíferos”, agrega el informe.

La CEPH también destacó que el inicio de los primeros proyectos de licuefacción en el país no hubiera ocurrido sin la instrumentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, cuya extensión al conjunto de la producción hidrocarburífera seguramente permitirá potenciar aún más los niveles de inversión en los próximos años. “ En síntesis, sólo la conformación de un horizonte macroeconómico y regulatorio estable, en un entorno fiscal competitivo a nivel internacional, permitirá incrementar sustantivamente los niveles de inversión y, con ello, de la producción hidrocarburífera en la próxima década”, concluye el informe.  

, Redaccion EconoJournal

La petrolera bajo control estatal YPF dio un nuevo paso en el proceso de desinversión de su participación en Metrogas, al avanzar hacia la etapa de due diligence tras cerrar una primera ronda competitiva que atrajo el interés de múltiples jugadores del sector.

Según informó la petrolera que preside Horacio Marín, la decisión se enmarca en la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos. Para llevar adelante el proceso, YPF contrató como asesor financiero a Citigroup que estructuró una primera fase en la que participaron 13 compañías interesadas.

Proceso de venta de Metrogas

Esa instancia concluyó el pasado 9 de abril con la presentación de ofertas no vinculantes. A partir de ahora, las propuestas consideradas más competitivas serán seleccionadas para ingresar a una segunda etapa, que contempla el acceso a información detallada de la empresa (due diligence) con vistas a una eventual transacción.

La compañía prevé que el proceso pueda cerrarse a lo largo de 2026, aunque su concreción estará sujeta tanto a las aprobaciones regulatorias correspondientes como a la obtención de garantías habituales en este tipo de operaciones. Desde YPF aclararon que hasta el momento no se adoptó una decisión definitiva ni se firmaron acuerdos vinculantes.

¿Cuánto obtendrá YPF de la venta de Metrogas?

En términos de valuación, en el mercado estiman que YPF buscaría obtener más de US$ 700 millones por su participación en la distribuidora. En la actualidad, la petrolera posee el control accionario a través del 100% de las acciones Clase A  (que representan el 51% del capital social) y un 38,7% de las acciones Clase B, equivalentes a cerca del 19% adicional.

El proceso de venta se da en un contexto en el que Metrogas logró recomponer su ecuación económico-financiera. La última Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para el período 2025-2030 otorgó previsibilidad sobre los ingresos del segmento de distribución, tras varios años marcados por el rezago tarifario. Ese escenario había afectado a la compañía, que incluso debió reestructurar un pasivo en dólares cercano a los US$ 250 millones tomado en 2017, situación que la llevó a un cuadro de estrés financiero hacia fines de la década pasada.

Con el nuevo esquema tarifario, la distribuidora cuenta ahora con mayor certidumbre a mediano plazo. Sus ingresos anuales superan los US$ 800 millones, mientras que el EBITDA se ubica en torno a los US$ 150 millones.

Además, Metrogas es la mayor distribuidora de gas natural del país en términos de clientes, con más de 2,4 millones de usuarios y una participación cercana al 20% del mercado residencial. En función de estas variables, su capitalización bursátil ronda los US$1.100 millones.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía decidió finalmente no avanzar con la contratación de un agregador comercial privado para la importación de gas natural licuado (GNL) durante el invierno. La decisión se tomó debido al escenario de precios elevados e inestables tanto del petróleo como del GNL, derivado de la guerra en Medio Oriente. Además, se suma un cuadro económico doméstico complejo, marcado por la aceleración de la inflación en marzo.

Según fuentes oficiales, primó la postura del Ministerio de Economía, que conduce Luis Caputo, de evitar trasladar plenamente el costo del GNL a las tarifas de gas y electricidad durante el invierno.

Ese pass-through hubiera implicado un impacto directo sobre los precios regulados a partir de mayo, con potencial efecto sobre la inflación, en un momento en el que el Ejecutivo busca consolidar una desaceleración del índice de precios al consumidor (IPC).

La medida implica, en los hechos, dejar sin efecto la licitación oficial que había ejecutado Enarsa para seleccionar una empresa privada que asuma el rol de agregador comercial, encargándose tanto de la compra de GNL en el mercado internacional como de su posterior reventa a distribuidoras, grandes usuarios industriales y generadoras eléctricas.

La tarea continuará —al menos por este año— bajo la órbita de Enarsa, que seguirá siendo la encargada de importar los cargamentos de gas y comercializarlos en el mercado interno. De hecho, está previsto que la firma estatal adquiera un tender de entre 10 y 12 buques de GNL para junio y julio.

Enarsa y el proceso competitivo que quedó trunco

La licitación representaba una de las iniciativas más reformistas que tenía decidido encarar el gobierno de Javier Milei en el área energética, ya que implicaba correr al Estado de la importación de gas por barco para cubrir el pico de la demanda residencial durante el invierno.

El proceso había derivado en una competencia muy ajustada entre Naturgy —una de las principales distribuidoras de gas del país— y Trafigura, uno de los mayores traders de materias primas del mundo.

En una segunda ronda de desempate, la empresa ibérica había presentado la mejor oferta económica, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU para hacerse cargo de la importación y comercialización del GNL en el mercado doméstico.

EconoJournal había remarcado este lunes que la definición del proceso presentaba múltiples derivadas y que su resolución sería compleja en cualquiera de los escenarios posibles.

Finalmente, desde la conducción del área energética le comunicaron este miércoles por la tarde a Naturgy la decisión de que sea Enarsa quien continúe al frente de la importación de GNL y del abastecimiento de gas para el invierno.

En ese esquema, Enarsa seguirá funcionando como proveedor de última instancia para cubrir eventuales picos de demanda.

, Nicolas Gandini

YPF terminará de presentar en los próximos días un ambicioso plan de remediación de pasivos ambientales en Chihuido de la Sierra Negra y Puesto Hernández, dos campos convencionales de la petrolera bajo control estatal en el norte de la provincia que supieron ser por varias décadas los mayores pulmones productivos de la empresa.

En concreto, la petrolera que conduce Horacio Marín está terminando de negociar con el Ministerio de Energía de Neuquén, que encabeza Gustavo Medele, el abandono de hasta 2000 pozos petroleros en esos bloques, que atraviesan desde hace años una etapa de marcada declinación productiva, así como también, el desmantelamiento de múltiples instalaciones de superficie (baterías, tanques de almacenaje y cañerías).

Chihuido de la Sierra Negra y Puesto Hernández, que en los ’80 y ’90 permitieron el desarrollo petrolero de la zona de Rincón de los Sauces, son dos campos maduros que YPF no pudo incorporar en Proyecto Andes, la iniciativa con la que transfirió más de 50 áreas convencionales en distintas provincias. Sus pasivos ambientales y los altos costos de producción —el lifting cost en los bloques super los 40 dólares por barril— atentaron contra esa idea.

En función de ello, YPF prevé revertir a la provincia esas áreas, cuya concesión expira el año que viene. Para eso, es condición necesaria que Neuquén termine de cerrar con YPF el alcance de un plan de remediación de pasivos y abandono de pozos. El principal antecedente en ese plano es el acuerdo que YPF cerró con la gobernación de Santa Cruz para transferirle a Fomicruz, la empresa provincial de energía, unos 10 campos maduros que estaban en cabeza de la petrolera bajo control estatal. En ese caso, YPF se comprometió a financiar la operación de hasta cinco equipos de abandono de pozos durante cinco años.

El año pasado, Marín explicó la inviabilidad de vender Chihiudo de la Sierra Negra y Puesto Hernández, que actualmente cuentan con una producción cercana a los 3000 a 4000 barriles diarios. “No se puede vender algo pagando”, reconoció el CEO y presidente de YPF. “Siempre supimos que nos queríamos ir de esas áreas, pero no sabíamos cómo hacerlo”, había dicho.

YPF y el acuerdo con Neuquén

EconoJournal pudo saber de fuentes provinciales que YPF y Neuquén delinean un plan de remediación de pasivos que podría demandar varios años de ejecución. En términos legales, eso implicaría cerrar un modelo contractual para extender bajo alguna nueva figura esas concesiones, que vencen en 2027, permitiéndole a la petrolera quedarse hasta la próxima década con el fin de culminar el proceso de abandono de pozos y retiro de infraestructura.

YPF está finalizando el inventario completo de pozos a abandonar y comenzó a delinar el plan para su cierre, dejar instalaciones y desarmar baterías: «Hay 2000 pozos en condiciones de abandonar. Si la concesión termina en 2027, se está pensando en darles una extensión con un permiso de abandono con el tiempo que implique la remediación», confirmó una fuente provincial.

“De nuestro lado, no estamos apurados para que se haga rápido el proceso porque sabemos que toda la inversión que se hace en abandono también se precisa en pozos nuevos para producir en Vaca Muerta”, sostuvo la misma fuente.

La provincia coincidió en que bajo las condiciones actuales era “inviable” la venta de estos bloques teniendo en cuenta su producción, la falta de infraestructura de evacuación para ese crudo y el gran capital que demandaría la remediación. Según indicaron, una vez culminado este proceso, Neuquén podría licitar ambas áreas, pero la gobernación no tiene apuro con reconcesionar los bloques.

La remediación de pasivos en números

Los números que implicaría la remediación de pasivos son importantes. Para poner en blanco sobre negro algunas cifras: el abandono de cada pozo requiere una inversión de entre 100.000 y 150.000 dólares. Cerrar, como pretende la provincia, los más de 2000 pozos inventariados en los bloques requeriría un desembolso de más de 250 millones. A eso hay que sumarle el desmantelamiento de baterías e infraestructura de superficie.

Por eso, la provincia propuso darle a YPF todo el plazo que requiera para poder costear esa inversión. «No tendríamos problemas en darle 10 años si lo necesitaran», explicó otra fuente provincial. Para YPF no hace sentido estar tanto tiempo abandonando pozos, una práctica que en EE.UU. está siendo revisada porque se están encontrando nuevas reutilizaciones de los pozos petroleros declinantes.

El acuerdo final entre YPF y Neuquén requerirá, a su vez, del articulación con Marcelo Rucci, líder del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa e histórico hombre fuerte del Movimiento Popular Neuquino (MPN) en Rincón de los Sauces.

, Laura Hevia

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), junto con el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), acompaña la edición 2026 del curso sobre el Sistema Globalmente Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos (SGA), una herramienta central para la gestión segura de sustancias químicas en la industria.

La capacitación, organizada por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y la Secretaría de Industria, Comercio y de la Pequeña y Mediana Empresa del Ministerio de Economía, está orientada a brindar conocimientos clave para la correcta clasificación de productos y la comunicación de sus peligros, en línea con la normativa vigente en Argentina.

Formación

La propuesta se desarrollará se dicta totalmente a distancia y de manera asincrónica, entre el 5 de mayo y el 16 de junio de 2026, a través del Campus virtual del INTI. El curso está dirigido a técnicos, profesionales u organizaciones que manipulan sustancias químicas y busca fortalecer capacidades técnicas para una adecuada gestión de riesgos, alineada con los requisitos establecidos por la legislación nacional.

En un contexto donde la seguridad, la trazabilidad y el cumplimiento regulatorio adquieren un rol cada vez más relevante, la adopción del SGA se consolida como un estándar fundamental para las empresas del sector. Su implementación contribuye no solo a la protección de las personas y el ambiente, sino también a la mejora de la competitividad y la integración en cadenas de valor internacionales.

Desarrollo industrial

La CIQyP®, mediante el PCRMA®, destaca constantemente la importancia de este tipo de iniciativas, que promueven la formación continua y el cumplimiento de estándares internacionales, pilares para el desarrollo sostenible de la industria química y petroquímica.

El PCRMA® constituye una iniciativa global de la industria química y petroquímica que asume el compromiso de gestionar de manera segura los productos químicos durante todo su ciclo de vida. Al mismo tiempo, impulsa su aporte a la mejora de la calidad de vida y al desarrollo sostenible, especialmente en ámbitos clave como la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente.

Para más información e inscripción, los interesados pueden acceder aquí.

, Redaccion EconoJournal

La industria energética cerró el primer trimestre de 2026 con un superávit de su balanza comercial de US$2.405 millones. Esta cifra representa el saldo positivo más alto de la historia para un inicio de año del sector, consolidándolo entre los cuatro principales generadores de divisas, de acuerdo al Intercambio Comercial Argentino, del Indec.

El desempeño de marzo por el indudable impulso del desarrollo de Vaca Muerta fue un período clave para alcanzar este récord, al registrar un saldo positivo de US$1.090 millones. Este resultado mensual también se posiciona como el superávit más alto de la historia para un mes, superando cualquier registro previo en las estadísticas energéticas.

El salto en la balanza de marzo se fundamentó en un sólido crecimiento de las ventas externas. Las exportaciones energéticas alcanzaron los US$1.235 millones, lo que representa un incremento del 23,2% en comparación con el mismo mes del año anterior, reflejando el aumento de la capacidad de evacuación de la producción local.

En simultáneo, el país logró una reducción drástica en la salida de divisas por suministro externo. Las importaciones de energía en marzo cayeron a solo US$145 millones, una contracción del 38,5% interanual que evidencia la mayor sustitución de compras externas por producción propia en yacimientos nacionales.

El contexto global aún no se percibe en las cuentas externas

A pesar de la escalada bélica de inicios de marzo, el impacto del alza de los precios internacionales aún no se refleja plenamente en las estadísticas de comercio exterior debido al rezago contractual de los embarques ya programados. No obstante, el mercado global registra un salto drástico en el precio del crudo Brent, que cotizaba en la zona de los u$s70 antes del conflicto, trepó hasta picos de u$s120 en marzo y se mantiene por encima de los u$s95 en lo que va de abril.

Al observar el acumulado del primer trimestre de 2026, las exportaciones totales del sector sumaron US$2.837 millones. Aunque el crecimiento interanual fue del 1,9%, la cifra destaca por haberse logrado en un contexto de precios internacionales volátiles, donde el mayor volumen compensó la caída de los valores de referencia.

Por el lado de las compras al exterior, el acumulado trimestral muestra un ahorro significativo para el Banco Central. Las importaciones de energía sumaron US$432 millones entre enero y marzo, lo que significa una caída del 35,7% respecto al primer trimestre de 2025, confirmando la menor dependencia de gas y combustibles importados.

Al desglosar la variación de la balanza en el parcial del año, el economista Nadin Argañaraz resaltó que el factor volumen fue el gran protagonista. El «efecto cantidades» aportó un saldo neto positivo de US$542 millones, compensando con creces la caída de US$248 millones generada por el «efecto precio» negativo en los mercados globales.

Este escenario permitió que el ahorro total por menores importaciones (US$240 millones) y el mayor ingreso por ventas externas (US$53 millones) confluyeran en la mejora neta de US$294 millones respecto a 2025. Así, el sector energético de la Argentina cierra su ciclo trimestral más exitoso, marcando un nuevo techo para la industria.

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, estimó días atras que la Argentina alcanzará una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en cinco años, al resaltar el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y valorar la vuelta del país a un sistema de mercado capitalista. «No estamos hablando del potencial de los recursos, sino que estamos hablando de proyectos concretos», aseveró.

, Ignacio Ortiz

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, confirmó este martes la existencia de conversaciones con los Emiratos Árabes Unidos (EAU) sobre una potencial ayuda financiera para el país árabe. El dato revela el temor a un ataque especulativo contra la moneda de los emiratos a medida que la Guerra en Medio Oriente se extiende en el tiempo y las exportaciones de petróleo crudo siguen limitadas.

La producción de petróleo crudo de EAU se situó en 2,4 millones de barriles por día en marzo, una caída de 1,3 millones de bpd con respecto al mes anterior. El recorte fue liderado por ADNOC, la petrolera estatal de los emiratos que a través del fondo XRG ingresó el año pasado al proyecto Argentina LNG de YPF.

El director de Inversiones de XRG, Nameer Siddiqui, afirmó la semana pasada que los acontecimientos geopolíticos relacionados con Irán no modifican la estrategia de inversiones energéticas globales de la compañía.

«Apoyamos plenamente la apertura del estrecho de Ormuz lo antes posible, y su apertura a todos los países del mundo, pero, dicho esto, esta volatilidad no altera nuestra forma de invertir«, declaró en la Cumbre de Economía Mundial de Semafor en Washington.

Émiratos Árabes Unidos conversa un swap de monedas con EE.UU.

El gobernador del Banco Central de los Emiratos Árabes Unidos, Khaled Mohamed Balama, planteó la idea de un swap de monedas al secretario del Tesoro, Scott Bessent, y a funcionarios del Tesoro y de la Reserva Federal en reuniones celebradas en Washington la semana pasada, según publicó el diario Wall Street Journal.

Trump confirmó la existencia de las conversaciones con EAU. “Ha sido un buen aliado nuestro, y ya saben, estos son tiempos inusuales.”, respondió el presidente este martes en una entrevista a CNBC. «Estoy sorprendido porque son realmente ricos», añadió.

Un intercambio o swap de divisas es una operación mediante la cual un Estado compra la moneda de otro Estado, para revenderla posteriormente. La operación tiene por objetivo sostener el valor de la moneda de un país cuando atraviesa una crisis de liquidez en su banco central.

Emiratos Árabes Unidos mantiene una política cambiaria de convertibilidad con la moneda estadounidense desde 1997. Su moneda oficial, el dirham, mantiene una paridad cambiaria de 3,67 dirhams por cada dólar estadounidense. El Banco Central de EAU cuenta con reservas en dólares por al menos 250.000 millones.

Si bien los funcionarios emiratíes no han solicitado formalmente una línea de intercambio de divisas, las conversaciones revelan la preocupación por una potencial falta de liquidez para sostener la paridad cambiaria. La propuesta fue presentada como preliminar y de carácter preventivo, según informaron funcionarios estadounidenses a la prensa local.

La Reserva Federal (FED) de los EE.UU. concedió líneas de intercambio de divisas para distintos países durante la crisis financiera de 2008 y la crisis de la pandemia del Covid 19. La posibilidad de que un swap de monedas con EUA pase el filtro de la FED luce difícil, dado que su banco central cuenta con un abultado nivel de reservas en dólares.

Sin embargo, el Departamento del Tesoro sorprendió el año pasado otorgando una línea de financiamiento excepcional para la Argentina por un monto de hasta US$ 20.000 millones.

, Nicolás Deza

TotalEnergies y Ámbar Energía, del gigante grupo brasileño J&F, concretaron la primera exportación de testeo de gas natural de Vaca Muerta hacia la central termoeléctrica de Uruguaiana, a través del Gasoducto del Mercosur. La operación es la primera que se registra por ese ducto desde 2021 y permitió detectar las adecuaciones que requiere la infraestructura de transporte que se extiende desde la localidad Aldea Brasileña en Entre Ríos, hasta Uruguaiana en Río Grande do Sul.

Este envío inicial se encuadra en una fase de validación técnica indispensable para el sistema, según fuentes vinculadas a esta primera exportación temporal. Tras años de falta de operación, el primer envío de gas natural pemitió identificar los protocolos de puesta a punto requeridos para verificar la integridad de la tubería, válvulas y estaciones. La premisa es asegurar que las instalaciones en ambos lados de la frontera respondan a las exigencias de un contrato de exportación en firme.

Las tareas están a cargo de la empresa Petrobras y Ambar Energía, y los resultados de esta revisión técnica deberían determinar si el ducto entra finalmente en condiciones de operatividad plena y estable. La obra inaugurada en el 2000 es operada por la empresa Transportadora Gas del Mercosur, cuyos accionistas son Total Gas, Tecpetrol, Central Puerto y CGC, del lado argentino. La operadora en el vecino país se denomina Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB), con participación de Petrobras, Total Gas, Repsol e Ipiranga.

Estas primeras pruebas que lleva adelante Total desde la Argentina remiten a los testeos similares realizados hace justamente un año cuando la filial local de la empresa francesa concretó también la primera exportación hacia Brasil vía Bolivia. Por entonces la compañía trabajó con YPFB no sólo en los aspectos técnicos que permitió llevar el shale gas de Vaca Muerta a través del gasoducto GasBol, sino en también en los aspectos normativos.

Un test para la viabilidad de un ducto directo a Porto Alegre

Ahora, la importancia de comprobar la viabilidad del TGM para llegar directamente a Brasil sin pasar por un tercer país, va más allá de poder abastecer a la central termoeléctricas de Ámbar, sino que permitirá corroborar la viabilidad de llegar al cinturón industrial de Porto Alegro y al de San Pablo mediante una futura extensión de ese ducto. Se trata de una obra de algo mas de 550 kilómetros que se debería construir del lado brasileño, además de las adecuaciones de potencia de lado argentino.

Esta futura obra sería la continuidad del Gasoducto del Mercosur, ya existente desde fines de los 90, que transporta gas natural desde Aldea Brasilera (al sur de la ciudad de Paraná en la provincia de Entre Ríos) hasta Uruguaiana. Con una longitud de 421 kilómetros y una capacidad de transporte de 15 MMm3/d, la licencia de operación tiene vigencia hasta diciembre de 2027 y puede extenderse por un período adicional de 20 años, en los nuevos términos de la Ley de Bases.

Tras darse a conocer esta primera operación, Rodrigo Senne, Business Development de Ámbar Energía, expresó que la disponibilidad del recurso argentino es una ventaja competitiva para los activos de generación del grupo J&F. «Este contrato con Total representa una garantía de suministro para nuestra central termoeléctrica en Uruguaiana. Poder abastecer la planta con gas argentino, que es competitivo y está físicamente cerca, nos permite dar una respuesta rápida a las necesidades del sistema eléctrico brasileño, especialmente en momentos de baja hidraulicidad», afirmó.

La visión de J&F sobre el futuro de este vínculo es ambiciosa y apunta a una estabilidad de suministro. «Vemos esto como el inicio de una relación a largo plazo. La integración energética entre la Argentina y el Brasil ya no es un proyecto a futuro, está ocurriendo hoy. El gas de Vaca Muerta es la pieza que faltaba para darle estabilidad al polo industrial del sur de Brasil«, indicó el representante de Ámbar Energía.

Una termoeléctrica dependiente del gas argentino

La Central Térmica Uruguaiana (CTU) es un activo estratégico para la integración energética regional gracias a su proximidad a la frontera con una capacidad instalada de 640 MW. Esta planta de ciclo combinado, la más importante del sur de Brasil y la primera diseñada para funcionar con gas importado, requiere un suministro constante de hasta 2,8 millones de m³/día para operar a plena carga. Ante la discontinuidad del suministro argentino la planta estuvo inactiva con periodos de operación con GNL y con combustibles líquidos.

A fines de 2025, la Compañía de Investigación Energética (EPE) dio a conocer el primer Plan Nacional Integrado de Infraestructura de Gas Natural y Biometano (PNIIGB). Entre las 14 obras enumeradas que demandarían una inversión de US$7.500 millones se analiza la necesidad de priorizar la Conexión Argentina-Brasil para compensar la caída de las importaciones de gas boliviano y diversificar las fuentes de abastecimiento.

El proyecto Conexión Argentina-Brasil consiste en un gasoducto de 24 pulgadas de diámetro, con una longitud de 593 kilómetros, y una capacidad de 15 millones de m³/día en todo su recorrido. El gasoducto comienza en el municipio de Uruguaiana y continúa hasta el municipio de Triunfo, ambos en el estado de Rio Grande do Sul, conectando dos tramos ya construidos

La semana pasada concluyó el informe técnico elaborado en el marco del Grupo de Trabajo Bilateral (GTB) Argentina-Brasil, creado para evaluar alternativas de infraestructura, interconexión y exportación de gas natural argentino hacia el mercado brasileño. Los equipos técnicos de ambos países analizaron distintas alternativas de interconexión para viabilizar exportaciones firmes de gas argentino hacia Brasil, incluyendo rutas a través de Bolivia, Paraguay, Uruguay y una conexión directa.

, Ignacio Ortiz

El Gobierno nacional, a través de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética, formalizó la reestructuración del esquema de subsidios para el consumo de gas licuado de petróleo (GLP). El cambio representa una mejora para aquellos beneficiarios del ex Programa Hogar, subsidio que se había ido licuando con este gobierno y cuyos pagos habían sido discontinuados desde el año pasado. Sin embargo el nuevo monto por garrafa de 10 kilos equivale a apenas un tercio de su precio de mercado.

La Disposición 1/2026 estableció el monto del subsidio en $9.593 por cada garrafa, valor que se actualizará de forma periódica según los costos de fraccionamiento. La novedad es que el cálculo toma como referencia el precio mayorista por kilogramo del butano -la materia prima principal de la garrafa- fluido cuyo valor publica mensualmente la Secretaría de Energía, al que se adicionan diversos costos operativos del sector.

Es decir, el monto fijado de subsidio no reconoce el valor de mercado. Ya en agosto de 2025 la Secretaria de Energía en su informe técnico presentado en la audiencia pública para al reformulación del esquema de subsidios, tomaba como referencia un precio promedio informado por distribuidores oficiales de YPF Gas de todas las regiones del país de $20.852, por cada garrafa de 10 kilos. Hoy, ese valor asciende a $30.000 en un distribuidor oficial del Gran Buenos Aires por equipo de acero y de $33.000 para el nuevo modelo de plástico que lanzó recientemente la compañía. En este caso, más allá de las diferencias que se dan en otras regiones del país con un mercado totalmente liberado, el subsidio alcanza a un 31,9% por garrafa.

La nueva norma establece un sistema de cupos mensuales que distingue la demanda estacional. De abril a septiembre, el esquema de subsidio contempla un bloque de consumo básico de hasta dos garrafas mensuales por hogar que contarán con un subsidio parcial, ya que el costo real es superior. Durante el periodo estival, que abarca de octubre a marzo, el cupo se reduce a una sola unidad, asumiendo una menor necesidad de climatización y cocción en los hogares.

Sin embargo, en los meses más fríos el requerimiento real es superior a las dos garrafas si un hogar depende de gas envasado para cocinar, calentar el agua para baño y calefaccionar el ambiente. Ese consumo puede escalar hasta cuatro o seis garrafas al mes durante el invierno en regiones más frías del sur del país. No hay hasta el momento una información por parte del Gobierno y de la Secretaría de Energía respecto a si habrá un esquema que reconozca las diferencias bioclimáticas por esa situación geográfica.

Garrafas frente a gas por redes

Si bien es largamente conocido que el precio del gas en garrafa es superior al que recibe un usuario de gas por redes, la brecha se amplía aún más cuando se analiza la evolución de los subsidios para los sectores sociales más desfavorecidos históricamente. Según el Gobierno a partir de datos del Indec, el 48,6% de la población usa gas de red, y un 43,9% de la población utiliza gas de garrafa.

En el caso del gas por redes, en abril se sancionaron nuevos cuadros tarifarios que indentifican dos segmentos de usuarios: uno sin subsidios que paga el costo pleno de abastecimiento del gas y otro con subsidios que recibe una bonificación del 50%, hasta un umbral de consumo por región, sobre el costo de abastecimiento del gas.

Siguiendo las estimaciones del Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP (UBA-CONICET), con los nuevos valores, la factura promedio país del mes de abril para un usuario sin subsidios es de $44.130 por mes ajustada por estacionalidad. En tanto, un usuario con subsidios, en promedio, afronta una factura de $33.226, lo que representa el 75,3% del total. Por lo tanto, se le subsidia el 24,7% restante.

Ahora, para el usuario de GLP si utiliza más de dos garrafas en invierno como en la práctica se registra en cualquier hogar que requiera gas para cocina, higiene y calefacción, el gasto se incrementa a $90.000 si usan tres garrafas o $120.000 para cuatro envases. En cualquiera de los casos el subsidio será el mismo, es decir de $19.186, cifra que apenas llega al 21,8% de $90.000. Es que de acuerdo a la normativa, este bloque de consumo básico deja todo excedente de compra sujeto al pago de la tarifa plena de mercado, sin los descuentos previstos por el Estado.

Un análisis de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, detalla la transición estructural desde el histórico Programa Hogar hacia el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados. El análisis señala que el sistema anterior, que alcanzó a 4,2 millones de beneficiarios, sufrió un proceso de degradación técnica debido al congelamiento del subsidio en $1.786 desde octubre de 2023, situación que se agravó con la eliminación de los precios de referencia y la discontinuación de los pagos.

En cuanto a la implementación, el informe destaca que la nueva política unifica el beneficio sin distinguir por cantidad de convivientes ni mantener el régimen diferenciado que históricamente favoreció a la Patagonia por sus bajas temperaturas. Respecto al impacto en las cuentas públicas, Economía y Energía estimó un costo fiscal de US$476 millones para 2026, tomando como referencia un precio para la garrafa de 10 kg de YPF que había cerrado en diciembre de 2025 en $20.852.

Una base de datos fuera de control

La normativa establece una segmentación que vincula la percepción del beneficio con la validación de datos ante la AFIP y otros organismos de control. A partir de ahora, la asistencia queda reservada estrictamente a hogares sin conexión a la red de gas natural cuyos ingresos no superen los umbrales fijados por la autoridad de aplicación. La disposición busca eliminar las distorsiones del sistema previo, garantizando que el recurso fiscal llegue de manera directa al consumidor final sin intermediaciones.

Un cambio sustancial en la operatoria técnica es la obligatoriedad del uso de medios electrónicos de pago para validar el beneficio. La disposición instruye que el subsidio se efectivice preferentemente mediante reintegros en cuentas bancarias o billeteras virtuales interoperables. Según se explicó oportunamente, este requisito de bancarización apunta a reducir el flujo de efectivo en la cadena de distribución y asegurar que el descuento impacte de forma real en el bolsillo del usuario, evitando recargos indebidos en los puntos de venta minoristas.

A la vez, se planteó que los datos históricos del Programa Hogar evidenciaban un crecimiento estructural del número de beneficiarios, que pasó los 2,2 millones de hogares mensuales en 2019 a cifras superiores a los 4 millones a partir de 2023. Para la Secretaría, este incremento no se encuentra asociado a factores demográficos ni a variaciones significativas en la cantidad de hogares sin acceso a la red de gas natural, lo cual demuestra una pérdida de focalización progresiva del programa y la existencia de errores de inclusión.

Así, el proceso de reempadronamiento resulta crítico para la continuidad de la prestación, dado que la falta de actualización de datos en el RSEF derivará en la baja automática del padrón. El Gobierno otorgó un plazo de 60 días para que los actuales beneficiarios del antiguo Programa Hogar validen su situación socioeconómica bajo los nuevos parámetros. El cruce de información busca detectar inconsistencias patrimoniales, como la titularidad de vehículos de reciente fabricación o múltiples inmuebles.

Entre los fundamentos de la medida, se subraya la necesidad de consolidar una base de datos dinámica que permita identificar los patrones de consumo real en los hogares sin acceso a red. La norma señala que la recolección de esta información es un insumo estratégico para la planificación de futuras obras de infraestructura. De este modo, el registro no funciona únicamente como una herramienta de control fiscal, sino como un censo de vulnerabilidad energética que demanda a los beneficiarios reportar semestralmente las condiciones de sus instalaciones y el tipo de equipamiento utilizado para la cocción y calefacción.

El nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados, sancionado por Decreto 943 del 31 de diciembre último, marcó un cambio estructural al eliminar la segmentación anterior (N1, N2 y N3) y reducir la asistencia a solo dos categorías de hogares subsidiados y hogares con tarifa plena. Según los considerandos y lineamientos del esquema, el objetivo es mejorar la sostenibilidad fiscal y ambiental del sector, optimizando la focalización para proteger a los sectores más vulnerables.

, Redacción EconoJournal

En un momento en que Vaca Muerta empieza a exigir una nueva escala operativa, con mayor presión sobre costos, eficiencia y disponibilidad de equipos, la tecnológica EKU busca abrirse paso en la Argentina con una propuesta enfocada en uno de los grandes debates del sector: cómo gasificar, automatizar y digitalizar operaciones de alto consumo energético sin resignar confiabilidad ni retorno económico.

La compañía, de origen alemán y con base en Estados Unidos, viene desarrollando durante la última década soluciones vinculadas a la electrificación de equipos de bombeo y al uso de gas natural en reemplazo del diésel, con foco en operaciones no convencionales. La tesis de EKU parte de una premisa concreta: el desafío ya no pasa solo por producir más, sino por hacerlo con menor costo operativo, menos emisiones y una lógica tecnológica que permita escalar sin depender exclusivamente de mano de obra altamente especializada.

Digitalización de las operaciones

En Oil & Gas, la empresa trabaja sobre tres frentes principales: el diseño de plataformas de bombeo eléctrico para despliegues a escala de flota; la integración de controles y automatización para bombas de fractura 100% a gas natural; y la eliminación de ralentí (cuando el equipo está encendido pero sin hacer trabajo útil) mediante sistemas de arranque y parada automáticos ya implementados en más de 500 unidades. A corto plazo, la firma identifica oportunidades concretas en la estandarización de arquitecturas eléctricas, la automatización operacional y la integración rápida de telemetría y control. A mediano plazo, apuesta a una transición más amplia hacia bombeo a gas natural y operaciones intensivas en energía cada vez más electrificadas.

Uno de los ejes centrales de su propuesta es la digitalización. En esa línea, EKU desarrolló Maximus, una plataforma que permite integrar activos, monitorear variables operativas, unificar alarmas, registros históricos y lógica de control, desde una sola unidad hasta flotas completas. La empresa sostiene que, en un contexto de operaciones cada vez más complejas, la automatización dejó de ser una mejora incremental para convertirse en una condición necesaria para sostener crecimiento, repetibilidad y capacidad de operación remota.

Operaciones de alta demanda energética

La firma también busca diferenciarse con innovaciones de aplicación concreta. Entre ellas aparece el ESC (Engine Standby Controller), un sistema diseñado para eliminar horas improductivas de motor y reducir consumo de combustible, lubricantes y emisiones; y HELIOS, una solución híbrida que integra solar, baterías y generación térmica bajo una lógica de control inteligente. Aunque este último desarrollo trasciende el universo específico del upstream, muestra hacia dónde se mueve la compañía: sistemas más flexibles, más eficientes y con menor huella de carbono, sin perder robustez operativa.

En paralelo, EKU remarca que Argentina ocupa un lugar relevante en su estrategia global. La empresa define al país como un hub de talento y plantea que su presencia local no responde solo a una oportunidad coyuntural, sino a una visión de largo plazo. En ese marco, la compañía asegura que busca consolidarse en mercados donde la convergencia entre automatización industrial, analítica de datos, inteligencia artificial y nuevas arquitecturas energéticas pueda traducirse en mejoras tangibles de operación, seguridad y eficiencia.

Próximo evento

Como parte de ese avance, EKU llevará adelante un evento de desembarco en Buenos Aires el próximo miércoles 22 de abril por la mañana, en el que presentará su visión sobre las nuevas tecnologías aplicadas al negocio de bombas de fractura a gas y su potencial de implementación en Vaca Muerta. La actividad funcionará como carta de presentación formal de la empresa ante referentes del ecosistema energético local y buscará abrir una conversación sobre eficiencia, menor consumo, reducción de emisiones, automatización y uso inteligente de datos en tiempo real en Vaca Muerta específicamente.

, Redaccion EconoJournal

La empresa argentina Dosbio presentó en la ciudad entrerriana de Crespo los avances del proyecto ‘Ñande Zukufunt’, una iniciativa de bioenergía que contempla la instalación de dos plantas de biogás en la provincia con una inversión estimada de US$200 millones. Este desarrollo busca generar un nuevo modelo de generación de energía al transformar residuos avícolas y porcinos en recursos de alto valor agregado.

El proyecto cuenta con el respaldo del gobierno de Alemania a través de la agencia Euler Hermes. El embajador alemán en la Argentina, Dieter Lamlé, subrayó el interés de su país en este sector: “Alemania está muy interesado en energía renovable, y este es un proyecto muy importante con el que queremos avanzar”. Asimismo, el diplomático vinculó el clima de negocios con la próxima entrada en vigor del acuerdo Unión Europea-Mercosur, señalando que “va a ser una plataforma para inversiones y va a dar un marco legal apropiado”.

En términos de financiamiento, Dörthe Arend, representante de Euler Hermes, precisó que el mecanismo consiste en un esquema de aseguración y financiación para la importación de bienes de capital. “Todo lo que Alemania está exportando lo podemos apoyar con financiación, desde maquinaria y servicios hasta software; hacemos una evaluación financiera que nos permite avalar estas inversiones en el sector de energía verde, que es una prioridad para nosotros”, explicó la directiva.

Juan Khouri, gerente de Dosbio, detalló la hoja de ruta técnica y comercial de la firma. Tras una etapa piloto en el biodigestor municipal, la empresa apunta ahora a la escala industrial. “Logramos obtener el primer paso para el financiamiento de 190 millones de euros desde el gobierno federal de Alemania; lo que nos queda es trabajar de aquí a julio para ingresar al RIGI”, adelantó el directivo. El objetivo es finalizar los estudios técnicos de la etapa de preinversión hacia finales de este año.

Junto a Verónica Tito, socia de Dosbio y Directora de Asuntos Legales y Corporativos, Khouri explicó que «el BioGNL se utiliza para reemplazar diésel en transporte pesado y hoy muchas industrias dependen de combustibles caros que impactan directo en el costo final de sus productos”. En ese sentido, destacó que el modelo de Dosbio no solo apunta a la generación, sino a crear un circuito de abastecimiento eficiente y este mercado ya cuenta con el interés de firmas como Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y Gasener, que firmaron cartas de intención para la compra del producto.

Primero acuerdos con proveedores locales

Uno de los pilares del modelo es la asociación con productores locales como Fadel y Las Camelias, quienes proveerán la materia prima. Khouri especificó que para Dosbio «el guano y los desechos no son residuos, sino la materia prima para generar energía”. Bajo este esquema, los productores “van a ser socios y van a participar en la rentabilidad de los negocios que se van a generar, que fundamentalmente es la comercialización de BioGNL”.

Desde el punto de vista técnico, Khouri diferenció este desarrollo de otros proyectos de biogás existentes en el país, que usualmente se limitan a la generación eléctrica para contratos con Cammesa. “Proyectos de BioGNL a partir de guano en Alemania hay varios, pero de BioGNL hay un solo proyecto en Sudamérica, en Chile”, puntualizó, marcando el carácter innovador de la propuesta para la región.

Tito detalló que «el proyecto técnico prevé alcanzar una escala de 300.000 m³ diarios de biometano en un plazo de ocho años» y destacó que el potencial de generación de bioenergia en Entre Ríos es tan significativo que iguala en términos de volumen de gas a yacimientos convencionales de la talla de Manantiales Behr, en la provincia de Chubut.

El rol del municipio fue actuar como nexo entre el sector privado y la cooperación internacional. El intendentende Crespo, Marcelo Cerutti, definió su labor como la de “gestor de una oportunidad para darle la posibilidad a los productores y que en la provincia haya trabajo genuino”. El intendente remarcó que la planta no solo solucionará un problema de impacto ambiental en los frigoríficos, sino que consolidará a Crespo como un referente de innovación productiva.

Puesta en marcha de una planta piloto

La infraestructura proyectada para las plantas de Crespo y Villaguay espera alcanzar su plena operatividad hacia el año 2030. Mientras tanto, la puesta en marcha de la planta piloto municipal está prevista para finales de mayo, funcionando como una referencia tecnológica. “Firmamos para hacerlo a costo nuestro, para mostrar a escala piloto lo que estamos queriendo realizar en escala industrial”, concluyó Khouri sobre la estrategia de validación de Dosbio.

Con la integración de tecnología alemana, el aprovechamiento de la biomasa regional y el compromiso de comercializadoras de hidrocarburos, el proyecto se perfila como un eje clave en la transición energética de la Argentina. La iniciativa no solo contempla descarbonizar la matriz industrial entrerriana, sino también optimizar los costos logísticos y operativos de la cadena agroindustrial, transformando un pasivo ambiental en un activo estratégico para el mercado energético.

Dosbio también avanza en la construcción de una planta piloto en Alemania a través de su filial Dosbio GmbH, una iniciativa estratégica que busca operar directamente en el mercado europeo de las energías renovables. Desde su base en Hamburgo, la firma argentina gestiona la comercialización de sus desarrollos tecnológicos, y capitaliza una patente internacional para su sistema de biofertilizantes. Este desarrollo técnico permite la solidificación de efluentes líquidos para transformarlos en nutrientes de alta demanda, lo que otorga una mayor solidez financiera a los proyectos al diversificar los ingresos.

, Ignacio Ortiz

La importación de gas natural licuado (GNL) es desde hace casi dos décadas un terreno observado con recelo —o directamente con sospecha— por los distintos gobiernos que administraron la Argentina. Durante el segundo mandato de Cristina Fernández de Kirchner —que estaba al frente del Ejecutivo cuando el país comenzó a importar GNL en 2008— se modificó la metodología de contratación en 2012 para incorporar a YPF como actor central en la recepción de ofertas de GNL para mejorar la transparencia del proceso. Durante la gestión de Mauricio Macri se diseñó un esquema orientado a transferir gradualmente esa operatoria al sector privado, aunque nunca llegó a implementarse de manera efectiva. En tanto que el gobierno de Alberto Fernández —en línea con la parálisis que signó su mandato— estuvo atravesado por la falta de definiciones en torno al rol de Enarsa y mantuvo sin cambios sustanciales el esquema vigente.

La llegada de Javier Milei volvió a colocar el tema en agenda. Desde su asunción, el Ejecutivo planteó como objetivo desplazar a la empresa estatal de la importación de GNL y avanzar hacia un esquema en el que un actor privado asuma el riesgo de comprar el combustible en el mercado internacional y comercializarlo en el mercado local.

GNL, una licitación estratégica

En esa clave, la Secretaría de Energía diseñó un pliego para contratar a un agregador comercial que se encargue tanto de la importación de GNL como de su posterior reventa a los distintos actores del sistema: distribuidoras, generadoras —a través de Cammesa— y grandes usuarios industriales.

El proceso sigue abierto y debería definirse en las próximas horas —a más tardar mañana (martes 21 de abril)—, pero a pocos días de la decisión no existen señales contundentes que permitan anticipar cuál será el camino elegido por el Gobierno.

Lo que sí está claro es que el tema se definirá en la primera línea del Ministerio de Economía, encabezado por Luis Caputo, con participación de funcionarios de otras áreas del Gobierno.

Por qué la decisión se maneja con sigilo

El hermetismo no es casual. Si bien en términos conceptuales la idea de que el sector privado asuma la importación de GNL puede parecer un paso lógico —e incluso sencillo de verbalizar en términos discursivos—, su implementación práctica es considerablemente más compleja.

La licitación involucra múltiples derivadas: desde su impacto en las tarifas de invierno hasta la conveniencia económica para el Estado y el sistema, pasando por los riesgos regulatorios, contractuales y de ejecución que enfrentan los funcionarios que deben convalidar el proceso.

Desde su origen, la licitación representó una apuesta de riesgo. Implica intentar construir una alternativa al esquema vigente —basado en la intervención directa del Estado— en un mercado de alta volatilidad y con una economía local todavía frágil (elevado riesgo país, incertidumbre cambiaria, inflación persistente y riesgos de cobrabilidad).

A ese escenario se sumó un factor exógeno que terminó de complejizar el proceso: la escalada del conflicto en Medio Oriente, que incrementó la incertidumbre en el mercado energético global y disparó los precios del petróleo y sus derivados.

Una cuestión de números

En caso de que el Gobierno decida avanzar con la adjudicación a un agregador comercial, la licitación está virtualmente definida en favor de Naturgy, que ofertó una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. En el desempate superó a Trafigura, que había presentado una oferta de 4,57 dólares.

Esa prima incluye costos de regasificación, logísticos, componentes impositivos y, fundamentalmente, la valorización del riesgo que asume el agregador en un mercado volátil y con incertidumbre en la cobrabilidad. Por eso, no resulta comparable con las primas históricas de los tenders de Enarsa, donde los proveedores no asumían esos costos ni riesgos.

Un factor que complejizó la ecuación

En paralelo a la licitación del agregador, Enarsa licitó la semana pasada la compra dos cargamentos de GNL para mayo bajo el esquema anterior: las primas que obtuvo fueron muy competitivas: se ubicaron, en algunos casos, por debajo de los 0,50 dólares por millón de BTU.

Una lectura lineal podría sugerir que, si al costo total de regasificación, logístico e impositivo, que oscila entre 2,50 y 3 dólares por millón de BTU, se le suma las primas que obtuvo la semana pasada Enarsa de 0,50 dólares, el costo total del servicio debería ubicarse en torno a los 3,50 dólares, es decir, cerca de un dólar por debajo de la mejor oferta recibida para el agregador. «Cada cargamento trae 2,1 Tera BTU de GNL. Si se calcula el impacto por cada 1 US$/Mmbtu adicional arroja alrededor de US$ 2 millones adicionales de costo total», cuantificó a EconoJournal un trader de combustibles.

Sin embargo, esa interpretación es considerada reduccionista dentro del sector. Porque la prima obtenida para uno o dos cargamentos puntuales en mayo no necesariamente es extrapolable al resto del invierno. De hecho, los cargamentos correspondientes a los meses más críticos —junio, julio y agosto— podrían registrar precios más altos.

El desafío para el Gobierno es que debe tomar una decisión ahora, sin contar con información completa sobre la evolución futura de esos precios. A ese cuadro se le suma que en los últimos días de la semana pasada, tras señales de distensión en el conflicto en Medio Oriente, los precios del GNL registraron una caída cercana al 30 por ciento. Este lunes, el TTF —la referencia del GNL en Europa— volvió a cotizar a US$ 12 por millón de BTU, casi al mismo valor que antes del conflicto bélico.

«Estamos trazando los números finos para entender cuál es la decisión que más le conviene al país en este momento», se limitó a responder una fuente oficial ante la consulta de este medio.

La consistencia macroeconómica

Otro factor que incide en la decisión que evalúa el Gobierno es cómo integrar la operatoria de un agregador comercial con la gestión de las tarifas de gas y electricidad durante el invierno. El punto es sensible porque radica en la necesidad de evitar que el costo de los servicios públicos recaliente la inflación, en un contexto en el que el índice de precios al consumidor (IPC) mostró en marzo una suba de 3,4% y puso en tensión la estrategia antiinflacionaria oficial.

La contratación de un agregador comercial implicaría, en los hechos, trasladar el costo real del GNL a las tarifas de gas y también de electricidad, dado que el combustible se utiliza para generación en los momentos de mayor consumo residencial. Si el Gobierno no está dispuesto a convalidar ese pass through, una alternativa pragmática sería mantener la importación de GNL bajo la órbita de Enarsa al menos por un año más.

Ese enfoque se apoya en otro dato estructural: a partir de 2025, con la ampliación del sistema de transporte que está ejecutando TGS —a través de obras de repotenciación del gasoducto Perito Moreno—, la necesidad de importar GNL para el invierno se reducirá de manera significativa, posiblemente a menos de la mitad del volumen requerido este año.

Eso facilitaría, en una segunda etapa, la implementación de un esquema privado en un contexto menos exigente en términos de abastecimiento. Desde esa óptica, algunas fuentes del área energética consideran que lo menos riesgoso sería mantener la operatoria en cabeza de Enarsa durante esta transición.

El costo de sostener el esquema actual

Sin embargo, quienes promueven avanzar con la adjudicación a un privado advierten que sostener el esquema actual también tiene costos.

En particular, señalan que la cobrabilidad del GNL importado por Enarsa tiende a deteriorarse. En los últimos 15 años, la empresa estatal operó de facto como un canal de subsidio indirecto al consumo de gas, tanto para distribuidoras como para industrias y otros actores del mercado.

En ese contexto, las distribuidoras suelen compensar deudas con la estatal, en parte debido a los desfasajes generados por el régimen de subsidios a Zonas Frías, un régimen que fue ampliado en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández, cuyo financiamiento presenta déficits estructurales.

El resultado de sostener la opacidad del rol de Enarsa como proveedor de última instancia de gas sería seguir reproduciendo un circuito financiero frágil, donde el Estado termina absorbiendo costos fiscales y financieros crecientes.

Desde esa perspectiva, algunos funcionarios sostienen que avanzar con un agregador privado permitiría mejorar la disciplina de pagos y reducir el impacto fiscal del esquema.

Una decisión abierta

En consecuencia, la definición no es lineal. La licitación del agregador comercial de GNL condensa variables técnicas, económicas, regulatorias y macroeconómicas y afecta intereses creados de actores locales e internacionales que se resisten a un cambio del statu quo. A pocas horas del cierre de la licitación, el partido sigue abierto. Y la cantidad de variables en juego pone a prueba, como pocas veces, el alcance real del avance reformista del Gobierno sobre el sector energético.

, Nicolas Gandini

La adecuación de las plantas compresoras del Gasoducto Norte continúa virtualmente paralizada por un conflicto con la contratista Esuco. Por ahora, la demora no tiene consecuencias concretas porque no hay suficiente capacidad de transporte para incrementar los envíos de gas desde Vaca Muerta al norte del país, pero cuando TGS termine la ampliación del Gasoducto Perito Moreno quedará expuesto el cuello de botella que supone esta falta de avances.  

El gobierno inauguró en noviembre de 2024 la reversión del Gasoducto Norte, la obra consistió en la construcción de un gasoducto de 122,8 km que interconectó los Gasoductos Centro-Oeste y Norte desde La Carlota hasta Tío Pujio. Además, se avanzó con la instalación de 62 km de loop al norte de la Planta Compresora Tío Pujio.

A partir de ese momento se pudo comenzar a transportar hasta 15 millones de metros cúbicos de gas por día de Vaca Muerta al norte del país. No obstante, para completar la obra hace falta concretar la adecuación de las plantas compresoras de Lavalle, Lumbreras, Deán Funes y Ferreyra, lo que permitirá elevar la capacidad a 19 millones de metros cúbicos diarios.

Plantas compresoras pendientes

El contrato para avanzar con la adecuación de las cuatro plantas comprensoras pendientes se firmó el 11 de abril de 2024. Las obras tenían que estar listas entre marzo y junio de 2025. Sin embargo, en el segundo semestre del año pasado Esuco paralizó la actividad por falta de pago.

La contratista que comanda Carlos Wagner reclamaba a fines de octubre una deuda de 42.000 millones de pesos, no solo por el contrato para adecuar esas cuatro plantas compresoras sino también por la Planta Compresora Mercedes y la Planta Compresora Salliqueló, dos obras ya concluidas en 2024.  

“Los pagos debidos a esta contratista en relación a los trabajos de obra efectivamente realizados y certificados, resultan ser la principal y natural fuente de financiación de las obras, de modo que los incumplimientos del comitente sobre el particular han obligado a la empresa a financiar la continuidad a tasas de mercado que superan ampliamente las previstas en la estructura de costos original. Esta situación ha generado un desequilibrio estructural que no puede ser absorbido indefinidamente por la contratista sin comprometer la calidad y oportunidad de las prestaciones”, denunció Esuco en octubre.

El reclamo de Esuco es contra Enarsa, que llevó adelante la licitación y tiene la responsabilidad principal de la obra. La compañía estatal es conducida por Tristán Socas, un directivo que llegó al cargo a fines de 2024 por su cercanía con el asesor presidencial Santiago Caputo.

Enarsa comenzó a liberar algunos pagos a comienzos de año para tratar de avanzar la adecuación de las plantas compresoras pendientes, pero giró los fondos directamente a subcontratistas de Esuco.

Fuentes oficiales señalaron a EconoJournal que, si se giraban los fondos a Esuco, los acreedores bancarios de la firma podrían trabar esos pagos, comprometiendo la continuidad de la obra, por lo que se optó por cancelar directamente trabajos y provisiones de subcontratistas. La intención de Enarsa es ir más allá y desplazar a Esuco, pero no está definido aún si se avanzará en esa dirección.

Deudas y parálisis

Esuco le envió al gobierno a fines de octubre una intimación donde detalla las deudas acumuladas por Enarsa y como esos incumplimientos impactaron en el avance de las obras. La compañía detalla allí que tiene tres contratos con Enarsa:

• LPN GPNK 07/22: Planta compresora Mercedes
• LPN GPNK 12/22: Planta compresora Salliqueló bajo la figura de Esuco-Contreras con el 50% de participación
• LPN GPNK 02/2024: Reversión Gasoducto Norte. Obras para lograr la operación bidireccional de las plantas compresoras de Ferreira, Deán Funes, Lavalle y Lumbreras.  

El nivel de deuda acumulada en esos tres contratos llegaba en ese momento a los 42.857.690.230 pesos, siendo lo correspondiente a Esuco 30.859.94.731 pesos.

1) LPN GPNK 07/22: Planta compresora Mercedes

La planta compresora Mercedes ya está en funcionamiento. Según informó oficialmente Enarsa, su puesta en marcha fue en diciembre de 2024 y permitió agregar 6 millones de metros cúbicos por día al sistema Mercedes-Cardales, elevando la capacidad total de ese gasoducto a 15 millones de metros cúbicos diarios.

Pese a ello, Esuco le reclama a Enarsa una deuda de 11.419 millones de pesos por certificados de obra y de otros 2815 millones por trabajos complementarios. Todo eso sin tener en cuenta los intereses por mora.  

2) LPN GPNK 12/22: Planta compresora Salliqueló

La planta de Salliqueló también fue terminada y Enarsa la inauguró en octubre de 2024. Sin embargo, Enarsa mantiene una deuda con la UTE que integran Esuco y Contreras de 5224 millones de pesos por facturas vencidas y de otros 18.771 millones por adecuaciones provisorias de precios según el decreto 490/23.

3) LPN GPNK 02/2024: Reversión Gasoducto Norte

La Reversión del Gasoducto Norte es la obra más complicada porque está lejos de ser concluida y las deudas llevaron a su virtual paralización.  Según informó Esuco, en septiembre del año pasado el grado de avance de las cuatro plantas compresoras era el siguiente:

• Planta Compresora Lavalle: 75,1% (tenía que estar lista el 15/03/2025)
• Planta Compresora Lumbreras: 63,59% (tenía que estar el 15/03/2025)
• Planta Compresora Deán Funes: 27,53% (tenía que estar el 15/06/2025)
• Planta Compresora Ferreyra: 51,15% (tenía que estar el 15/06/2025)

En este caso la deuda por certificados de obra es de 6267 millones de pesos, aunque Esuco aclaró que ese monto no incluye intereses por mora ni otros trabajos realizados a solicitud del comitente y de TGS, “todos ellos, registrados, documentados y presentados en sucesivas notas contractuales a la espera de pronta respuesta”.     

, Fernando Krakowiak

La 13º edición de Expo EFI, Convención de Economía, Finanzas e Inversiones, se realizará el 28 y 29 de abril en el CEC y contará con la presencia del presidente de la Nación, Javier Milei; ministros, gobernadores y destacados referentes del sector.

“La edición 2026 se destaca por reunir a los máximos responsables de la política económica y a líderes del sector privado en un momento clave para el país. El evento será el epicentro del debate sobre los principales desafíos y oportunidades de la economía argentina, el contexto internacional y temas clave vinculados a las finanzas, las inversiones y el desarrollo productivo”, destacaron desde la organización del evento.

Nueva edición de Expo EFI

Organizado por Invecq Consultora Económica y Messe Frankfurt Argentina, Expo EFI abarcará una propuesta que incluye el consolidado Congreso Económico Argentino(CEA) –el único auditorio con acceso arancelado–, en donde se analizará la actualidad y perspectivas económicas, las finanzas y los mercados, las estrategias de inversión, el programa económico, el contexto internacional, entre otros ejes destacados. 

“El Congreso Económico Argentino 2026 será un espacio de suma relevancia para analizar esta transición, destacar los logros y avances del proceso de estabilización, debatir los riesgos y desafíos aún pendientes, y proyectar el modelo de crecimiento que el país necesita para dejar quince años de estancamiento estructural», expresó Esteban Domecq, presidente de Invecq.

Oradores de la conferencia económica

Entre los oradores principales del CEA se encuentran el presidente de la Nación, Javier Milei; el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo; el presidente del BCRA, Santiago Bausilli; los ministros Federico Sturzenegger y Pablo Quirno. Además, darán el presente Nicolás Aguzin (Bolsa de Hong Kong); Alfonso Prat-Gay; Marina Dal Poggetto, Claudio Zuchovicki; Emanuel Álvarez Agis; Andrés Malamud; Eduardo Costantini (Consultatio); Horacio Marín (YPF); e Ignacio Costa (Rio Tinto), junto a gobernadores de provincias como Mendoza, San Juan, Catamarca y Chubut.

Agenda completa

La propuesta de Expo EFI incluye, además, más de 30 Workshops, un espacio literario para presentaciones de libros del sector, un aula académica, stands comerciales, un recinto bursátil y 13 seminarios con presencia de destacados referentes de la minería, energía, agroindustria, fintech, inversiones, pymes y emprendedores, financiamiento, franquicias, consumo masivo, real estate y tecnología.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la petrolera bajo control estatal, recibió el certificado de Marca País Argentina en un acto que contó con la presencia de Karina Milei, secretaria General de la Presidencia; y Manuel Adorni, jefe de Gabinete. La distinción reconoce a la compañía como un actor clave en la proyección internacional de la identidad productiva del país.

La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa una mejor percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, favorece la atracción de inversiones y turismo, y promueve el talento argentino en los mercados globales, según destacaron. Además, durante la jornada, recorrieron un equipo de perforación y un pad de pozos en producción en Loma Campana y pudieron ver cómo la actividad de campo se optimiza desde los RTIC de Buenos Aires y Neuquén.

Certificado de Marca País

Estuvieron acompañados por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; y Diego Sucalesca, titular de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional quienes destacaron el rol de la compañía en el desarrollo energético del país.

“Este reconocimiento refuerza el compromiso de YPF con el desarrollo de la energía argentina y su proyección al mundo. Somos protagonistas de una industria estratégica que posiciona al país como un actor relevante en el escenario global. Es también un reconocimiento a esa argentinidad nos empuja a trabajar todos los días para que la Argentina salga adelante”, afirmó Marín.

Sucalesca señaló: “Es un reconocimiento de algo que es constitutivo de cada uno de los argentinos. Simplemente lo que hicimos hoy fue saldar una deuda de mucho tiempo. Es la distinción más importante de la Marca País a la empresa más importante de la Argentina. Estamos muy felices”.

Participantes

También participaron de la actividad Zulma Reina, vicepresidente primera de la Legislatura a cargo del ejecutivo; los senadores Nadia Márquez y Pablo Cervi; Guillermo Garat, vicepresidente de Relaciones Institucionales, Comunicación y Marketing; Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos; y Matias Farina, vicepresidente ejecutivo Upstream.

“Con este hito, YPF continúa consolidando su rol como empresa líder en el desarrollo energético, contribuyendo al posicionamiento internacional de la Argentina y al fortalecimiento de su marca en el mundo”, señalaron desde la petrolera a través de un comunicado.

, Redaccion EconoJournal

La empresa Capex, controlada por la compañía de capitales nacionales Capsa, adquirió la participación del 15% que tenía Corporación Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés), una entidad del Banco Mundial, en las áreas convencionales Loma Negra y La Yesera, ubicadas en la provincia de Río Negro. De este modo, amplía su participación a 52,5% ya que contaba con el 37,5% en cada una de las áreas, donde es el operador.

El precio acordado de la operación en la participación en Loma Negra es de US$1,6 millones, mientras que por La Yesera la adquisición se cerró en US$1,9 millones, según informó Capex a la Comisión Nacional de Valores (CNV). La adquisición ser hará efectiva cuando la provincia de Río Negro apruebe definitivamente la operación dentro de un plazo de doce meses.

La Yesera y Loma Negra son áreas convencionales ubicadas en la cuenca Neuquina en la provincia de Río Negro. La primera produce principalmente petróleo y gas asociado y la segunda tiene producción de crudo. Capex ingresó como operador en 2021 luego de adquirir el porcentaje que tenía la compañía estadounidense Chevron.

Áreas en Río Negro, Chubut y Neuquén

La Yesera y Loma Negra tenían como fecha de caducidad de la concesión el 2024 y 2027, pero Capex logró la prórroga a través de un compromiso de inversión para repuntar la producción en los próximos años por un total de US$35 millones, con la posibilidad de sumar otros US$30 millones más dependiendo de los niveles de producción alcanzados.

El área La Yesera tiene una superficie de 73,68 Km2 y está ubicada a 10 kilómetros al este de la ciudad de Cipolletti. La concesión de explotación es hasta 2037. Por su parte, Loma Negra es un bloque con una superficie total de 281,2 km2, ubicado al norte de General Roca, y la concesión es hasta 2047.

A diferencia de La Yesera, la actividad de explotación de hidrocarburos en Loma Negra fue más intensa ya que se trata de un complejo de nueve yacimientos en múltiples reservorios, con alrededor de 150 pozos perforados.

En la cuenca del Golfo San Jorge, Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (Capsa), de la familia Götz, opera el yacimiento Diadema, un campo maduro con más de 100 años de historia, a partir de la técnica de recuperación terciaria (mediante el método de polímeros).

Además, Capex-Capsa opera en la misma cuenca Agua del Cajón en Neuquén, un área no convencional de Vaca Muerta donde tiene el 100% de la participación, y Puesto Zúñiga en Río Negro donde posee el 90%. En la cuenca del Golfo San Jorge opera las áreas convencionales Pampa del Casillo y Bella Vista Oeste, ambas en Chubut, donde tiene el 90% y el 100% respectivamente.

, Roberto Bellato

“Hay distintos tipos de contratos de venta de gas a las distribuidoras. Están los contratos firmes anuales, los contratos con ventanas y también existen contratos de muy corta duración, de 45, 60 o 90 días. A nadie debería sorprenderle que para productos de tan corta duración el precio del gas supere los 10 dólares por millón de BTU”, explicó el gerente comercial de una de las mayores productoras de gas del país.

Su planteo está en el centro de un problema que el Gobierno aún no termina de encauzar: cuál será el precio del gas natural que incorporará a las tarifas para cubrir el pico de demanda residencial durante los meses de frío.

Un esquema que entra en tensión

Las distribuidoras de gas —como Metrogas, Naturgy, Camuzzi y Ecogas, entre otras— tienen plazo hasta el 30 de abril para presentar ante el Enargas los contratos de abastecimiento firmados con productores. Sobre esa base, el ente regulador definirá los cuadros tarifarios que regirán durante el período invernal, que se extiende entre mayo y septiembre.

La decisión, sin embargo, no es lineal ni sencilla. Frente a una inflación que en marzo se ubicó en 3,4%, no existe certeza de que el Gobierno autorice el traslado a tarifas (pass through) de los precios que surjan de la negociación entre productores y distribuidora, según admitieron allegados al área energética del gobierno.

La decisión final dependerá tdel Ministerio de Economía —con la Secretaría de Energía bajo su órbita— y está condicionada por el objetivo de que la inflación desacelere en los próximos meses, tal como viene señalando en sus últimas intervenciones públicas el ministro Luis Caputo.

Un traslado pleno de los precios del gas de invierno a tarifas podría atentar contra de ese objetivo.

Manta corta

Frente a ese escenario, las distribuidoras se muestran renuentes a convalidar contratos con precios superiores a los actualmente reconocidos en tarifas, que promedian los 3,80 dólares por millón de BTU. No ayuda el hecho de que la redefinición del mix de transporte asignado a cada distribuidora haya introducido tensiones adicionales en el mercado. La reasignación de las capacidades de transporte —un proceso liderado por la Secretaría de Energía por primera vez en 20 años— con el objetivo de adaptar el sistema a la centralidad que hoy tiene Vaca Muerta frente a otras cuencas que en el pasado tenían mayor peso, como el Noroeste o la Cuenca Austral, arrojó ganadores y perdedores.

En concreto, Naturgy y Metrogas —las dos principales distribuidoras del área metropolitana de Buenos Aires— se vieron obligadas a contratar nueva capacidad de transporte en dólares en el Gasoducto Perito Moreno, operado por TGS. Al mismo tiempo, debieron ceder capacidad previamente contratada en pesos —con contratos vigentes— a Ecogas, que controla Distribuidora de Gas Cuyana y Distribuidora de Gas del Centro, transfiriendo también negocios asociados a la comercialización de gas en períodos contraestacionales de baja demanda, como el verano.

Ese reordenamiento del sistema de tarifas de transporte —necesario para normalizar el funcionamiento del mercado entre privados, tal como se propone el Gobierno— todavía no terminó de ser completamente asimilado por los actores privados, más allá de que en este escenario de quietud del tipo de cambio, contratar transporte en dólares no representa hoy un problema inmediato.

Cierre de campaña

La indefinición genera preocupación dentro del área energética del Gobierno. A primera hora de este viernes, todavía no estaba claro cuál será la decisión oficial respecto del esquema de abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL) para el invierno. La Secretaría avanzó esta semana con la licitación para contratar un agregador comercial que se encargue de importar y revender cargamentos de GNL en el mercado local.

En ese proceso, Naturgy presentó la oferta más competitiva, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. Se impuso en la instancia de desempate a Trafigura, que ofertó 4,57 dólares. Sin embargo, todavía no existe una definición oficial sobre si el Gobierno convalidará ese esquema, que incluye una prima de riesgo asociada a la importación, comercialización y cobrabilidad del GNL en un mercado atravesado por alta incertidumbre.

La alternativa es mantener el esquema vigente desde 2008, con Enarsa a cargo de la importación. En esa línea, la empresa estatal ya adjudicó la compra de los primeros dos cargamentos de GNL para la segunda quincena de mayo. Según fuentes del sector, los precios obtenidos resultaron competitivos, con primas en algunos casos por debajo de los 0,50 dólares por millón de BTU. Uno de los adjudicados habría sido la propia Naturgy.

Traslado a tarifas

En el centro de la discusión aparece la definición sobre cuál será el precio del gas en boca de pozo que se autorizará para las tarifas de invierno. No es probable, según un relevamiento realizado por este medio entre fuentes púnlicas y privadas, que el Enargas —hoy bajo la conducción de Marcelo Nachón hasta que se concrete la unificación de los entes reguladores— y la Secretaría de Energía habiliten el traslado pleno de los precios que surjan de los contratos de invierno entre distribuidoras y productores.

Una de las alternativas que se analizan en el Gobierno es autorizar un precio por debajo del que efectivamente acuerden los privados para cubrir el pico de demanda. Según indicaron fuentes cercanas al área energética del Gobierno a EconoJournal, se podría definir un precio intermedio entre el valor actual de US$ 3,80 por millón de BTU y los precios que se terminen convalidando en los contratos para cubrir los picos de consumo, que podrían superar los 10 dólares. Resta contractualizar alrededor de 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), que estimativamente representan un 10% del pico de demanda residencial en los días de frío puede superar los 90 MMm3/día.

“Se podría ser un precio entre 5 y 6 dólares y que el remanente se recupere a posteriori a través de algún instrumento regulatorio como las diferencias diarias acumuladas (DDA’s), que permiten que las distribuidoras recuperen las diferencias entre el valor reconocido en tarifas y el efectivamente pagado a los productores”, indicó una de las fuentes consultadas.

Sin embargo, desde las distribuidoras advierten que ese mecanismo no ha funcionado en los hechos en los últimos 20 años —salvo excepciones puntuales— y que resulta demasiado riesgoso asumir ese costo financiero sin garantías claras sobre los plazos de recuperación.

Desde el lado de las productoras, en cambio, señalan que la situación financiera de las distribuidoras es hoy más sólida que en períodos anteriores, tras la revisión quinquenal tarifaria (RQT) cerrada el año pasado, que ordenó su flujo de ingresos y les permitió recomponer su ecuación económica. En ese marco, consideran que no debería ser un obstáculo alcanzar un acuerdo.

En cualquier caso, el mercado deberá encontrar una definición en las próximas dos semanas, en la antesala del período de mayor consumo de gas del año.

, Nicolas Gandini

En Vaca Muerta, la eficiencia operativa está cada vez más ligada a la capacidad de acceder y procesar datos en tiempo real. Sin embargo, las condiciones propias de la cuenca; grandes distancias entre pozos, geografía compleja y conectividad intermitente, siguen representando un desafío estructural para muchas operaciones.

En este contexto, uno de los principales problemas es la falta de visibilidad inmediata sobre lo que ocurre en campo. En muchos casos, la información llega con demoras debido a limitaciones en la transmisión de datos, lo que impacta directamente en la toma de decisiones. Cuando variables críticas como presión, caudal o temperatura no pueden monitorearse en tiempo real, las operaciones pierden capacidad de anticipación y tienden a volverse más reactivas.

A esto se suma la fragmentación de la información. Es frecuente que los datos provenientes de sensores, equipos y sistemas de gestión se encuentren distribuidos en múltiples plataformas sin integración, lo que dificulta construir una visión unificada de la operación. Este escenario no sólo ralentiza los procesos, sino que también incrementa la probabilidad de errores y eleva la exposición a riesgos operativos.

De sistemas aislados a operaciones conectadas

Frente a estos desafíos, el uso de arquitecturas cloud está empezando a transformar la forma en que operan las compañías de Oil & Gas en Vaca Muerta. Lejos de implicar un reemplazo total de los sistemas existentes, el enfoque actual se centra en integrarlos y potenciarlos.

En este proceso, empresas como Teracloud están trabajando sobre arquitecturas diseñadas sobre Amazon Web Services, que permiten conectar sistemas de campo (como plataformas SCADA) con entornos cloud escalables y resilientes.

Este tipo de enfoques habilita el acceso a información operativa en tiempo real desde distintos niveles de la organización, sin depender exclusivamente de servidores locales. A su vez, permite unificar datos que antes estaban dispersos, generando una visión más consistente de la operación.

Uno de los avances más relevantes en estos entornos es la adopción de modelos híbridos. En zonas donde la conectividad no es constante, los datos pueden procesarse localmente en campo (edge computing) y sincronizarse con la nube cuando la conexión está disponible. Según explican desde Teracloud, este enfoque permite garantizar continuidad operativa y evitar pérdidas de información, incluso en condiciones adversas.

Impacto en costos y continuidad operativa

La adopción de cloud no solo mejora la visibilidad, sino que también tiene un impacto directo en la estructura de costos y en la eficiencia de los equipos técnicos.

En entornos tradicionales, una parte significativa de los recursos se destina al mantenimiento de infraestructura física: servidores, actualizaciones, backups y resolución de incidentes. Al migrar hacia modelos basados en la nube, gran parte de estas tareas se reduce, lo que permite a los equipos enfocarse en actividades de mayor valor, como el análisis de datos, la optimización de procesos y la prevención de fallas.

En términos operativos, esto se traduce en una mayor disponibilidad de los sistemas y una reducción de interrupciones, lo que impacta directamente en el uptime y en la continuidad de la producción.

De acuerdo con la experiencia de Teracloud en proyectos sobre Amazon Web Services, este tipo de arquitecturas también permite escalar la infraestructura de forma flexible, acompañando el crecimiento de la operación sin incurrir en inversiones iniciales elevadas.

Un cambio que empieza a consolidarse

La integración entre sistemas de campo y arquitecturas cloud ya forma parte de la agenda de modernización de muchas compañías que operan en Vaca Muerta. La combinación de visibilidad en tiempo real, escalabilidad y resiliencia tecnológica está redefiniendo los estándares operativos del sector.

En este escenario, Teracloud acompaña a operadores y empresas de servicios en la transición hacia modelos más integrados, con un enfoque centrado en resolver problemas concretos de operación: reducir la latencia en la disponibilidad de datos, unificar fuentes de información y minimizar la dependencia de infraestructura local.

A medida que la digitalización avanza, la capacidad de transformar datos en decisiones en tiempo real se consolida como un diferencial competitivo. En Vaca Muerta, donde cada mejora en eficiencia tiene impacto directo en costos y productividad, este tipo de iniciativas empieza a marcar el rumbo de la operación.

, Redaccion EconoJournal

El impacto provocado por la guerra en Medio Oriente dominó la mesa de discusión convocada para un nuevo episodio de Dínamo – Charlas de Energía. Marina Dal Poggetto, economista y directora de EcoGo; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; y Nicolás Gadano, economista jefe de Empiria. analizaron las tensiones entre la oportunidad exportadora de Vaca Muerta y la incidencia de los costos internacionales sobre las tarifas, los surtidores y la cobertura del abastecimiento gasífero en invierno.

Lopetegui reivindicó el cambio de paradigma impulsado por el Gobierno nacional a través de la corrección de valores relativos que hoy reflejan con bastante criterio paridades de importación y exportación. “Hemos vivido 20 años poniéndole el pie encima a los precios cada vez que pasaba algo. Eso nos costó carísimo, ya que se tradujo en desabastecimiento de gas y en una pérdida de ingresos por 50.000 millones de dólares para la industria energética”, cuantificó.

Con la guerra en Medio Oriente, indicó, los combustibles subieron alrededor de un 25% en apenas un mes sin desatar grandes conflictos. “No le tembló la mano a nadie ni hubo mucho lío en la prensa. Tampoco resultó conflictivo que la cobertura de costos en las facturas de gas y electricidad haya pasado del 30% a cerca del 70% bajo la actual gestión”, ponderó.

El año pasado, recordó, el país importó cargamentos de gas natural licuado (GNL) por algo más de US$ 500 millones. “Gracias a las obras de ampliación impulsadas por Transportadora de Gas del Sur (TGS), el que viene será el último invierno en el que tendremos que importar un volumen similar”, se esperanzó.

Brecha de precios

A la hora de analizar la realidad del mercado global y su influencia en el local, intervino Aranguren, conviene preguntarse cuál es el verdadero precio del crudo. En ese sentido, aclaró, que existe “una brecha entre los valores de los contratos futuros y los barriles del mundo físico”. Los primeros, distinguió, hoy rondan los US$100, mientras que los segundos se vienen comercializando a US$135 o más debido al bloqueo del Estrecho de Ormuz. Por ende, puntualizó, en estos momentos los exportadores argentinos no están dejando de vender a US$100, sino a US$135. “En la misma senda, los refinadores que hicieron gasoil con un crudo que está a US$135 nos lo van a cobrar en función de ese valor”, sostuvo.
A la espera de que la situación se normalice, señaló, la diferencia que se está pagando es muy superior a la que se está informando. “El precio futuro responde a anuncios, el físico responde a realidades”, sentenció.

Es sumamente difícil, reconoció, mantener el equilibrio entre productores y refinadores sin ninguna intervención del Estado nacional. La mejor alternativa para un productor en esta coyuntura, opinó, no es otra que “exportar a lo pavo”. “¿Por qué preferiría venderle a un refinador que le va a pagar US$30 ó US$40 menos?”, inquirió.

Anclaje cambiario

Si se tiene en cuenta que gracias a Vaca Muerta el país logró convertirse en un exportador neto de petróleo, el aumento de los precios internacionales configura, en términos agregados, una noticia positiva para la balanza comercial argentina. Así lo expresó Dal Poggetto, quien aseguró que en este contexto de anclaje cambiario puede verificarse un aumento del endeudamiento en dólares por parte de las compañías privadas. “A diferencia de lo que sucedió el año pasado, el Banco Central se encuentra en una etapa de compra sistemática de dólares. Es cierto que las reservas no suben a la misma velocidad, porque se vienen pagando deudas, pero se está permitiendo una baja de las tasas de interés”, describió.

Desde su óptica, el Gobierno de Javier Milei necesita contener la inflación, por lo que no puede incrementar demasiado el precio de los combustibles. “En tanto el Central compre dólares, con tasas negativas el carry trade se sostendrá. Habrá que ver qué pasará después de agosto o septiembre”, dudó.

Lo que se está proponiendo, aseveró, es “un cambio en la estructura económica, política y social de la Argentina, con ganadores y perdedores”. “La pregunta del millón tiene que ver con el acceso al crédito. Cuando hay horizonte, respaldo crediticio y capacidad de financiar los vencimientos, tenés un programa económico”, concluyó.

Mayor competitividad

Según Gadano, todavía no es posible anticipar claramente hacia qué tipo de mercado de combustibles está avanzando el país. Lo ideal, a su criterio, sería priorizar la competitividad. “Ni YPF ni el Gobierno deberían determinar si un precio dado se ubica en el export parity o en el import parity”, reflexionó.

Resulta contraproducente, en su opinión, que YPF disponga de un market share tan grande como el que posee. “Sería bueno que la compañía venda parte de su Downstream, que nadie tenga la mitad del mercado y que surjan nuevos actores”, manifestó.

Esta postura, aclaró, no habilita que los precios locales puedan “irse a cualquier lado” cuando existe mucha volatilidad. “Hay instrumentos como el Impuesto a los Combustibles, que es una suma fija por litro (que el Gobierno anterior no ajustó), el cual puede ser usado como amortiguador”, resaltó.

Hace falta alentar la competitividad, insistió, sobre todo en el mercado del gasoil, recurso que la Argentina compra en el exterior. “El Gobierno puede utilizar herramientas como las mezclas con bioetanol y los impuestos para amortiguar los impactos”, recomendó.

La clave, enfatizó, pasa por no trazar una brecha entre el precio del crudo de exportación y el del mercado local. “Hacer eso es un desastre. Te lleva hacia un camino en el que inevitablemente todos quieren exportar”, criticó.

Perspectivas favorables

Es indudable, recalcó Lopetegui, que la Argentina puede beneficiarse del vigente shock en la cotización internacional de los hidrocarburos. “Cuando pase el conflicto bélico, quedará en pie el interrogante sobre el diferencial de precio en la compra de gas y petróleo que no deben pasar por el Estrecho de Ormuz. En definitiva, el mercado argentino saldrá mejor parado”, pronosticó el especialista, quien afirmó que estamos ante “un gran momento para no cometer errores regulatorios”. “Aumentar las retenciones o las regalías sería un pecado mortal”, agregó.

No debe soslayarse, acotó Gadano, que bajo las actuales circunstancias el país recaudará más por ambas vías. “Quien diseñó la norma de retenciones móviles, nos guste o no, ya pensó en eso”, reconoció.

El mundo, retomó Aranguren, ya está bastante acostumbrado a recibir de la Argentina un commodity como el petróleo, pero tomará un tiempo que ocurra lo mismo con el GNL. “Ante la necesidad de construir mercado desde un lugar remoto, esta guerra es ideal porque promueve una mayor diversificación de proveedores”, completó.

, Redaccion EconoJournal

La primera ministra de Italia, Giorgia Meloni, marcó una postura contraria al pedido formulado por el CEO de ENI, Claudio Descalzi, de suspender la prohibición de importar gas natural licuado (GNL) proveniente de Rusia que comenzará a regir en Europa. La diferencia de opiniones se produce en un momento en el que Europa apunta a reforzar el apoyo financiero y militar a Ucrania tras la derrota electoral de Viktor Orbán en Hungría.

El líder de la empresa italiana y socia de YPF en el proyecto Argentina LNG había declarado que «es necesario suspender la prohibición, que entrará en vigor el 1 de enero de 2027, sobre los 20.000 millones de metros cúbicos de GNL procedentes de Rusia».

“No estoy sugiriendo que la prohibición deba abandonarse por completo, pero es necesario suspenderla o implementarla gradualmente, para no penalizar aún más al sector industrial, que ya está lidiando con altos costos de energía”, agregó Descalzi durante un evento celebrado el domingo por el partido italiano La Liga (LEGA), que integra la coalición parlamentaria de gobierno.

Los países de la Unión Europea acordaron dejar de importar gas natural ruso en todas sus variantes y por completo para el 2027. En el caso del GNL ruso, la prohibición comenzará a regir en los contratos en el mercado spot a partir del 25 de abril de este año y en los contratos a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027.

GNL de Rusia: la respuesta de Meloni al CEO de ENI

Sin embargo, en la previa a un encuentro con el presidente de Ucrania en Roma con el objetivo de profundizar la cooperación militar, la primera ministra de Italia se desmarcó de las declaraciones del CEO de ENI, empresa en la que el Estado italiano es el accionista controlante.

«Aunque yo obviamente entienda el punto de vista de Descalzi, no debemos olvidar que la presión económica que hemos ejercido sobre Rusia en estos años es, al final, el arma más eficaz que tenemos para construir la paz, por lo que debemos tener mucho cuidado con cómo nos movemos», declaró Meloni ante una consulta de la prensa esta semana en el evento Vinitaly.

Meloni luego recibió en Roma al presidente de Ucrania, Volodimir Zelenski. La jefa del Gobierno italiano reiteró su apoyo a Kiev porque «un Occidente dividido y una Europa fracturada serían un regalo para Moscú».

La visita de Zelenski forma parte de la gira diplomática que el presidente ucraniano está realizando por varios países europeos para firmar acuerdos bilaterales y finalmente destrabar un préstamo de la Unión Europea a Ucrania por 90.000 millones de euros. Una de las principales trabas al desembolso era el bloqueo del primer ministro de Hungría, Viktor Orbán, que luego de 16 años dejará el cargo tras perder las elecciones del domingo.

Los líderes de Italia y Ucrania indicaron que profundizarán la cooperación militar. «Italia, en particular, está muy interesada en desarrollar la producción conjunta, especialmente en el ámbito de los drones, un sector en el que sabemos muy bien que Ucrania se ha convertido en los últimos años en una nación líder», dijo Meloni.

Con el GNL de Rusia, Meloni también sienta postura hacia el interior de Italia

La respuesta de Meloni a Descalzi también es un mensaje al interior de la coalición de gobierno. El vicepresidente del Gobierno y líder del partido la Liga, Matteo Salvini, suele contrariar al resto del gobierno en el apoyo militar a Ucrania. Salvini se ha mostrado más cercano a Rusia.

De hecho, el líder de la Liga en el parlamento italiano, Riccardo Molinari, cuestionó la decisión de la Unión Europea de proseguir con la prohibición de las importaciones de gas natural ruso.

«A nivel europeo, debemos abrir un nuevo debate y superar la hipocresía. Alguien debe explicarme por qué, en un momento en que el suministro ruso de gas y petróleo reduciría drásticamente los costes energéticos, Europa sigue permitiendo que esto no suceda», dijo Molinari la semana pasada durante una comparencia de Meloni ante el parlamento.

, Nicolás Deza

En un escenario internacional atravesado por tensiones geopolíticas y cambios estructurales en los mercados energéticos, la Conferencia Arpel 2026 pondrá el foco en tres temas que hoy definen el rumbo del sector en América Latina y el Caribe. Se realizará del 1° al 4 de junio en Buenos Aires, y comenzará con la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien ofrecerá una mirada estratégica sobre “Geopolítica y energía bajo Trump 2.0”, aportando contexto y perspectiva a una agenda global en plena transformación.

A continuación, un bloque central abordará los escenarios geopolíticos y de negocio para el sector energético de América Latina y el Caribe, con la participación de referentes de instituciones internacionales como el Center for Energy Studies del Baker Institute de Rice University, el Instituto de las Américas de la Universidad de California, S&P Global Energy y MAP Latam.

Durante la primera jornada tendrá lugar además una entrevista central a Horacio Marín, presidente del Directorio y CEO de YPF, quien analizará el proceso de transformación de la compañía y su rol en la evolución de la industria de petróleo y gas en Argentina.

CEOs del sector analizan el rumbo de la industria

Uno de los pilares del programa serán los paneles de CEOs, espacios que reunirán a máximos ejecutivos de compañías líderes para debatir sobre inversión, crecimiento y sostenibilidad en un entorno marcado por la incertidumbre y la aceleración de los cambios.

El panel de petróleo contará con la participación de Julio Friedmann (ENAP), Cecilia San Román (ANCAP), Andrés Cavallari (Raízen), Ricardo Hösel (Oldelval), Felipe Bayón (GeoPark) y Carlos Gilardone (Quintana Energy).

Por su parte, el panel de gas natural reunirá a Tomás Delgado (TGP), Horacio Pizarro (TGN), Oscar Sardi (TGS), María Julia Aybar (Hunt Oil Company) y Juan Manuel Rojas (Promigas).

En conjunto, estos espacios ofrecerán una visión directa sobre cómo las compañías están redefiniendo sus estrategias frente a la volatilidad de los mercados, la evolución de la demanda y los desafíos asociados a la transición energética.

Vaca Muerta y el desarrollo de los no convencionales

El desarrollo de los recursos no convencionales ocupará un lugar destacado en la agenda, con un panel específico sobre Vaca Muerta y su proyección como motor de crecimiento para la región.

Participarán Juan Manuel Ardito (YPF), Ricardo Ferreiro (Tecpetrol), Ricardo Digregorio (Pan American Energy) e Ignacio Mazariegos (GeoPark), quienes analizarán el estado actual de desarrollo, las perspectivas de expansión y los desafíos vinculados a infraestructura y acceso a mercados internacionales.

La agenda incorporará además otros temas clave como la expansión del uso y la exportación de LNG en la región, con la participación de Promigas y Naturgas de Colombia, la International Gas Union, TGS, Rystad, la Argentina-Texas Chamber of Commerce e YPF.

En materia de integración energética regional, participarán Petrobras, el Instituto Brasilero de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP), TGN, OLACDE y Tecpetrol, aportando una mirada complementaria sobre las oportunidades de articulación entre países.

Tendencias en refinación y nuevos desafíos

La Conferencia Arpel 2026 será también escenario de distintos paneles sobre las nuevas tendencias en refinación, con la participación de representantes de Ecopetrol, YPF, PAE, Arthur D. Little, Raízen, ENAP, Trafigura, ANCAP y S&P Global Energy.

Exploración en aguas profundas, gestión de riesgos climáticos y de transición, transformación digital, ciberseguridad industrial, inteligencia artificial y futuro del trabajo serán otros de los ejes que atravesarán el programa, reflejando la creciente complejidad del sistema energético global.

Por último, las asociaciones del sector tendrán un rol destacado en dos espacios dedicados al análisis del presente y futuro del sector energético desde una perspectiva global y regional, con foco en las realidades específicas de cada país. Participarán Ipieca, SPE International, IOGP, IGU, WPC Energy, IBP, ACP, SNMPE, SPH, Naturgas y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

Organizada por Arpel, la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe, la Conferencia reunirá en Buenos Aires a autoridades gubernamentales, referentes internacionales y ejecutivos de primer nivel, consolidándose como un espacio clave para anticipar tendencias, generar oportunidades y fortalecer el diálogo entre los principales actores de la industria energética regional y global.

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, Redaccion EconoJournal

Argentina está a las puertas de un salto histórico en su producción de hidrocarburos. El oleoducto Vaca Muerta Sur y el proyecto Argentina LNG proyectan una escala de exportación de gas y petróleo sin precedentes, pero ese crecimiento tiene una condición que la industria debe resolver con urgencia. El gas de Vaca Muerta no es metano puro. Es un gas rico, cargado de componentes más pesados -etano, propano, butano, gasolina natural- conocidos como NGLs (Natural Gas Liquids, o líquidos del gas natural), que pueden ser separados y aprovechados.

Los NGLs lejos de ser impurezas del gas natural son hidrocarburos con destino comercial propio. El etano es la materia prima que alimenta plantas petroquímicas como la de Dow en Bahía Blanca, donde se produce polietileno. El propano y el butano -que juntos forman el GLP– llegan a los hogares en garrafas o se exportan a granel a mercados como Brasil, Chile o India. La gasolina natural se mezcla con crudos pesados o se usa en procesos petroquímicos y se exporta en su totalidad.

Mientras el gas en gasoducto se cotiza entre US$3 y US$4 por millón de BTU, el propano y el butano en mercados internacionales valen históricamente alrededor de US$400 por tonelada. Hoy, crisis energética mediante por el conflicto armado en Medio Oriente, su valor se eleva hasta los US$800 por tonelada. Esa diferencia de precios explica también por qué el gas rico de Vaca Muerta cambió la lógica del negocio respecto al gas convencional que Argentina procesaba hasta hace una década.

El recurso del shale gas, combinado con el gas asociado a la producción de petróleo, tiene una composición radicalmente distinta al gas seco del històrico yacimiento neuquino de Loma la Lata que justificó la infraestructura original hace un cuarto de siglo. En el gas que se obtiene del no convencional hay un 10% menos de metano, pero el etano casi se triplicó, el propano también, y la gasolina natural se multiplicó por cuatro.

El gas rico cambia la ecuación económica

Es, en términos de la industria, un gas mucho más rico. Y esa riqueza para ser capturada requiere plantas de separación, poliductos y plantas de fraccionamiento capaces de procesar volúmenes crecientes a medida que la producción de Vaca Muerta escala. Sin esa infraestructura, el valor queda atrapado en el gas y se desperdicia.

En ese desafìo de acompañar el incremento de producción de NGLs, no sólo por la mayor extracción de gas y petróleo, sino porque el componente de gas húmedo ofrece más productos, se vienen sucediendo una serie de anuncios de ampliaciones de plantas. En esa línea se inscriben las iniciativas de los dos principales operadores del segmento que son Mega y TGS, cuyas producciones incrementales estarán prácticamente destinadas a los mercados externos que presentan alta demanda.

El proceso de separación de los NGL es termodinámico. Al bajar progresivamente la temperatura, cada componente pasa al estado líquido en una secuencia predecible según su punto de ebullición. El metano, el más liviano, permanece gaseoso y vuelve a los gasoductos. Los demás componentes, ya en estado líquido, viajan por poliductos hasta plantas de fraccionamiento donde columnas de destilación sucesivas los separan: primero el etano, luego el propano, el butano, y la gasolina natural.

La urgencia de expandir la infraestructura de NGLs responde, en primer lugar, a una lógica de valor económico y eficiencia energética. La diferencia de precios es determinante dado que el propano y el butano multiplican x3 o x4 el valor del gas en el mercado. Sin la capacidad de separación adecuada, estos componentes de alto precio se desperdician al mezclarse con el gas seco, terminando quemados en el consumo doméstico como si fueran simple metano.

Por otro lado, la necesidad de infraestructura actúa como una garantía operativa y estratégica para el futuro de la cuenca. El gas de Vaca Muerta, por su riqueza, requiere ser procesado para cumplir con los estándares de seguridad y poder calorífico de los gasoductos; de lo contrario, se convierte en una restricción que impide seguir inyectándolo a la red.

Infraestructura para el salto exportador

La infraestructura de separación de líquidos evita el cuello de botella para asegurar la viabilidad de los grandes proyectos de exportación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las terminales de GNL, ya que permite que la escala de producción de hidrocarburos no encuentre un límite físico en el tratamiento del recurso.

Esta saturación de la infraestructura ya se percibe en las operaciones actuales. Instalaciones históricas en Neuquén, diseñadas para procesar mayores volúmenes de gas convencional, hoy operan por debajo de su capacidad nominal de inyección de metano porque han llegado al tope de su capacidad de tratamiento de líquidos. El gas actual es tan rico que la infraestructura de transporte y fraccionamiento de NGLs se completó antes que la de gas seco, confirmando que la ampliación del sistema de midstream permitirá liberar producción en el yacimiento.

A este límite físico se suma el desafío regulatorio. El incremento del poder calorífico del gas, derivado de su mayor riqueza, obligó a un trabajo técnico entre el IAPG y el Enargas para actualizar las normas de seguridad y transporte hacia 2025. Este ajuste permitió al sistema absorber mayores caudales de energía como alternativa temporal al incremento de la capacidad de procesamiento y fraccionamiento.

, Ignacio Ortiz

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial mostró que febrero de 2026 continuó evidenciando un comportamiento heterogéneo en la actividad sectorial, con caídas en producción y ventas locales, y un desempeño favorable en el frente externo.

En materia de producción, se registró una disminución del 5% respecto de enero, impulsado por todos los sectores salvo finales termoplásticos, argumentado por paradas de plantas programadas y poca demanda. En la comparación interanual, la contracción fue del 10%, mientras que el acumulado del primer bimestre mostró una suba del 7%.

Ventas locales del sector químico y petroquímico

La reseña de la Cámara detalló que las ventas locales cayeron un 20% en términos mensuales y un 17% frente a febrero de 2025, con un acumulado anual que también se ubicó en terreno negativo (-5%), reflejando una demanda aún debilitada en diversos rubros, además de la menor cantidad de días hábiles durante el mes y la estacionalidad del negocio.

En contraste, el desempeño exportador marcó un punto de inflexión positivo en el informe de la CIQyP®. Si bien hubo una leve baja mensual del 1%, las exportaciones mostraron un crecimiento significativo del 29% interanual y del 25% en el acumulado. Esto fue impulsado por mayores colocaciones en mercados externos y operaciones puntuales que dinamizaron los volúmenes.

Desempeño de la pequeña y mediana industria química

En el apartado del Informe de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), estas evidenciaron un desempeño destacado en el frente externo. La producción registró una leve suba mensual del 1%, acompañada por un incremento interanual del 6%, aunque con una leve caída en el acumulado (-1%). En el mercado local, las ventas disminuyeron un 2% frente a enero y un 3% en la comparación interanual, mientras que el acumulado mostró una mejora del 4%. En cuanto a las exportaciones, el segmento evidenció un desempeño destacado: se mantuvieron estables en febrero con respecto a enero 2026, pero crecieron un 49% interanualmente y un 34% en el acumulado, consolidando su aporte al perfil exportador del sector.

Importaciones del sector

Durante febrero de 2026, las importaciones del sector -en dólares- tuvieron una variación interanual negativa del 10,85%; mientras que esa misma variación, en el caso de las exportaciones en dólares resultaron positivas en un 27,12%.  Como consecuencia de estas variaciones el déficit de balanza comercial de febrero se redujo en un 53% en términos interanuales.

Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 61% para los productos básicos e intermedios y 88% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante febrero de 2026, fueron de 233 millones de dólares, acumulando un total de USD 511 millones en el primer bimestre del año.

“Los datos de febrero demuestran la resiliencia del sector químico-petroquímico con exportaciones creciendo y una demanda interna que aún no muestra signos de recuperación. Se espera que con el correr del año se pueda recuperar el mercado interno, que es clave para mantener la actividad del sector”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

Conclusiones generales del sector

Las variaciones a la baja durante febrero se explican por una combinación de los siguientes factores:

• Operativos: paradas de planta programadas y no programadas
• Estacionales: menor demanda en fertilizantes y otros sectores relacionados a agroquímicos
• Mercado: precios internacionales (y locales) a la baja y actividad moderada

En síntesis, el desempeño del primer bimestre del año refleja una actividad moderada, con incidencias puntuales en producción y ventas en determinados subsectores, junto con señales de recuperación en algunos segmentos y ajustes propios de la estacionalidad y del contexto internacional. Cabe destacar que en este período aún no se registran efectos derivados del cierre del estrecho de Ormuz (28.02.2026). Sin embargo, se prevé que a partir de marzo comiencen a manifestarse impactos concretos, principalmente a través de incrementos de precios, eventuales interrupciones en las cadenas de suministro y, en ciertos casos, faltantes de materias primas estratégicas.

, Redaccion EconoJournal

Compañía Mega, el mayor procesador de líquidos del gas natural o NGLs, culminará en los próximos días las obras y testeos de su nuevo tren de fraccionamiento en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca, una obra que demandó una inversión de US$250 millones. Este proyecto que será inaugurado formalmente en junio representa la primera etapa de un plan integral que busca acompañar la mayor disponibilidad de gas no convencional y fortalecer el perfil exportador de Vaca Muerta.

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, destacó que esta inversión es parte de una lógica de crecimiento de largo plazo vinculada al desarrollo de sus accionistas YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%). Esta composición accionaria permite «apuntalar el crecimiento de Vaca Muerta a través de la infraestructura necesaria para procesar el shale gas y el asociado a la producción de petróleo«, afirmó el directivo, subrayando que el nuevo tren permitirá capturar la mayor presencia de líquidos.

Córdoba destacó que «con estas obras, la compañía reafirma su rol como el mayor procesador de líquidos del gas natural de la Argentina, operando aproximadamente el 40% del gas que se produce en la Cuenca Neuquina. Esta escala la posiciona no solo como el principal exportador nacional de GLP y gasolina natural, sino también como el primer proveedor de etano para la industria petroquímica local. De esta forma, se consolida como un gran habilitador del desarrollo integrado de petróleo y gas».

Desde una perspectiva de ingeniería, el nuevo tren de fraccionamiento funciona como un sistema en espejo respecto de las tres columnas de destilación existentes, pero con dimensiones y tecnología optimizadas. Pablo Popik, gerente de infraestructura e ingeniería de la firma, detalló que las instalaciones originales -diseñadas hace 25 años para un gas convencional con 91% de metano- se vieron superadas por la nueva fisionomía del recurso shale.

El impacto técnico del shale de Vaca Muerta

«Los fierros no sirven igual para procesar la misma cantidad de gas; hoy el escenario cambió radicalmente porque el fluido de Vaca Muerta es mucho más rico y el etano y el propano se triplicaron«, señaló el directivo. Esta transformación técnica obliga a reconfigurar los ratios de procesamiento para capturar la «sopa» de líquidos asociada al gas.

Según explicó, el cambio en la composición impone un límite físico: la planta de Loma La Lata se ve limitada a procesar 33 millones de metros cúbicos diarios, de los 40 millones de capacidad original, porque la posibilidad de transporte y fraccionamiento de líquidos llegó a su tope.

«Este nuevo tren de fraccionamiento es la llave técnica indispensable para capturar el excedente de etano, propano y butano que la cuenca ya está entregando«, subrayó Popik. Así, la obra no solo optimiza ingresos, sino que garantiza que el gas llegue en la especificación correcta a los gasoductos de la amplia red de distribución y permita disponer de mayor cantidad de productos de exportación.

La puesta en marcha de la nueva unidad permitirá incrementar de manera inmediata un 20% su producción de líquidos del gas natural. Sin embargo, el diseño técnico del nuevo tren posee un potencial mayor y una vez que se completen las obras complementarias de transporte, la capacidad de fraccionamiento registrará un aumento total del 50%. Esta expansión resulta vital para procesar el excedente de etano, propano, butano y gasolina natural que hoy satura las instalaciones.

La magnitud del salto productivo se refleja en los volúmenes de despacho proyectados. El nuevo módulo tiene una capacidad de tratamiento de 2.500 toneladas diarias de productos, lo que elevará el techo de producción de la firma hacia las 7.200 toneladas diarias en su etapa final. Esta infraestructura integrada conecta Neuquén con el puerto de Bahía Blanca a través de un poliducto de 600 kilómetros, garantizando que la riqueza líquida del shale encuentre una vía de evacuación eficiente.

La nueva etapa bajo el RIGI

Para complementar el incremento de capacidades, Compañía Mega presentó una nueva fase de inversión bajo el régimen del RIGI por US$360 millones para el período 2026-2028. Esta etapa se centrará en la instalación de nuevas plantas de rebombeo en el poliducto, necesarias para suministrar el caudal requerido para llenar la capacidad del nuevo tren de fraccionamiento. El objetivo final es maximizar el aprovechamiento de los activos en las cuatro provincias por donde atraviesa su red de transporte.

La empresa sostiene este despliegue con una estructura de capital robusta y un EBITDA que alcanza los US$230 millones. Tras una exitosa incursión en el mercado de capitales local con su primera emisión de Obligaciones Negociables en julio pasado, Mega busca optimizar costos y plazos para las obras venideras. La combinación de financiamiento bancario y de mercado asegura la ejecución de los proyectos sin comprometer la estabilidad de una compañía que mantiene una deuda neta cercana a cero.

El impacto de estas obras se traducirá en un incremento directo de las ventas externas y un aporte a la balanza comercial energética. De acuerdo con las proyecciones de la empresa, el 80% de la producción incremental se destinará a la exportación, lo que representaría un aporte de entre US$200 y US$250 millones adicionales a los US$350 millones que ya se obtienen de comercio exterior.

, Ignacio Ortiz

La Argentina formó parte de la segunda edición del SMR School organizado por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), que se llevó a cabo en Asunción, Paraguay, y reunió a países de América Latina y el Caribe para intercambiar experiencias y fortalecer capacidades en el desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR).

La actividad dio continuidad a la primera edición realizada en la Argentina y convocó a representantes de organismos internacionales, autoridades gubernamentales y referentes del sector nuclear de la región. La apertura estuvo a cargo del Director General del OIEA, Rafael Grossi, quien participó mediante videoconferencia y destacó la importancia de la cooperación internacional para el desarrollo seguro de esta tecnología.

Sector nuclear argentino

 En este marco, el Secretario de Asuntos Nucleares, Dr. Federico Ramos Napoli, destacó los servicios que Argentina puede proveer a los países que están dando sus primeros pasos en el sector nuclear, así como las capacidades que el país puede ofrecer a lo largo de toda la cadena de valor. Asimismo, subrayó la importancia de expandir los esquemas de formación de profesionales para dar respuesta a las necesidades de desarrollo de capacidades a nivel regional.

Durante el encuentro se abordaron temas clave vinculados a la planificación de proyectos, marcos regulatorios, financiamiento y preparación para la operación de SMR, en una agenda orientada a acompañar a los países en el desarrollo de sus programas nucleares.

La delegación argentina estuvo integrada también por representantes de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Nucleoeléctrica Argentina, CONUAR, Dioxitek y Uramerica, quienes compartieron la experiencia y capacidades del país en las distintas etapas de la cadena de valor nuclear.

En representación de Nucleoeléctrica Argentina, el presidente de la compañía, Bioq. Juan Martín Campos, participó de un panel sobre planificación de proyectos y modelos de inversión. Durante su intervención, destacó la trayectoria argentina en el sector y el valor de sus capacidades para acompañar el desarrollo de nuevas tecnologías.

Principales desafíos

Asimismo, puso el foco en uno de los principales desafíos asociados a los nuevos tipos de reactores: la preparación para su operación, y señaló que el desarrollo nuclear comienza mucho antes de la construcción de un reactor, implicando la consolidación de marcos regulatorios sólidos, capacidades técnicas locales y organizaciones preparadas para garantizar una operación segura desde el inicio.

El encuentro concluyó con espacios de intercambio entre los participantes, orientados a fortalecer la cooperación regional y promover el desarrollo de la energía nuclear como una fuente segura y escalable.

“Con esta participación, la Argentina continúa consolidando su rol en el escenario nuclear regional y aportando su experiencia al desarrollo de esta tecnología en América Latina y el Caribe”, destacaron desde Nucleoeléctrica.

, Redaccion EconoJournal

David Holloway es catedrático de la Universidad de Stanford y especialista de larga trayectoria en relaciones internacionales, con foco en la historia de las armas nucleares. Su libro Stalin and the Bomb (1994) es un clásico que recibió varias distinciones y recientemente acaba de publicar Nuclear Weapons: An International History (2026). Este miércoles concedió una entrevista a la revista francesa Le Grand Continent, donde advirtió sobre los riesgos de un conflicto nuclear en un contexto en el que están desapareciendo los mecanismos de contención que sirvieron para evitar ese desenlace trágico durante la Guerra Fría. El crecimiento de China aparece como una de las causas centrales del abandono de la no proliferación.

Si bien el interés de EconoJournal por la energía nuclear está centrado en su capacidad para generar electricidad, Holloway también dejó abierta la necesidad de discutir el modo en que la difusión de la tecnología nuclear civil ha facilitado, indirectamente, la proliferación militar.

La palabra de Holloway es especialmente relevante en este contexto de guerra en Medio Oriente entre Estados Unidos, Irán e Israel porque, más allá del sesgo que se le pueda atribuir a su análisis, no es un hombre que se caracterice por realizar aseveraciones tremendistas a la ligera.

La amenaza de Donald Trump

Le Grand Continent le preguntó si le resultaba inédita la retórica de la aniquilación empleada por Donald Trump quien aseguró que si Irán persiste en su idea de mantener cerrado el Estrecho de Ormuz “una civilización entera desaparecerá para no renacer jamás”, lo que algunos analistas han interpretado como una amenaza nuclear.

“La declaración de Trump es impactante y constituye una amenaza de cometer un crimen de guerra: la destrucción de una civilización. Las civilizaciones desaparecen y podemos rastrear su evolución, pero amenazar con aniquilar una mediante bombardeos y la fuerza militar es algo extraordinario y debe ser condenado. De hecho, la comunidad internacional lo ha hecho ampliamente. Desde un punto de vista histórico, no recuerdo que se hayan proferido jamás amenazas nucleares con el objetivo declarado de destruir toda una civilización”, respondió este doctor en Ciencias Sociales y Políticas egresado de la Universidad de Cambridge.

Holloway sostuvo luego que las amenazas nucleares han buscado históricamente disuadir al oponente. La conciencia de su poder destructivo operaba en los hechos como un freno capaz de evitar el conflicto. Sin embargo, ese escenario parece haber cambiado. “Actualmente nos encontramos en una nueva etapa del orden mundial, en la que las armas nucleares desempeñan un papel diferente. Los mecanismos establecidos durante la Guerra Fría para reducir los riesgos asociados a su uso han desaparecido”, aseguró.

Para justificar su afirmación sostuvo que en la actualidad “no hay negociaciones sobre la reducción de las armas nucleares estratégicas”. Incluso aseguró que la Conferencia de Examen de las Partes del Tratado sobre la No Proliferación de las Armas Nucleares, que se realiza cada cinco años y comenzará el próximo 27 de abril en la sede de la ONU en Nueva York, podría fracasar, lo que sería leído como una señal más de debilitamiento de la no proliferación nuclear.

–¿Estamos a punto de entrar en una nueva era atómica en la que el tabú nuclear ha perdido fuerza? –le preguntaron.

–El tabú nuclear es un concepto delicado en ciertos aspectos. Si con ello nos referimos a la negativa a utilizar armas nucleares o a recurrir a la fuerza nuclear, este se ve efectivamente debilitado por la idea de que se podrían utilizar armas nucleares de pequeño calibre con el pretexto de que no matarían a tantas personas. Una de las partes podría afirmar que solo utiliza armas nucleares «de baja potencia», con una potencia de 10 kilotones, lo que es casi tan potente como la bomba de Hiroshima: por lo tanto, no es tan baja. La otra parte podría entonces replicar que estima la potencia de la bomba en 20 kilotones. Este intercambio imaginario muestra que entonces resulta mucho más difícil definir el umbral. –respondió Holloway.

Los riesgos del uso civil de la energía nuclear

“¿Qué señales de alerta podrían haber sido tomadas más en serio por los científicos o los responsables políticos?”, le preguntaron a Holloway. “Una de ellas fue el programa «Átomos para la Paz», puesto en marcha por Estados Unidos y posteriormente adoptado por otros países, con el fin de promover el uso pacífico de la tecnología nuclear, principalmente para la producción de electricidad”, respondió.

“Existe una interrelación entre el tipo de industria necesaria para los usos pacíficos y la requerida para la fabricación de armas, especialmente en lo que respecta al enriquecimiento de uranio”, subrayó el experto de Stanford nacido en Dublín.

Holloway cuestiona abiertamente la democratización de esa tecnología, lo que puede leerse como un mensaje a favor de que sean pocos países los que tengan acceso, empezando por los Estados Unidos. “Muchos consideran retrospectivamente ese momento como un pecado original: la difusión de la tecnología, su democratización, el suministro de reactores y la formación de personal en ciencias e ingeniería nucleares beneficiaron posteriormente a una serie de programas de armamento, todo ello gracias a la ayuda de Estados Unidos, la Unión Soviética y Gran Bretaña, ya que la energía nuclear se presentaba como algo positivo”, afirma.

“Se esperaba que proporcionara electricidad barata, lo que se consideraba muy ventajoso en aquella época. Este enfoque condujo a la difusión de las tecnologías, pero también, por supuesto, al establecimiento de salvaguardias, ya que se temía proporcionar esta ciencia y esta tecnología a otros. Al final, las salvaguardias quizá no fueron lo suficientemente sólidas como para impedir que algunos Estados desarrollaran armas nucleares a pesar de todo”, dejó en claro.

Holloway sostiene que los esfuerzos para impedir la proliferación de las armas nucleares tuvieron cierto éxito durante la Guerra Fría. “En la década de 1960, se estimaba que habría 20 Estados dotados de armas nucleares en los siguientes 20 años. Esa proliferación no se produjo”, sostuvo. Sin embargo, algunos países como Corea del Norte y Pakistán, que no han firmado el Tratado de No Proliferación, lograron eludir las diversas restricciones sobre la venta y la transferencia de tecnología nuclear.

“Hoy en día, cada vez más países se plantean de nuevo la cuestión de la adquisición de armas nucleares, como Polonia, por ejemplo. Que lo hagan o no es otra cuestión, pero la idea de que hay que disponer de armas nucleares está muy presente, al igual que la de que es mejor dotarse de ellas antes de que alguien decida bombardear el programa, como muestra el ejemplo de Irán. Esto demuestra que nos encontramos actualmente en una situación muy incierta”, completó.

La pelea de fondo entre Estados Unidos y China

Cuando le preguntaron a qué cambio en el orden internacional se puede atribuir este abandono de la no proliferación, Holloway no dudó en poner el foco en el surgimiento de China como potencia rival de Estados Unidos, en un contexto de una transición hacia un orden internacional más competitivo y multipolar.

“China ha surgido como una nueva amenaza. Por lo tanto, para Estados Unidos, la cuestión de China y los retos derivados de su crecimiento económico y su creciente influencia política han cobrado mayor importancia que Europa. Esta reorientación ha modificado el orden mundial y ha afectado a los incentivos y los frenos para la adquisición de armas nucleares”, sostuvo.

Luego agregó: “Yo diría que el verdadero cambio comenzó hace quizás diez o quince años, cuando Estados Unidos decidió, bajo el mandato de Obama, reorientar su atención hacia Asia, lo que tuvo consecuencias a largo plazo. En aquel momento, Europa subestimó hasta qué punto ese cambio iba a ser determinante”.

, Fernando Krakowiak

El Gobierno deberá resolver entre este miércoles y, a más tardar, el jueves por la mañana si adjudica a un agregador privado la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir la demanda del invierno. La definición llegará luego de que este miércoles por la mañana se abran las ofertas finales de Trafigura y Naturgy, las dos compañías que continúan en carrera en la licitación en cabeza de Enarsa.

El proceso entró en una instancia de desempate —tal como adelantó este medio el lunes— luego de que en la primera ronda, realizada el lunes, la diferencia entre ambas propuestas fuera inferior al 1 por ciento. En concreto, Trafigura ofertó una prima de US$ 4,91 por millón de BTU sobre el precio del gas en Europa (TTF), mientras que Naturgy presentó una oferta apenas superior, de 4,95 dólares.

Este miércoles se conocerán las mejoras de ambas compañías y, con esos números sobre la mesa, el Gobierno definirá si adjudica a un privado la importación y comercialización del GNL para los meses de frío o si, en un contexto de alta volatilidad internacional, decide mantener esa tarea bajo la órbita de la estatal.

Primas competitivos en un contexto adverso

De un relevamiento realizado entre altos directivos del mercado de gas —productores, comercializadores y distribuidores— y especialistas del sector se desprende que existe un consenso extendido respecto de que las primas ofertadas por ambas compañías resultan competitivas en el contexto actual, marcado por la suba del petróleo y sus derivados y por el aumento de los riesgos operativos.

A la espera de esa definición, la estatal Enarsa avanzó en paralelo este martes con un primer tender para importar dos cargamentos de GNL con entrega prevista para la segunda quincena de mayo, con el objetivo de garantizar el suministro en caso de que las temperaturas registren un descenso marcado durante el próximo mes.

De todos modos, esta compra puntual no es comparable con el proceso licitatorio en curso para seleccionar un agregador privado. En efecto, las primas que surjan del tender de Enarsa no pueden contrastarse directamente con las ofertas de Trafigura y Naturgy, ya que estas últimas incluyen costos adicionales que no recaen sobre la estatal. Entre ellos se destacan el costo de utilización de la terminal regasificadora de Escobar —valorizado en el pliego redactado por Enarsa en 98 millones de dólares—, gastos logísticos como remolcadores, componentes impositivos de los que Enarsa está exenta y los riesgos comerciales asociados a la colocación del gas en el mercado local.

Compras de gasoil para generación

Por su parte, Cammesa —la empresa encargada del despacho de energía— licitó esta semana la adquisición de 150.000 metros cúbicos de gasoil para recomponer los stocks de combustibles líquidos de cara al invierno.

Se trata de un período estacional en el que el parque de generación termoeléctrica opera durante los picos de demanda con combustibles alternativos —principalmente gasoil y, en menor medida, fuel oil— ante la falta de gas natural, que se redirecciona para abastecer la demanda prioritaria residencial.

La operación de Cammesa funcionará, en los hechos, como un test del mercado para medir el nivel de precios del gasoil. En condiciones normales, el gasoil se importa tomando como referencia el precio del heating oil —principal indicador del diésel en Occidente— más una prima de entre 5 y 7 centavos de dólar por galón.

Sin embargo, a raíz de la escalada del conflicto en Medio Oriente, esos premios se dispararon. En las últimas semanas se registraron operaciones con primas de entre 30 y 70 centavos de dólar por galón, es decir, hasta diez veces por encima de los niveles habituales.

En ese contexto, Cammesa apunta a cubrir una parte de la demanda con gasoil proveniente del mercado doméstico. No obstante, las distorsiones de precios vigentes abren un interrogante sobre esa posibilidad.

En la práctica, el precio del gasoil en el mercado interno —con valores minoristas congelados durante las últimas semanas— se ubica hasta un 40% por debajo del precio de paridad de importación (import parity). Esa brecha se da, además, en un momento de alta demanda estacional del campo, impulsada por la cosecha gruesa, lo que incrementa la presión sobre el abastecimiento.

, Nicolas Gandini

El mercado de capitales local mantuvo su rol como aliado financiero para el sector energético, y durante el primer trimestre de 2026, el segmento primario de Obligaciones Negociables (ON) en la Argentina registró colocaciones por un total de US$3.930 millones. Dentro de este volumen, el sector energético se consolidó como el principal demandante de financiamiento corporativo al captar US$1.848 millones, lo que representó el 47,03% del monto total emitido en el período.

Así se desprende de un informe financiero realizado por RICSA Alyc para EconoJournal en el que se destaca que si bien el volumen general del mercado mostró una retracción del 2% respecto al primer trimestre de 2025, la industria energética incrementó su liderazgo en la captación de capitales para el desarrollo de infraestructura y producción.

Este protagonismo sectorial se destaca por su alta eficiencia en la captación de recursos: el volumen de US$1.848 millones fue capturado por apenas 11 series, las cuales representaron solo el 20% de la cantidad total de emisiones del trimestre.

Durante 2025, el sector de la energía cerró un ciclo de dinamismo histórico movilizando más de U$S10.500 millones a través de 80 emisiones de ONs. Este volumen, que representó casi el 30% del financiamiento corporativo total del año, se caracterizó por una fuerte aceleración tras las elecciones legislativas de octubre, permitiendo que apenas cinco grandes empresas concentraran el 68% del financiamiento total del sector.

Los indicadores del primer trimestre de 2026 confirman la profundización de la tendencia observada hacia fines del año pasado en materia de concentración y calidad crediticia. Mientras que el cierre de 2025 mostró una extensión de los plazos y una mejora progresiva en las condiciones de financiamiento , el inicio de 2026 ratifica este proceso con una industria energética que ahora captura el 47% del volumen total.

El informe reseñó que a diferencia de la mayor atomización de emisoras registrada a comienzos de 2025, la dinámica actual valida la selectividad del mercado, que continúa priorizando instrumentos de gran tamaño y moneda dura para proyectos estratégicos de infraestructura.

Un comienzo de año de menores tasas y mayores plazos

En términos globales, el mercado registró 55 series emitidas entre enero y marzo de 2026, lo que significó una caída del 30% en la cantidad de instrumentos respecto al primer trimestre de 2025. Estos datos evidencian una marcada tendencia hacia la concentración del financiamiento en instrumentos de mayor tamaño y emisores de primera línea, una dinámica que se profundizó respecto al balance de cierre del año pasado.

La estructura de las colocaciones ratifica la vigencia del «hard dollar» como moneda de preferencia para la industria. El 90,9% de las emisiones del sector se canalizó en dólares estadounidenses. Esta preferencia responde a la necesidad de las operadoras de calzar sus pasivos con flujos de ingresos mayoritariamente dolarizados, una estrategia recurrente en las empresas con perfil exportador o vinculadas a la actividad en Vaca Muerta.

En términos de costos, el mercado validó una compresión de tasas para los créditos más robustos. La tasa promedio de financiamiento en dólares para el sector se ubicó en el 7,94% TNA , lo que representa una mejora frente al 10% promedio ponderado observado en el primer trimestre de 2025. Esta dinámica sugiere condiciones de financiamiento más favorables para los emisores de referencia en la plaza local.

Sin embargo, el informe de RICSA destaca una importante dispersión intra-sectorial, donde el spread alcanzó los 600 puntos básicos. Mientras que emisores como Pampa Energía lograron financiarse con tasas del 5% TNA, otras compañías como Crown Point debieron convalidar tasas del 11%. Esta brecha indica una discriminación crediticia cada vez más activa de los inversores, basada en el perfil de riesgo y flujo de cada compañía.

Las compañías que protagonizaron el trimestre

YPF volvió a ser el actor dominante del trimestre, absorbiendo US$711 millones a través de sus distintas series. La petrolera no solo lideró en volumen, sino que también contribuyó a la extensión de los plazos de la curva de crédito, con colocaciones que alcanzaron una duración de 97,1 meses. Esta capacidad de captar capital a largo plazo es fundamental para el sostenimiento de inversiones intensivas en infraestructura.

Detrás de la petrolera estatal se ubicaron Pan American Energy (PAE) con US$375 millones y Pampa Energía con US$200 millones. Para los analistas es destacable el caso de PAE, que logró colocar deuda al plazo más extenso del trimestre, alcanzando los 133,9 meses de duración con una tasa del 8%. Estas condiciones reflejan una maduración del mercado local, que ofrece horizontes temporales superiores a los 11 años.

El segmento del midstream también mostró actividad relevante a través de Oleoductos del Valle (Oldelval), que captó US$110 millones a una tasa del 7%. El financiamiento de este subsector es clave para los proyectos de evacuación de crudo. En contraste, otras empresas vinculadas al sector energético, como Edenor y CGC, debieron convalidar tasas del 10% TNA para plazos más acotados.

En cuanto a la dinámica mensual, el promedio por emisión en el sector energético se situó en US$168 millones. Esta cifra es sensiblemente superior al promedio general del mercado de ON, que fue de US$71,5 millones. Estos datos confirman que la energía opera en una escala de financiamiento que tracciona los indicadores globales del mercado primario en el medio local.

La distribución de tasas por emisor también revela que la mayoría de las colocaciones de referencia se concentraron en el rango del 5% al 7%. No obstante, la diferenciación ya no responde únicamente al tamaño de la empresa, sino también al subsector, el perfil de flujos y el historial de acceso al mercado. Esto posiciona a los inversores en un rol más selectivo frente a la oferta de deuda corporativa.

El análisis subraya que el sector energético diversificó sus subsectores de emisión, abarcando desde exploración y producción (E&P) hasta generación y distribución. Esta amplitud de emisores permite consolidar una curva de crédito propia para la industria en la Argentina, con plazos que en casos líderes superan la década.

El inicio de 2026 ratifica que la energía es el principal demandante de financiamiento estructural en la Argentina. Con una fuerte dolarización y una compresión de tasas para los principales actores, el mercado de capitales se consolida como la herramienta central para financiar la expansión de la infraestructura energética nacional.

, Ignacio Ortiz

Por Alejandro Larrive (*)

La integración energética entre Chile y Argentina vuelve a ocupar el lugar que siempre debió tener: el de un espacio de colaboración estratégica, de beneficios compartidos y de construcción de confianza entre dos países llamados naturalmente a complementarse. Los avances recientes en el comercio de petróleo y gas muestran que, cuando existe visión de largo plazo y voluntad de cooperación, la energía se transforma en un puente y no en una frontera.

Un ejemplo es el acuerdo de suministro de petróleo firmado por ENAP con productores argentinos de Vaca Muerta por un monto de US$12.000 millones, con vigencia hasta 2033. Este acuerdo contempla volúmenes de hasta 70 mil barriles por día y se apoya en el Oleoducto Trasandino: una infraestructura construida en la década de los 90 que estuvo inactiva durante 17 años y que hoy vuelve a cumplir su propósito original, conectando ambos países de manera eficiente.

Para Argentina, significa ampliar su capacidad de exportación, diversificar mercados y consolidar una salida hacia el Pacífico. Para Chile implica mayor seguridad de abastecimiento y menores costos logísticos. Es un caso de integración que genera valor a ambos lados de la cordillera.

En gas natural, el potencial de cooperación es igualmente profundo. En esa misma línea, también se observan señales muy concretas desde la industria. En su último reporte al mercado, Methanex destacó que la planta Chile I operó a plena capacidad durante todos los meses de invierno del hemisferio sur, marcando la primera vez en más de diez años que logra sostener esas tasas en dicho período, apoyada por gas proveniente de Argentina.

Argentina cuenta con recursos abundantes y una capacidad creciente, mientras que Chile necesita energía limpia, segura y competitiva para su industria, su sistema eléctrico y su minería. Existen gasoductos ya construidos en la Región de Magallanes, en el centro, en el centro-sur y en el norte de Chile, con capacidad disponible para aumentar flujos en función de la demanda.

Desde el punto de vista económico y ambiental, el gas natural puede cumplir un rol relevante en una transición energética ordenada y realista, especialmente si permite reducir el uso de combustibles más caros o con mayor huella de carbono.

Por su parte, Chile cuenta con un abundante recurso solar en el norte del país. Sin embargo, ante la falta de sistemas de transmisión que permitan evacuar esta energía a los principales puntos de consumo, gran parte de esa energía se debe verter y, por ende, se pierde. Es aquí donde otra infraestructura que permite la integración energética entre ambos países juega un rol clave: la línea de transmisión eléctrica InterAndes, de propiedad de AES Andes.

Se trata de una línea de transmisión de 345 kV entre la subestación Andes en Chile y la subestación Cobos en Argentina. Los intercambios eléctricos permiten optimizar el uso de recursos entre ambos países. Esta línea tiene un alto potencial para incrementar los niveles de exportación e importación de energía entre ambos países.

El pasado dejó aprendizajes difíciles. Los cortes de suministro de gas entre 2005 y 2009 golpearon la confianza y tuvieron impactos relevantes en la economía chilena. Pero mirar hacia adelante también implica reconocer que el contexto ha cambiado. Hoy existe una convergencia genuina de intereses: Argentina busca mercados estables y previsibles para su producción creciente, y Chile necesita diversificar y fortalecer su seguridad energética.

Persisten desafíos regulatorios y de mercado. En Argentina, los precios del gas aún están parcialmente condicionados por esquemas que introducen rigideces y limitan ciertas señales competitivas. En Chile, en tanto, los menores precios del gas argentino todavía no han permeado plenamente a las cuentas de los hogares ni a los costos energéticos de las pequeñas industrias.

Sin embargo, a medida que Argentina siga desarrollando más producción y ampliando la infraestructura de transporte, es esperable que estas restricciones se vayan flexibilizando y que el mercado avance gradualmente hacia una mayor liberalización, facilitando acuerdos más eficientes y de largo plazo.

El verdadero desafío no es técnico ni de recursos, es reconstruir confianzas, romper inercias y animarnos a pensar la energía como un proyecto común. La integración energética entre Chile y Argentina no es solo una oportunidad comercial; es una oportunidad para profundizar la relación entre dos países vecinos, generar desarrollo compartido y demostrar que trabajando juntos el todo puede ser mucho más que la suma de las partes.

Desde la Cámara Chileno Argentina de Comercio trabajamos para impulsar iniciativas y acuerdos de largo plazo que fortalezcan la confianza, aporten estabilidad y generen beneficios concretos a ambos lados de la frontera, convencidos de que una mayor integración energética es clave para el desarrollo de Chile y Argentina.

(*) Vicepresidente Cámara Chileno Argentina de Comercio

, Alejandro Larrive

El GAPP, la red de colaboración estratégica conformada por empresas nacionales que desarrollan, producen y comercializan equipamiento y servicios técnicos para las industrias del Oil & Gas, presentó los resultados de su último monitoreo trimestral de actividad PyME Industrial, correspondiente al período enero-marzo de 2026.

El informe, basado en una muestra de 160 empresas socias, presenta una leve recuperación en el nivel de actividad, reflejado en una mejora en la capacidad ociosa, aunque en un contexto donde persisten desafíos vinculados a la competitividad estructural y las condiciones de mercado.

En términos productivos, más de la mitad de las empresas (52%) opera actualmente con niveles de ociosidad bajos o nulos, una mejora significativa respecto del 34% registrado al cierre de 2025. A su vez, los niveles críticos de capacidad ociosa (superiores al 50%) se redujeron del 16% al 10%, dando cuenta de una mayor utilización de la capacidad instalada en el entramado industrial.

Empleo en el sector de Oil&Gas

En materia de empleo (un indicador clave dentro de este segmento), el relevamiento indica que el 47% de las empresas se vio afectada en relación a su dotación de personal, donde el 31% de las empresas debieron incurrir en despidos, el 15% debió realizar reducciones de jornada y solo un 1% suspensiones. En relación a las perspectivas de contratación se observa una leve mejora, dado que el 66% de las empresas no cancelaron ingresos previstos de personal, marcando un cambio respecto de la tendencia registrada a fines de 2025 (30% en aquella oportunidad).

Datos del informe del GAPP

Desde el GAPP, su director ejecutivo, Leonardo Brkusic, señaló: “Los datos muestran una leve mejora en el nivel de actividad de las PyMEs industriales, aunque permanecen condiciones estructurales que las afectan en términos de competitividad y generan condiciones de desventaja frente a proveedores internacionales, en particular los asiáticos. Hoy el desafío es sostener la producción, y continuar potenciando y desarrollando las capacidades locales existentes, promoviendo el empleo y la inversión para generar y captar el valor agregado en el país. Si bien la producción de hidrocarburos está en alza, aún no ha comenzado el desarrollo masivo de obras que generen un repunte marcado de la actividad de perforación y construcción de facilidades que repercuta en los proveedores”.

A su vez, el ejecutivo señaló que “la incorporación de los proyectos de upstream e infraestructura asociada al Régimen de Incentivo a Granes Inversiones (RIGI) también genera preocupación en el sector, en cuanto incluye proyectos de plantas de tratamiento de crudo y gas, flowlines, y facilities en general, aumentando la brecha competitiva frente a jugadores que acceden a beneficios fiscales, cambiarios y aduaneros exclusivos, ahora también en la etapa de perforación y desarrollo de yacimientos. En la práctica esto vulnera la seguridad jurídica dado que cambia las reglas del segmento para los proveedores locales”.

El informe

En este sentido, el informe evidencia un cambio hacia una postura más moderada: mientras que el optimismo cayó del 60% al 48%, creció significativamente el grupo de empresas que se declara cauteloso frente a la evolución de proyectos estratégicos como Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura de GNL (VMOS, SESA, Argentina LNG) y las iniciativas presentadas bajo el RIGI.

Entre las principales preocupaciones del sector, la competitividad encabeza la agenda (80%), seguida por los niveles de actividad en Oil & Gas (70%) y minería (57%). A esto se suman problemáticas como los plazos de pago y la presión de importaciones, y preocupaciones de niveles de productividad debido a la baja demanda.

Este clima de expectativa también se percibe en el sector convencional, a la espera de que la situación se revierta en el mediano plazo. Durante la última reunión plenaria del GAPP, donde se reunieron 120 empresarios del sector, coincidieron en que comienza a observarse un incipiente movimiento en el avance o inicio de algunos proyectos, aunque aún por debajo de los niveles históricos.

En relación al mercado convencional, uno de los empresarios participantes manifestó: “Se está viendo una leve mejora y los proyectos empiezan a avanzar después del cimbronazo inicial de adjudicaciones de las áreas. Probablemente no volvamos a los niveles de actividad de años anteriores en el corto plazo, pero hay mucho por hacer. Hay pozos que necesitan reactivarse y oportunidades que el país no puede desaprovechar por falta de infraestructura, sobre todo en el contexto internacional actual. Lo positivo es que hay señales de que el sector podría ir consolidándose en los próximos meses”.

Proyectos de Oil&Gas

Desde el GAPP coinciden en que, a medida que los grandes proyectos de Downstream se concreten, esto repercutirá en mayor actividad Upstream en el sector. Cuando esto suceda, el grupo empresario espera que “el equipamiento y la tecnología a utilizar sea argentina y no extranjera, para evitar que las importaciones desplacen la capacidad, el know-how y los empleos generados en la industria nacional. De esta forma, se lograría que la mejora en la actividad PyME evidenciada en el último trimestre se sostenga y potencie a futuro”.

, Redaccion EconoJournal

Pan American Energy (PAE), una de las mayores productoras de hidrocarburos del país, lanzó una nueva edición de su programa de Jóvenes Profesionales, una iniciativa orientada a atraer y desarrollar jóvenes talentos que quieran dar sus primeros pasos en la industria energética. Desde su primera edición en 2018, más de 235 jóvenes ya formaron parte del programa.

La propuesta está dirigida a graduados y estudiantes próximos a graduarse que busquen insertarse en un entorno dinámico, con desafíos concretos y oportunidades de aprendizaje continuo, formando parte de equipos que lideran el desarrollo energético en la Argentina y la región. Los interesados podrán inscribirse hasta el 4 de mayo en esta dirección.

Incorporación de jóvenes profesionales

PAE convoca a jóvenes de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, entre otras disciplinas, para sumarse a las áreas de Operaciones Upstream, Downstream y áreas Corporativas. Bajo la premisa “Una nueva temporada en tu desarrollo comienza”, la compañía propone una experiencia que conecta el talento joven con principales desafíos del negocio.

El programa

El programa comenzará en julio de 2026, tendrá una duración aproximada de un año y se llevará a cabo en distintas localidades del país donde la compañía tiene operaciones. Durante este período, los participantes se integrarán a equipos que trabajan en proyectos estratégicos, donde podrán involucrarse activamente en iniciativas clave para la operación y el crecimiento de la compañía.

Los jóvenes profesionales atravesarán distintas instancias de desarrollo, incluyendo rotaciones por áreas, participación en proyectos, acompañamiento de tutores y mentoría de referentes senior. Este enfoque busca potenciar sus capacidades y prepararlos para asumir a futuro posiciones de mayor responsabilidad dentro de la organización.

 “En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro. Nuestro programa apuesta a formar profesionales integrales, con visión y liderazgo para anticiparse, desafiar lo establecido y dar forma a los desafíos que vienen”, afirmó Victoria Traverso, Gerente Corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.

, Redaccion EconoJournal

Edenor puso en marcha la Subestación Martínez, una obra destinad a reforzar la red eléctrica en el norte del conurbano. La construcción de una subestación eléctrica es una de las inversiones más relevantes dentro de los planes de expansión y modernización de las redes de distribución y transporte de energía.

Se trata de obras complejas, intensivas en capital y con plazos que pueden extenderse durante varios años, pero que resultan clave para acompañar el crecimiento de la demanda, mejorar la calidad del servicio y aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico. Como parte de su plan de inversiones, Edenor puso en marcha la nueva Subestación Martínez, una obra que incorpora tecnología de última generación para optimizar la eficiencia operativa, fortalecer la conexión con los clientes y mejorar la calidad del servicio eléctrico.

La nueva subestación

El proyecto incluye dos unidades transformadoras principales de 132/13,2 kV y 80 MVA de potencia. La infraestructura está compuesta por dos edificios arquitectónicamente independientes: uno destinado a instalaciones de alta tensión y otro a media tensión. Ubicada en una zona de alto tránsito, la subestación presenta un diseño discreto y moderno, con una identidad visual reconocible. Los transformadores se encuentran al frente, parcialmente ocultos por una cortina metálica que constituye el “corazón” de la subestación, cumpliendo criterios de seguridad e integración estética.

Se destaca la tecnología GIS en alta tensión, con equipos encapsulados y aislados en gas SF₆, lo que permite reducir las distancias eléctricas y minimizar todo tipo de riesgo. Además, se instalaron más de 71.000 metros de red subterránea de media tensión y 540 metros de red subterránea de alta tensión (132 kV).

Beneficios

La nueva subestación beneficia a más de 80.000 clientes de San Isidro y Vicente López, abasteciendo hogares, industrias, comercios y pymes. Con esta puesta en servicio, Edenor reafirma su compromiso con la modernización de la infraestructura eléctrica y la mejora continua del servicio, garantizando mayor eficiencia y seguridad en la distribución de energía para acompañar el crecimiento de la demanda en los próximos años.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y directivos de Compañía General de Combustibles (CGC) encabezaron este martes una misión técnica e institucional en Calgary, en Canadá, con el objetivo de posicionar a Palermo Aike, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Austral, como un posible desarrollo shale a futuro en la Argentina detrás de Vaca Muerta.

En un encuentro organizado por el Gobierno de Alberta y el Canadian Global Energy Forum en el McDougall Centre de Calgary, ante un centenar de 100 especialistas de operadoras, empresas de servicios y entidades financieras, se expusieron los parámetros técnicos del play. La presentación técnica estuvo liderada por Pablo Chebli, miembro del directorio de CGC, y Jaime Álvarez, ministro de Hidrocarburos y Minería de Santa Cruz.

Durante la exposición, Chebli analizó las propiedades geológicas y de reservorio de la formación, estableciendo analogías con sistemas petroleros de Estados Unidos. “Palermo Aike tiene el potencial para convertirse en el próximo desarrollo shale de la Argentina. Las características de la roca son similares e incluso mejores en ciertos casos que algunos shales de cuencas de Estados Unidos que han sido desarrolladas exitosamente”, explicó el directivo.

Asimismo, se enfatizó la eficiencia en el CAPEX inicial gracias a la capacidad instalada. “La cuenca cuenta con infraestructura de producción y transporte preexistente, así como con instalaciones de exportación con acceso tanto al océano Pacífico como al Atlántico, lo que reduce significativamente las inversiones requeridas”, detalló Chebli.

Por su parte, el gobernador Vidal destacó la recepción de la propuesta técnica y adelantó los hitos operativos para el corto plazo: “En la segunda parte del año, YPF retomará la perforación en Palermo Aike, lo que permitirá contar con más y mejor información para reducir riesgos y atraer nuevos interesados”.

“Tenemos más de 80 años de historia en la actividad y una oportunidad concreta con Palermo Aike. No es una expectativa, es una realidad que puede abastecer de energía a la Argentina y a la región durante décadas”, señaló el mandatario patagónico. Para eso anticipó que su gobierno, que recientemente bajó regalías, en los próximos meses avanzará con nuevas licitaciones de áreas.

El gobernador subrayó que la competitividad de Santa Cruz no se limita únicamente a sus recursos naturales, sino que también se apoya en condiciones estructurales. “No se trata solo de lo que tenemos en el subsuelo. Tenemos una sociedad que apuesta al trabajo, mano de obra calificada, infraestructura, energía disponible y capacidad logística para acompañar cualquier proyecto productivo”, explicó.

El trabajo de CGC en los bloques no convencionales

CGC presentó además el estado de situación de sus bloques y los resultados de los trabajos de exploración realizados, al tiempo que abrió la convocatoria a compañías interesadas en farm-ins o esquemas de colaboración para futuros pozos exploratorios y potenciales desarrollos a escala comercial.

El despliegue de la misión coincide con el nuevo marco regulatorio de Santa Cruz, que implementó un esquema de regalías del 5% por un plazo de diez años para la formación. Esta política de incentivos fiscales, sumada a la operatividad del RIGI para proyectos de upstream, busca maximizar la tasa de retorno y acelerar la curva de aprendizaje en el área.

Desde la delegación destacaron la relevancia de la articulación público-privada en la misión: “La presencia conjunta de la empresa, el gobierno provincial y los sindicatos marca un hito. Estamos mostrando una visión alineada y un compromiso común para impulsar este proyecto”, señaló Rodrigo Fernández, Chief Of Staff de CGC.

La agenda en Canadá, que concluirá este jueves, contempla visitas a campos no convencionales y centros de I+D para evaluar tecnologías de perforación y completación optimizadas para condiciones climáticas extremas, factor crítico para la viabilidad operativa en la Cuenca Austral.

Por parte de la representación gremial, estuvo el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Dante Llugdar, quien viajó al país del norte junto al Secretario Adjunto, Luis Gustavo Villegas. “Hoy estamos viendo un modelo que realmente nos impacta. Lo vemos con una sana envidia, pero también con la convicción de que, con trabajo y nuevos desafíos, podemos lograrlo en Santa Cruz”, expresó Llugdar.

, Ignacio Ortiz

El desarrollo del oil & gas viene elevando los estándares sobre toda la cadena de valor. Hoy, las operaciones demandan mayor confiabilidad, precisión y capacidad de respuesta sobre equipos que trabajan en condiciones severas y donde cualquier desvío puede impactar en tiempos, costos y continuidad operativa.

En ese escenario, las empresas de servicios y soluciones técnicas ya no sólo deben reparar o fabricar componentes: también necesitan aportar conocimiento aplicado, validación, trazabilidad y capacidad de adaptación frente a requerimientos cada vez más específicos.

Tecnología aplicada para mejorar desempeño

Dentro de esa lógica, Metalúrgica CAMSA viene incorporando capacidades que apuntan a fortalecer la eficiencia y la calidad del servicio. Entre ellas, se destacan dos desarrollos: el láser cladding y el banco de pruebas de transmisiones.

En ambos casos, no se trata simplemente de sumar equipamiento, sino de ampliar herramientas concretas para intervenir sobre componentes críticos con mayor precisión, mejorar la confiabilidad operativa y reducir desvíos.

Recuperación de piezas y validación técnica

Uno de los avances más relevantes es la incorporación de tecnología de láser cladding, que permite recuperar y extender la vida útil de componentes de alto valor sometidos a desgaste, abrasión y corrosión. Esto no sólo mejora la performance de piezas críticas y reduce tiempos de reposición, sino que también favorece un uso más eficiente de los materiales y una lógica de mantenimiento más sustentable.

A esto se suma el banco de pruebas de transmisiones, una herramienta orientada a ensayar y verificar el comportamiento funcional de los equipos antes de su puesta en servicio. Esa instancia de control resulta clave para trabajar con mayor precisión, minimizar desvíos y elevar la confiabilidad de los componentes intervenidos.

Crecimiento con visión de largo plazo

Ese fortalecimiento técnico está acompañado por una expansión de infraestructura. En los próximos meses, la compañía finalizará una nueva nave industrial de más de 7.000 m², concebida para optimizar procesos y ampliar su capacidad de respuesta.

Al mismo tiempo, Metalúrgica CAMSA sostiene una cultura de trabajo apoyada en la capacitación continua, la actualización tecnológica y el fortalecimiento de estándares de calidad, seguridad y ambiente. En un contexto de mayores exigencias de eficiencia y sostenibilidad, la empresa busca consolidar un perfil cada vez más robusto, combinando tecnología, conocimiento y capacidad de respuesta.

Una propuesta más amplia para equipos críticos

Más allá de estas incorporaciones, CAMSA desarrolla una oferta orientada a la continuidad operativa de equipos críticos para la industria energética, especialmente en etapas vinculadas al upstream.

Entre sus principales capacidades se encuentran la reparación y fabricación de cilindros y componentes hidráulicos de gran porte, la producción de empaquetaduras y sellos hidráulicos de precisión en materiales técnicos, y la recuperación dimensional y mecanizado de piezas sometidas a altas exigencias. A ello se suman servicios de overhaul, martillos y transmisiones hidráulicas, bajo criterios de precisión, trazabilidad y desempeño.

, Redaccion EconoJournal

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, estimó hoy que la Argentina alcanzará una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en cinco años, al resaltar el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y valorar la vuelta del país a un sistema de mercado capitalista.

Estas proyecciones fueron el eje central del capítulo energético de la AmCham Summit 2026, el foro anual que congrega a las compañías de los Estados Unidos con inversiones en el país. El encuentro, que analizó los desafíos de la infraestructura y la exportación de hidrocarburos, contó con la presencia previa del ministro de Economía, Luis Caputo, y la participación de los directivos Juan Martín Bulgheroni (PAE), Fernando Bonnet (Central Puerto) y Ana Simonato (Chevron).

Durante su intervención, González fue contundente sobre el nuevo marco de negocios al señalar que “el cambio más importante es la vuelta de la la Argentina al capitalismo, eso hace que sea un país donde los inversores digan, ‘acá quiero estar’”, puntualizó González al iniciar su intervención, subrayando que la confianza del capital privado es el pilar de la nueva etapa que atraviesa el país.

En esa línea, destacó la importancia de «una macro ordenada que permite invertir en un país donde los impuestos no van a subir, que van a tender a bajar, donde claramente la inflación va a bajar”. Respecto a la seguridad jurídica, señaló que “a partir de la Ley Bases, los cambios en Ley de Hidrocarburos, en el gas, en el marco regulatorio eléctrico, donde se pone la maximización de recursos y los precios internacionales en el centro de la política energética, donde el Estado se restringe como regulador”.

El funcionario también analizó el desempeño de las herramientas de fomento como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, que meses atrás fue prorrogado hasta julio de 2027: “El RIGI hasta ahora fue una historia de éxito. Extendimos el régimen un año más, y en simultáneo incluimos el desarrollo del upstream”.

“El RIGI permite que dentro del campo puedas desarrollar pozos o áreas que no tenías previsto desarrollar, porque los economics eran muy justos”, señaló González, para luego concluir con una proyección sobre el corto plazo: “Permite que se adelanten inversiones, porque este régimen está vigente hasta julio del 2027. Vamos a ver un aumento de inversiones en el sector de petróleo y gas fortísimo en los próximos 18 meses”.

Sobre las metas de exportación, el funcionario afirmó que “de acá a cinco años, la Argentina tendrá una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en estos dos sectores. No estamos hablando del potencial de los recursos, sino que estamos hablando de proyectos concretos en 5 años”.

En ese sentido justificó la proyección exportadora al repasar que «el país viene de un récord de producción de petróleo sobre fines del año pasado, de 890.000 barriles diarios y podrá tocar el millón de barriles este año«. En gas natural, en la medida que lleguen las terminales de licuefacción, a poco más de un año de tener la primera, va a ver un crecimiento muy fuerte.

Finalmente, el secretario coordinador subrayó la política de no intervención de la actual gestión: “No instalamos un barril criollo ni intervenimos artificialmente en los precios. Las empresas se autorregularon, y solas decidieron en qué medida hacían el pass through a precios, sin ninguna intervención del gobierno”.

La visión empresaria

Por su parte, Juan Martín Bulgheroni, vicepresidente de Planificación y Estrategia de Upstream de Pan American Energy (PAE), advirtió sobre la escala necesaria para el desarrollo del recurso: “Vaca Muerta tiene seis veces lo que va a consumir la Argentina de gas en los próximos 20 años; claramente si no desarrollamos proyectos exportadores no vamos a poder monetizar ese gas para el país”.

En ese sentido, el directivo puntualizó que “el fuerte está en el gas licuado y con eso se puede cuadruplicar el potencial exportador regional, en volúmenes son 90 MMm3 de gas tomando todo el polo exportador de GNL del que Southern Energy conforma la primera fase con dos barcos y 6 MTPA, con un contrato de abastecimiento con Alemania por 8 años”.

A su turno, Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, explicó la incursión de la firma en nuevas áreas: “Anunciamos el ingreso de Central Puerto al negocio del no convencional, con un área en Neuquén que opera convencional con la idea de desarrollar al no convencional, como proceso de diversificación que iniciamos hace dos años ingresando al negocio de minería y forestal”.

Además, detalló soluciones técnicas para el sistema eléctrico nacional: “En el corto, cubrir las demandas de potencia que tenemos en la Argentina en particular los picos de consumo, instalando en nuestras centrales 1,2 GW en almacenamiento de baterías que va a permitir entregar 200 MW por 5 horas todos los días en los momentos de mayor consumo”.

Finalmente, Ana Simonato, Country Manager de Chevron Argentina, vinculó la productividad geológica con los estándares globales: “El potencial de Vaca Muerta de su roca es tan bueno como muchos de los yacimientos en Estados Unidos comparables en productividad, la clave va a estar siempre en la competitividad y eso va a posicionar a la Argentina en el largo plazo en el sector energético”.

Para cerrar, la ejecutiva remarcó las garantías que requiere el flujo de capital intensivo: “Cualquier inversión a largo plazo estamos mirando al libre movimiento de capital, a la disposición de divisas, al libre mercado y el respeto de los marcos contractuales”.

, Ignacio Ortiz

El CEO de la italiana ENI, Claudio Descalzi, pidió suspender la prohibición que comenzará a regir en Europa contra las importaciones de gas natural licuado (GNL) desde Rusia. El gobierno de Italia, uno de los países europeos más energéticamente expuestos por el colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz, ya anticipa una recesión económica grave si los precios de la energía se mantienen en los niveles actuales.

El líder de ENI, empresa socia de YPF en el proyecto Argentina LNG, también manifestó su preocupación por el impacto de la guerra de Medio Oriente sobre el suministro energético europeo en productos energéticos como el gasoil (diesel) y jetfuel.

Descalzi pidió mantener las importaciones de GNL de Rusia

Dado el contexto, Descalzi evaluó que la Unión Europea debería reconsiderar la importación de GNL desde Rusia para evitar un mayor desequilibrio entre la oferta y la demanda.

«Creo que es necesario suspender la prohibición, que entrará en vigor el 1 de enero de 2027, sobre los 20.000 millones de metros cúbicos de GNL procedentes de Rusia», dijo el CEO de ENI durante un evento de formación política del partido la Liga (Lega), que forma parte de la coalición parlamentaria de la primera ministra Giorgia Meloni.

En cambio, Descalzi consideró que la pérdida del suministro de GNL proveniente de Qatar debido al colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz no es tan preocupante para Italia. «6500 millones de metros cúbicos de gas llegaban de Qatar, pero los sustituiremos con suministros de Angola, Nigeria, Congo y Estados Unidos», aseguró.

Qatar Energy, la principal productora y exportadora de GNL del mundo, anunció en marzo la suspensión de contratos de suministro firmados con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China tras un ataque de Irán contra el complejo Ras Laffan. Producto de ese ataque, la empresa controlada por Qatar informó que el 17% de su capacidad de producción de GNL quedará fuera de servicio por al menos tres años.

La postura del CEO de ENI esta en sintonía con la Liga, partido político que aboga por el restablecimiento del comercio energético con Rusia. El líder del partido en el parlamento, Riccardo Molinari, cuestionó la decisión de la Unión Europea en proseguir con la prohibición de las importaciones de gas natural ruso.

«A nivel europeo, debemos abrir un nuevo debate y superar la hipocresía. Alguien debe explicarme por qué, en un momento en que el suministro ruso de gas y petróleo reduciría drásticamente los costes energéticos, Europa sigue permitiendo que esto no suceda», dijo Molinari la semana pasada durante una comparencia de Meloni ante el parlamento italiano.

La prohibición en Europa al GNL de Rusia

El Consejo Europeo, el órgano que reune a los presidentes y primeros ministros de los países miembros de la U.E., alcanzó a fines del año un acuerdo para dejar de importar gas natural ruso en todas sus variantes para el 2027.

En el caso del GNL, la prohibición comenzará a regir en los contratos en el mercado spot a partir del 25 de abril y en los contratos a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027.

Las importaciones de GNL ruso paradójicamente crecieron significativamente en Europa luego de la invasión de Rusia sobre Ucrania. El récord de importación de GNL ruso fue de 17.8 millones de toneladas en 2024, según la consultora Rystad Energy.

La cuota de Rusia en las importaciones de gas por gasoducto de la UE se redujo de alrededor del 40% en 2021 a alrededor del 6 % en 2025. Si se agrega el GNL, Rusia representó alrededor del 12% del total de las importaciones de gas de la UE en 2025, según el Consejo Europeo.

En 2025, la U.E. importó más de 140 mil millones de metros cúbicos (bcm) de GNL, según datos de Bruegel. Estados Unidos fue el principal proveedor de GNL, representando casi el 58% del total de las importaciones.

De todas formas, Noruega sigue siendo el principal suministrador de gas natural a Europa, representando un tercio del suministro total.

Riesgo de recesión económica

El CEO de ENI también subrayó que la guerra en Medio Oriente impacta con fuerza en el suministro de diesel y jetfuel en Europa, con el consecuente aumento de sus precios. El gobierno italiano comparte esa preocupación debido al riesgo concreto de una recesión económica.

La Unión Europea y el Reino Unido importaron más de 50 millones de toneladas de diesel y más de 25 millones de toneladas de jetfuel en 2025, según datos de Vortexa. Aproximadamente una quinta parte de esas importaciones de gasoil y la mitad de las importaciones de jetfuel transitaron por el estrecho de Ormuz. 

Descalzi reconoció esta realidad en el mercado del diesel, que en Italia ya genera problemas de abastecimiento. «Al final de la semana, 600 estaciones de servicio hacían cola sin diésel», reveló el gerente.

El ministro de Economía de Italia, Giancarlo Giorgetti, declaró que «si la situación en los sectores energético y de combustibles continúa así, me temo que llegará una recesión«.

, Nicolás Deza

El Ministerio de Economía modificó un aspecto técnico clave del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) sobre los criterios que determinan si es o no un proyecto estratégico de inversión a largo plazo, uno de los principales aspectos que impulsaron al gobierno para lanzar el esquema de incentivos. La modificación permitirá que se adhieran al régimen más proyectos de upstream de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, que originalmente no estaban contemplados al RIGI y fueron incorporados en febrero de este año.

La medida se instrumentó mediante la resolución 484 del Ministerio de Economía, que se publicó este lunes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Palacio de Hacienda elevó del 30% al 35% el umbral de las ganancias operativas para que un proyecto no pueda recuperar lo invertido durante los primeros tres años. De este modo, el RIGI prevé en su reglamentación excluir a negocios de recupero rápido de la rentabilidad.

Si bien la medida incluye a todos los sectores productivos que están incluidos en el RIGI, es clave para la producción de petróleo y gas no convencional, ya que los pozos de Vaca Muerta tienen un rápido aumento de la producción, pero también un rápido declino productivo. Por este motivo, el desarrollo del shale requiere de altas tasas de reinversión anual para sostener los proyectos a lago plazo.

Al elevar este porcentaje e incorporar iniciativas con inicio de rentabilidad un poco más a corto plazo, la resolución permitirá que más operadoras presenten proyectos de upstream de Vaca Muerta para adherirse al RIGI.

RIGI: inversión a largo plazo

Uno de los principales objetivos del gobierno cuando lanzó el RIGI era concretar las inversiones estratégicas a largo plazo en sectores como la energía, minería e infraestructura, entre otros. Para determinar el carácter estratégico y de períodos prolongados de las inversiones se estableció un criterio sobre el tiempo de retorno de una inversión.

El esquema originalmente afirmaba que un proyecto no podía tener una recuperación del 30% de su inversión mediante ganancias operativas en los primeros tres años.

Para esto, el artículo 172 de la Ley 27.742 que le da un paraguas normativo al RIGI, estableció que las inversiones “serán consideradas de largo plazo en tanto tengan un cociente no mayor al 30% entre, por un lado, el valor presente del flujo neto de caja (ingresos por ventas menos los gastos operativos) esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años a partir del primer desembolso de capital y, por otro lado, el valor presente neto de las inversiones de capital planeadas durante ese mismo período”.

Es decir, el RIGI prevé que si un proyecto genera ingresos que en solo tres años son equivalentes al 30% de la inversión no se considera de largo plazo. La modificación que estableció este lunes el Palacio de Hacienda amplía el mecanismo a un 35% y, en los hechos, flexibiliza el período de las inversiones adheridas al esquema de incentivos.

Los argumentos de la Secretaría de Energía

La resolución de este lunes del Ministerio de Economía subraya que “corresponde establecer que las inversiones serán consideradas de largo plazo o de larga maduración cuando tengan un cociente no mayor al 35% entre, por un lado, el valor presente del flujo neto de caja esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años contados a partir del primer desembolso de capital”.

En los considerando de la resolución, la Secretaría de Energía señala “que la incorporación al RIGI de las actividades de explotación y producción (upstream) de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro presenta características estructurales sustancialmente distintas a las de otros sectores productivos”.

Además, la cartera a cargo de María Tettanamti argumenta que “particularmente en los desarrollos no convencionales se presentan estructuras de inversión y recuperación de capital específicas, caracterizadas por una recuperación inicial de inversiones más acelerada, pero seguidas por la necesidad de reinversión continua para sostener los niveles de producción a lo largo de la vida del proyecto, que puede extenderse entre 20 y 35 años”.

El texto oficial aclara que el umbral del período de rentabilidad de 30% “podría no reflejar adecuadamente la estructura económica y financiera de los proyectos hidrocarburíferos, resultando técnicamente razonable adecuar dicho umbral al 35%, a fin de mantener el criterio de inversiones de larga maduración previsto por el régimen y mejorar su alineación con la dinámica del sector”.

Además, la Subsecretaría de Energía Eléctrica también afirmó que “ajustar el cociente al treinta y 35% no desnaturaliza el carácter de largo plazo de los proyectos de inversión de infraestructura en el mencionado sector y, de esa manera, se conserva intacta la finalidad perseguida por el RIGI”.

, Roberto Bellato

Enarsa recibirá este martes a las 10 de la mañana las ofertas técnico-económicas de las empresas interesadas en adquirir el 50% que la compañía estatal posee en Citelec, la sociedad controlante de Transener, la principal transportista de energía eléctrica del país.

Según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas, está garantizada la participación de al menos tres oferentes en la compulsa. Se trata del Grupo Edison Energía, un holding energético creado el año pasado liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, que cuenta entre sus socios a Guillermo Stanley, Federico Salvai, Carlos Giovanelli (del grupo Inverlat), y también a Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

También participará de la licitación Genneia —la mayor generadora de energía renovable del país, cuyo principal accionista es Jorge Brito— y la distribuidora Edenor, controlada por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Edgardo Filiberti.

Participaciones en duda

En el mercado se especulaba con la posible participación de otros actores relevantes del sector eléctrico, como Central Puerto y Aluar, pero hasta última hora del lunes no se había verificado su presencia en el proceso.

Tampoco estaba asegurada la participación del grupo Sielecki, socio de Pampa Energía y co-controlante de TGS, además de accionista en Petroquímica Cuyo. La expectativa en torno a este grupo radicaba en su vínculo con Pampa Energía, que actualmente comparte el control de Citelec con Enarsa. Sin embargo, su eventual participación tampoco se terminó de confirmar.

Transener, un activo estratégico

La venta de Transener es una de las principales prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno. Se trata de un activo clave para el funcionamiento del sistema eléctrico nacional, dado que opera la red de transporte en alta tensión.

Desde el punto de vista financiero, la compañía presenta indicadores sólidos. Según los últimos balances, registra utilidades anuales superiores a los 200 millones de dólares, lo que la posiciona como un activo atractivo dentro del sector.

Sin embargo, en el mercado también señalan algunas limitaciones. Al tratarse de una empresa regulada, que no consolida directamente en los balances de los grupos controlantes y con un perfil de crecimiento acotado, no está del todo claro cuál es el nivel real de interés que despierta entre potenciales compradores.

¿Participación internacional?

En ese contexto, el Gobierno mantenía expectativas de que el proceso atrajera a fondos de inversión y compañías internacionales interesadas en desembarcar en la Argentina.

El activo presenta, en ese sentido, algunas ventajas: cuenta con un management profesional y estable, y podría funcionar como plataforma de entrada al mercado energético local. No obstante, a pocas horas de la apertura de sobres, no había señales claras de que ese interés externo se materialice en ofertas concretas.

Últimos ajustes al pliego

Las ofertas se presentarán finalmente este martes tras una última prórroga en el cronograma de la licitación. Según indicaron fuentes oficiales, la extensión del plazo se utilizó para introducir ajustes menores en el pliego, principalmente vinculados a requisitos técnicos mínimos para acreditar la capacidad operativa de los oferentes, así como a cuestiones formales del proceso.

La apertura de sobres permitirá dimensionar el nivel de competencia en una de las privatizaciones más relevantes del sector energético.

, Nicolas Gandini

El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, aseguró a EconoJournal que “los proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar la etapa de construcción y pueden ser afectados positivamente por los cambios en la Ley de Glaciares están en San Juan, Catamarca y Salta. Hay también un proyecto mediano de cobre en Mendoza”.

Cacciola identificó a cada uno de esos desarrollos: “En la provincia de San Juan están los proyectos Pachón, Los Azules, José María y Filo del Sol”. Los dos últimos están integrados en el distrito Vicuña, donde las compañías BHP y Lundin planean realizar una inversión de US$ 7.100 millones.

Por su parte, la minera canadiense McEwen Copper, a cargo del proyecto de cobre Los Azules, estima una inversión de US$ 3.170 millones, mientras que Glencore calcula invertir US$ 9.500 millones en el yacimiento El Pachón.

En San Juan también está el proyecto de cobre Altar, de la compañía Aldebaran, pero Cacciola aclaró que, a diferencia del resto, es el que está menos avanzado ya que se encuentra en etapa de prefactibilidad.

El titular de CAEM también afirmó que “en Catamarca está el proyecto Minera Agua Rica”. Se trata del proyecto MARA (Minera Agua Rica – Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina. En esta iniciativa, el gigante suizo Glencore podría realizar una inversión de US$ 4.000 millones.

Sobre los proyectos que podrían concretarse a partir de la modificación a la Ley de Glaciares, Cacciola también mencionó que “en Salta está el proyecto de cobre Taca Taca”, que está a cargo de la minera canadiense First Quantum Minerals, que prevé una inversión de hasta US$ 5.250 millones.

Además, el titular de CAEM añadió que “hay un séptimo desarrollo en Mendoza que es de menor envergadura que es Proyecto San Jorge (PSJ)”. Allí, la minera suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi tienen un compromiso de inversión de US$ 559 millones.

Cacciola subrayó que “seis proyectos de clase mundial pueden tener un impulso importante a partir de clarificar la situación con la modificación de la Ley de Glaciares. Con lo cual, entendemos que se van a acelerar los tiempos para que empiecen la etapa concreta de construcción”. Y agregó que “en forma inmediata estos proyectos van a empezar a analizar el tema de los recursos humanos y en cuanto se despejen los temas judiciales, que ya se presentaron, irán avanzando en las etapas posteriores”.

Según información de la Secretaría de Minería, el país cuenta con nueve proyectos de cobre avanzados en las regiones Cuyo y Noroeste por un CAPEX (gastos de capital) superior a los US$ 28.000 millones. La Argentina dejó de producir cobre a gran escala en 2018, cuando cerró la mina Bajo la Alumbrera en Catamarca.

Modificación a la Ley de Glaciares

EconoJournal también dialogó con Roberto Cacciola (CAEM) sobre distintos aspectos de la reforma a la Ley de Glaciares aprobada en el Congreso.

–¿Qué implica para el sector la modificación a la Ley de Glaciares?

–Se le da certeza sobre todo al tema del ambiente periglaciar, que de alguna manera en la ley estaba muy confuso porque parecía que tenía prevalencia sobre los glaciares. Hay un inventario que tiene total vigencia. La nueva norma permite que las provincias tengan mayor autonomía, que puedan elaborar y resolver las presentaciones de las empresas mineras sobre los estudios de impacto ambiental para ser aprobados y poder ir adelante con los proyectos.

– Uno de los ejes centrales del debate sobre la Ley de Glaciares fue el IANIGLA (Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales), que es el ente que realiza el inventario sobre zonas periglaciares. ¿Qué visión tiene al respecto?

–En función de la cantidad de áreas que puedan estar dentro del inventario de glaciares seguramente habrá conversaciones lógicas entre las provincias y el IANIGLA. Y se completará lo que el IANIGLA no pudo hacer, pero no porque no quisiera, sino porque no tuvo recursos. Acá es importante destacar que el inventario del IANIGLA está basado en imágenes satelitales. En la actualidad, si hay alguna discrepancia respecto de lugares en que se quiere desarrollar hay que ir al terreno y validar cada zona que puede estar en discusión, cumpla o no una función hídrica estratégica. Si la cumple, no se podrá hacer ninguna actividad y si no cumple actividad hídrica se podrá seguir adelante y poder compatibilizar el cuidado ambiental con el desarrollo productivo. Para las empresas mineras, esto es una certeza, es decir, se va a saber si se va a poder hacer o no una actividad productiva en determinadas zonas.  Por otro lado, las provincias necesitaban esta autonomía y tienen los recursos y el personal idóneo para evaluar los proyectos.

—Hubo dos aspectos del proyecto de modificación de la ley que fueron criticados que fueron el uso del agua y el federalismo. ¿Qué opinión tiene sobre estos puntos?

–El proceso dejó algunas definiciones claras, sobre todo para la gente que tiene temores para que pueda evaluar y contar con mayores precisiones. La primera definición que tenemos que poner arriba de la mesa es que el objeto de la ley no se modificó, sigue siendo proteger los glaciares y el ambiente periglaciar en la medida que constituyan recursos hídricos estratégicos. Esto significa que no hay ningún tipo de cambio en el objeto de la normativa. Algunos quisieron instalar que se afectará el agua dulce para su utilización y eso no es cierto. Esto tiene que quedar totalmente claro, porque no se va a afectar ningún recurso hídrico que tenga vinculación con el cauce de ríos ni arroyos ni se va a impedir el fluido normal del agua como corresponde. La población puede tener un genuino temor sobre qué puede pasar con los cambios en la ley. El agua fue una herramienta para generar temor y la respuesta fue clara y evidente. Por otro lado, si en alguna zona donde se pretende llevar adelante un proyecto minero realmente hay una función hídrica como establece la ley, ahí entonces no se podrá realizar minería.

–-¿Y qué opinión tiene sobre las críticas falta de federalismo?

–Está claro que las provincias tienen potestad sobre los recursos minerales. La ley no hace otra cosa que otorgarles la autonomía que les corresponde por la Constitución Nacional. Se buscó bajarle el precio a la calidad de análisis que pueden tener los organismos provinciales para poder evaluar correctamente los estudios de impacto ambiental. Pero esto no es así, hoy las provincias cuentan con equipos técnicos suficientemente profesionalizados, tienen los elementos y, sobre todo, tienen la posibilidad de acceder a través del terreno para evaluar in situ si hay cuestiones que pueden afectar a los recursos hídricos. Nosotros celebramos que las provincias puedan ejercer mayor autonomía.

, Roberto Bellato

La Estrategia Federal Energética (EFE) es una iniciativa de las provincias argentinas, llevada adelante a través del Consejo Federal de Inversiones (CFI), para construir una planificación energética de nuestro país con una visión federal y de equilibrio territorial. Una planificación que contemple la voz de las provincias, de los productores locales, de los operadores del sistema. Requiere, sobre todo, saber cuáles son las limitantes que sortear en cada uno de los territorios, para poder avanzar en el desarrollo productivo de cada región y cada provincia.

El trabajo comenzó a partir de la necesidad de las provincias de la región Litoral. Desde junio 2025, durante nueve meses, un equipo de especialistas del CFI, en conjunto con técnicos y referentes provinciales recorrió Formosa, Misiones, Chaco, Corrientes, Santa Fe y Entre Ríos. Se realizaron más de 50 entrevistas con funcionarios y técnicos del sector público, y nos sentamos a conversar con más de 200 representantes del sector privado de las principales cadenas de valor de la región. Así, empresarios de los principales sectores productivos del Litoral transmitieron sus necesidades de cara a proyectar el crecimiento y el desarrollo productivo del territorio. Emergieron, entre otros, proyectos vinculados a mejoras de infraestructura, operación y gestión, sistemas de la información, y múltiples requerimientos vinculados a poder armonizar los diferentes marcos regulatorios.

A partir de esta tarea se encontró un enorme potencial energético de la región que se encuentra subutilizado. El Litoral aporta casi un quinto de la generación eléctrica del país, la mitad de toda la generación hidroeléctrica nacional —gracias a Yacyretá y Salto Grande principalmente—, el 60% de la producción de biocombustibles y el 77% de la generación con biomasa. Una región que explica el 15% del producto nacional y que tiene múltiples recursos renovables a disposición. El desafío no es la falta de potencial: es la brecha entre ese potencial y la capacidad concreta de aprovecharlo.

Para identificar con precisión esa brecha, se trabajó en conjunto con diez cadenas productivas que priorizaron las provincias por su peso económico y su presencia transversal en toda la región: la láctea, la arrocera, la yerbatera, la frutícola, la textil, la cárnica, las oleaginosas, la metalmecánica, la forestal y el turismo. Estas cadenas representan cerca del 75% del entramado agroindustrial del Litoral.

La metodología de la EFE aborda principalmente tres componentes articulados: el análisis de la oferta —electricidad, gas, combustibles, transición energética—, el análisis de la demanda productiva, y la planificación de mediano y largo plazo. La síntesis de ese proceso es la identificación de proyectos estratégicos concretos. Son iniciativas con nombre y apellido como la reactivación del GNEA, la interconexión internacional de Formosa con Paraguay, el marco regulatorio para el aprovechamiento hidroeléctrico en Misiones, el gasoducto productivo en Entre Ríos, los proyectos solares en Chaco y la renovación de las líneas de baja tensión en Rosario. Proyectos que ya están en la agenda de las provincias, que tienen respaldo técnico, y que con el impulso correcto pueden cambiar las condiciones productivas de regiones enteras.

Todo ese trabajo fue realizado junto a quienes conocen el territorio mejor que nadie: los técnicos provinciales, los operadores del sistema y los referentes sectoriales. El pasado 6 de marzo en Paraná, en un encuentro con todos estos actores, se abordaron diferentes temáticas (energía eléctrica, gas, combustibles líquidos y transición energética), y se discutieron, ajustaron y legitimaron los proyectos.

El litoral es el primer capítulo de una estrategia que en 2026 se extenderá a todas las regiones del país. El objetivo es llegar a fin de año con este dispositivo desplegado de Jujuy a Tierra del Fuego, construyendo una hoja de ruta energética federal como resultado de un proceso técnico riguroso y participativo.

(*) Economista y Jefe de Sistemas Productivos Regionales del Consejo Federal de Inversiones (CFI). Coordina la Estrategia Federal Energética desde su lanzamiento.

, Matías Ginsberg (*)

La presentación del libro «Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina», escrito por el exgobernador de Neuquén Jorge Sapag, permitió un espacio de balance histórico y proyección estratégica para el sector energético.

Con el foco puesto en la exportación, la obra plantea un recorrido vivencial sobre el nacimiento, el presente y el futuro de Vaca Muerta con el objetivo de mostrar cómo una política de Estado provincial se convirtió en el motor de crecimiento más dinámico de la Argentina contemporánea.

Realizado en el Museo Fernández Blanco de la Ciudad de Buenos Aires, el evento reunió en un panel de especialistas junto al autor: Marcos Bulgheroni (CEO de PAE) y el consultor Daniel Gerold, con moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, y la presencia del gobernador, Rolando Figueroa.

Sapag recordó los inicios de la formación, cuando la provincia de Neuquén asumió la responsabilidad de revertir el declino energético nacional: «Nos dicen ese año: ‘muchachos, arréglense. La declinación de los yacimientos convencionales ahora es problema de ustedes. Vean qué hacen’», recordó el autor de la obra editada por Sidera Media.

Esa coyuntura derivó en la creación de un marco normativo específico que permitió el desembarco de capitales intensivos. «Ahí vino la oportunidad de sacar una ley provincial que fue la ley de Loma Campana, la 2867, y que fue clave porque se convirtió en el primer desarrollo no convencional. Yo lo llamo la campana de largada de Vaca Muerta«, explicó Sapag.

Pese a los vaivenes de la economía nacional, el proyecto mantuvo su integridad gracias a la resiliencia del sector. «Vaca Muerta nació a pesar de una macroeconomía calamitosa y desquiciada. Su desarrollo es fruto del trabajo, la decisión, el coraje de miles de hombres y mujeres que abrazaron este desafío», sostuvo Sapag.

Vaca Muerta y el salto hacia la escala global

A su turno, Bulgheroni, quien tuvo a su cargo el prólogo de la obra, destacó la madurez alcanzada por la formación y su posición única en el mapa energético: «No hay otro en el mundo, salvo Canadá, pero que es muy muy pequeño, que tenga la dimensión, la importancia y la madurez que tiene Vaca Muerta« por fuera de los Estados Unidos.

Para el directivo de Pan American Energy, la competitividad frente a otros mercados internacionales es el próximo gran paso, especialmente en el segmento del gas natural licuado: «Pudimos hacer un buen negocio razonable, competitivo, porque al final del día tiene que ver con poder competir con Estados Unidos».

En tanto, Gerold analizó el impacto económico que el desarrollo no convencional produjo en las finanzas neuquinas. «El 85% de recursos de la provincia de Neuquén son propios. Y eso le da autonomía, le da autarquía, le da la posibilidad de no depender de la coparticipación federal de impuestos», detalló, subrayando la singularidad del caso en la Argentina.

Gerold definió la trayectoria de la formación como «una historia rara de éxito que a veces no es muy conocida… una historia de éxito en un país que está lleno de fracasos».

Finalmente, la charla abordó la necesidad crítica de infraestructura para no limitar el potencial del recurso. Sapag evocó conversaciones clave de hace más de una década: «En el 2013 me decían ‘Jorge, está muy bien todo este desarrollo Vaca Muerta. Pero si no hacemos ductos es como el tema de los ferrocarriles en el 1900´, y se hicieron 30.000 kilómetros de vías. Aquí hay que hacer ductos. Sin ductos no tenemos destino para el gas y para el petróleo», avizoró el autor.

, Redacción EconoJournal

El gasoil mayorista ya cuesta hasta un 7% más caro que el que se vende en las estaciones de servicio, lo que representa una anomalía respecto del funcionamiento habitual de la cadena de comercialización de combustibles. Por la guerra en Medio Oriente, la cotización internacional de este derivado del petróleo se disparó en las últimas semanas, pero como en el segmento minorista rige un congelamiento por 45 días, los operadores están vendiendo a pérdida. Al mismo tiempo, en el canal mayorista los precios continúan subiendo justo en la antesala de la cosecha gruesa de soja.

El problema a nivel internacional no son solo los precios del gasoil sino la disponibilidad física del producto en un contexto donde la circulación por el Estrecho de Ormuz se complica cada vez más. Esa incertidumbre se refleja en las primas vigentes. Habitualmente, el gasoil se comercializa a la cotización del Heating oil más un premio de 7 centavos por galón. Sin embargo, en estos últimos días esa prima es de 70 centavos, diez veces mas cara.  

El precio mayorista se dispara

El precio en surtidor incorpora no sólo el costo del producto en origen, sino también los gastos de transporte, distribución, comercialización e impuestos, por lo que suele ubicarse por encima del valor mayorista. La inversión de esta relación, sugiere la existencia de desajustes en la formación de precios.

En este caso, se combina el congelamiento de precios en las estaciones de servicio con el hecho de que el segmento mayorista se encuentra más expuesto a las variaciones del mercado global —incluyendo el precio de importación del combustible, el tipo de cambio y los costos de reposición—, lo que tiende a reflejarse con mayor rapidez en sus valores.

Raizen y Trafigura, dos compañías no integradas, ya están vendiendo el gasoil mayorista un 7% más caro que para los minoristas. Axion cobra un 2% más caro en el canal agro que en el minorista –a las industrias les cobra todavía más caro-, mientras que YPF es la única compañía que mantiene equilibrados los precios de los dos canales.

Lo preocupante es que está situación se produce justo cuando está por comenzar la cosecha gruesa de soja, que implica un incremento significativo en la demanda de gasoil.  Por lo tanto, lo más probable es que empiece a observarse un cruce de canales. Es decir, que los productores rurales acudan al segmento minorista en busca de gasoil para minimizar sus costos, lo que termine disparando la demanda y provocando faltantes en las estaciones de servicio.

El fracaso de las negociaciones en Medio Oriente

Cuando YPF anunció el mecanismo de amortiguación de precios por 45 días, la expectativa empresaria era que Estados Unidos e Irán logren un acuerdo en el corto plazo. Eso hubiera permitido un barril de crudo por debajo de los 90 dólares o incluso menor. Sin embargo, el fracaso de las negociaciones en Islamabad durante el fin de semana volvió a disparar el precio del barril por encima de los 100 dólares a partir de este lunes.

Irán controla el Estrecho de Ormuz y viene habilitando el paso de algunos buques, pero Estados Unidos adelantó el sábado que concretará un bloqueo perimetral de ese mismo estrecho impidiendo el paso en aguas internacionales de cualquier buque que le pague a Irán. De este modo, se espera que la circulación por ese pasaje quede finalmente bloqueada para todos los buques. Esa situación no solo impactará en los precios, sino que incluso complicará el acceso a este combustible.   

, Fernando Krakowiak

New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó avances en un proyecto de mejora y readecuación integral de los drenajes y del tratamiento de residuos en la Estación de Bombeo de Challacó, con el objetivo de fortalecer las condiciones operativas y ambientales del sector y proyectar mejoras de largo plazo.

Según comunicó la compañía, para el desarrollo de la ingeniería necesaria se contrató a la empresa Dibutec, que tendrá a su cargo la definición de las soluciones técnicas más adecuadas para el sistema de drenajes y el manejo asociado de efluentes y residuos.

Nuevo proyecto

NAO indicó que el trabajo se lleva adelante en conjunto con su equipo de EHS y Medioambiente, con el objetivo de contar con una propuesta integral que permita mejorar el manejo de efluentes y residuos, en línea con los estándares que busca consolidar en sus instalaciones.

“La mejora de drenajes y el tratamiento de residuos requieren una mirada integral: diagnóstico, ingeniería y definición de soluciones técnicas, para acompañar mejoras sostenidas en el tiempo”, señalaron desde la compañía.

Datos clave

Ubicación: Estación de Bombeo Challacó, Neuquén.

Proyecto: mejora y readecuación integral de drenajes y tratamiento de residuos.

Ingeniería: contratada a Dibutec para definir soluciones técnicas.

Implementación: trabajo conjunto con EHS y Medioambiente para una propuesta integral y mejoras de largo plazo.

, Redaccion EconoJournal

New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó la ejecución de una parada programada de mantenimiento general en su planta de Plaza Huincul, realizada durante las jornadas del 4 y 5 de febrero, con aproximadamente 19 intervenciones planificadas orientadas a sostener la disponibilidad de equipos clave y reducir el riesgo de paradas no programadas.

Entre los trabajos realizados, NAO destacó como punto relevante el cambio de quemador de uno de los hornos, una mejora que permite unificar la marca de los cuatro equipos. Según informó la compañía, esta decisión simplifica la gestión de repuestos, el servicio postventa y los criterios de mantenimiento, favoreciendo una operación más eficiente y ordenada.

Parada programada

Además, durante la parada se avanzó con tareas de limpieza en hornos y otros equipos, extracción y montaje de mazos en intercambiadores, pruebas hidráulicas y la readecuación del acceso al área 300, como parte del plan de mantenimiento general.

NAO indicó que el resultado de la jornada fue positivo y que este tipo de intervenciones reflejan el crecimiento de los equipos en planificación, coordinación y ejecución. En ese sentido, señaló que el aprendizaje acumulado fortalece la confiabilidad operativa de la planta y consolida una base más eficiente para el mantenimiento futuro.

“Estas paradas programadas permiten ordenar el mantenimiento, estandarizar criterios y sostener la disponibilidad de equipos críticos, con foco en confiabilidad operativa en Plaza Huincul”, indicaron desde la compañía.

Datos clave

• Ubicación: Plaza Huincul, Neuquén.
• Parada programada: 4 y 5 de febrero.
• Alcance: ~19 intervenciones planificadas para reducir paradas no programadas.
• Trabajo destacado: cambio de quemador para unificar la marca de los cuatro hornos y simplificar repuestos/criterios de mantenimiento.
• Tareas complementarias: limpieza, mazos, pruebas hidráulicas y readecuación de acceso al área 300.

, Redaccion EconoJournal

Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo, presentó este lunes la mejor oferta en la licitación realizada por la estatal Enarsa para seleccionar un agregador privado encargado de importar y comercializar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que se consumirán durante el invierno.

La compañía con sede en Ginebra presentó la oferta económica más competitiva del proceso, con una prima de 4,91 dólares por millón de BTU por sobre el precio del gas natural en el mercado europeo, referenciado en el índice TTF (Title Transfer Facility), principal indicador de precios del GNL en Rotterdam. Pero Naturgy, su único competidor, ofertó una prima apenas superior, de 4,95 dólares.

Como la diferencia es exigua y no supera el 1% entre uno y otro, habría un desempate entre ambas empresas para definir al ganador, según se desprende de la lectura del pliego diseñado por la Secretaría de Energía. Aún así, desde la cartera que dirige María Tettamanti optaron por no realizar comentarios ante la consulta de este medio. La respuesta oficial se conocerá en las próximas horas. En cualquier caso, es una buena señal para el Estado porque el proceso resultó super competitivo, incluso en un escenario signado por la Guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y genera incertidumbre sobre el acceso físico a los cargamentos de GNL.

GNL: una nueva etapa

El esquema licitatorio impulsado por la Secretaría de Energía apunta a delegar, por primera vez en 18 años, en un actor privado la función de agregación de demanda, importación y comercialización del GNL que se regasificará en las terminales locales durante los meses de mayor consumo.

En los hechos, la empresa adjudicataria actuará como intermediario entre el mercado internacional y la demanda local, abasteciendo principalmente a grandes usuarios industriales, generadoras eléctricas y en menor medida a clientes residenciales de distirbuidoras.

Trafigura controla en el país la red de estaciones de servicio Puma Energy y, en paralelo, viene ampliando su presencia en distintos segmentos del negocio. En upstream, participa como socio financiero en desarrollos en Vaca Muerta, mientras que también impulsa proyectos de infraestructura vinculados a la exportación de crudo.

En el segmento gasífero, la firma ganó protagonismo en el último año al asumir un rol activo en la importación de gas desde Bolivia para cubrir picos de demanda invernal. La iniciativa se enmarca en un objetivo más ambicioso: construir una comercializadora de gas natural en la Argentina.

Naturgy, en tanto, es una de las tres mayores distribuidoras de gas de la Argentina junto con Metrogas y Camuzzi. Y cuenta con una comercializadora de gas asociada por lo que cubre un porcentaje importante de la demanda industria en la zona del Litoral.

, Nicolas Gandini

Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica en la Argentina, a través de un acuerdo con Patagonia Assets Limited, adquirió el 100% del paquete accionario de Patagonia Energy S.A. (PESA) , titular de la concesión de explotación de las áreas convencionales Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, en Neuquén. La operación forma parte de su estrategia de crecimiento y representa su ingreso formal en el sector de hidrocarburos.

Esta operación es la primera inversión del grupo en el sector de Oil & Gas, lo que anticipa un desafio cultural y organizacional en su hoja de ruta de diversificación y permite proyectar su ingreso a la formación de Vaca Muerta. A pesar de tratarse de dos áreas convencionales, ambos bloques tienen el potencial de obtener por parte de la provincia una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (Cench).

Con esta adquisición comiunicada mediante un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la empresa controlada por un holding de empresarios locales liderado por Guillermo Reca, consolida su posición en la infraestructura energética y expandir su alcance hacia la producción de hidrocarburos.

Las áreas adquiridas por Central Puerto, que abarcan una superficie de aproximadamente 27.181 acres (110 km2), tienen una historia reciente ligada a procesos de reestructuración financiera. Originalmente, estos bloques pertenecían a la empresa Medanito, una petrolera independiente que perdió las áreas tras enfrentar problemas financieros.

Posteriormente, los activos pasaron a manos de Patagonia Energy, firma vinculada a Federico Tomasevich, principal referente de Puente, la entidad de servicios financieros y mercado de capitales. Tras un período de operación bajo esta gestión, los activos pasan ahora a manos de Central Puerto, que asume el control total de la operación de forma directa e indirecta a través de Patagonia Energy & Resources Ltd (PERL).

La estrategia hacia el objetivo Vaca Muerta

Central Puerto precisó que «esta zona cuenta con un potencial probado y se encuentra en una ubicación de alta relevancia geológica dentro de la Cuenca Neuquina, posicionando a la empresa como un nuevo jugador estratégico en Vaca Muerta«. En ese sentido, la operación le permite «integrar verticalmente parte de su cadena de valor, sumando experiencia en el desarrollo de activos de producción en una de las regiones más productivas del mundo».

La hoja de ruta para Aguada del Chivato y Aguada Bocarey contempla un proceso de transformación técnica y operativa. El objetivo inmediato de la conducción de Central Puerto es ordenar la operación de estos campos convencionales, que actualmente poseen producción de tipo convencional.

Sin embargo, el eje de valor a mediano y largo plazo reside en la reconversión de las áreas hacia una Concesión No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), lo cual implica la perforación de pozos pilotos para explorar y derisquear el potencial del área sobre la formación Vaca Muerta.

Esa actividad exploratoria permitirá la validación de la productividad geológica en una zona considerada de alta relevancia dentro de la Cuenca Neuquina. A partir de entonces, la compañía se dedicará a la obtención de financiamiento específico para el desarrollo de proyectos de capital intensivo que requiere este tipo de desarrollos shale.

«Esta adquisición es un paso fundamental en nuestra visión de largo plazo. Tras consolidar nuestro liderazgo en la generación eléctrica, hoy entramos en el sector de Oil & Gas con la convicción de que la diversificación es la clave para potenciar el crecimiento del grupo y contribuir al desarrollo energético de la Argentina», destacaron fuentes de la compañía.

La diversificación en el negocio energético

En la nota enviada a la CNV y a las bolsas y mercados, firmada por el Responsable de Relaciones con el Mercado, Leonardo Marinaro , se precisó que esta adquisición «permitirá a la Sociedad ampliar su presencia en el sector energético, incorporando activos y capacidades que fortalecen su posicionamiento competitivo».

Asimismo, el documento oficial subraya que la transacción contribuirá a «optimizar la estructura de negocios de la Sociedad, diversificando sus fuentes de ingresos y mitigando riesgos asociados a la concentración en sus actividades tradicionales». El cierre definitivo de la operación quedó sujeto al cumplimiento de condiciones precedentes habituales para este tipo de transacciones en el mercado local.

Central Puerto consolidó una estrategia de diversificación que la posiciona como una plataforma energética e industrial integral, en el cual su núcleo operativo histórico es la generación de energía eléctrica. En 2025 en la disputa por el mercado privado se posicionó como el líder del segmento eléctrico con una participación del 14,9%. Su desempeño se apoyó en una estructura diversificada que sumó un total de 21.220,4 GWh.

En el segmento de generación tiene una capacidad instalada diversificada que combina tecnología térmica (ciclos combinados y cogeneración), hídrica y renovable. En esta última área, la compañía expandió significativamente su cartera con parques eólicos y solares, como la reciente adquisición del parque solar Cafayate en Salta, alcanzando una potencia autorizada de más de 560 MW en fuentes limpias.

La diversificación de CEPU se extiende también hacia sectores no energéticos como el forestal y el minero. A través de su subsidiaria Proener, el grupo participa en el sector forestal con más de 140.000 hectáreas en las provincias de Entre Ríos y Corrientes. En el ámbito de la minería, la empresa mantiene inversiones en proyectos de litio (como Tres Cruces en Catamarca) y minerales metalíferos como oro, plata y cobre en el noroeste argentino (NOA), buscando capitalizar la transición energética.

Finalmente, Central Puerto desarrolló unidades complementarias como la venta de vapor de proceso para la industria y la gestión de sistemas de almacenamiento de energía. Sus plantas de cogeneración en San Lorenzo y Luján de Cuyo suministran vapor a grandes clientes industriales, mientras que sus nuevos proyectos de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), con una proyección de 205 MW para 2027

, Ignacio Ortiz

La Cámara Chileno Argentina de Comercio, que nuclea a más de 50 compañías con presencia en sectores estratégicos como energía, minería, construcción y finanzas, entre otros, aseguró este viernes que la aprobación de las modificaciones a la Ley de Glaciares en la Cámara de Diputados facilitará las inversiones en los proyectos de cobre y minerales críticos y el desarrollo de encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera. Para la entidad, este nuevo marco regulatorio para la zona cordillerana resulta una pieza importante para la integración económica binacional.

La entidad observó que «la actualización normativa tiene implicancias para los proyectos mineros de cobre y otros minerales críticos, así como para inversiones en infraestructura y servicios«. Estos sectores son considerados estratégicos para la transición energética y el crecimiento de las econompías de la región.

En el plano institucional, la organización destacó la importancia de potenciar los «esquemas de coordinación público-privada y encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera existentes en la región andina». Se trata de una referencia a la expectativa de que esta reforma legislativa se traduzca en una mayor integración de proveedores y logística transandina.

La Cámara de Diputados sancionó las modificaciones a la Ley de Glaciares para flexibilizar la actividad económica en las zonas periglaciares de la Argentina. Esta reforma eliminó la protección automática sobre geoformas que no cumplen una función hídrica relevante como reserva de agua.

La nueva normativa delegó en las provincias la potestad de autorizar proyectos mineros e industriales mediante informes técnicos actualizados. Este cambio legal buscó destrabar inversiones en la cordillera que permanecieron frenadas por la anterior definición técnica de 2010.

Integración y complementación minera

Respecto a la aplicación de la norma, la cámara de comercio binacional consideró «relevante seguir de cerca la implementación de estos cambios en relación con los instrumentos vigentes de integración y complementación minera entre ambos países», que permitirán lograr una vinculación más profunda a partir de la cartera de activos en distintas etapas de desarrollo.

En términos de sostenibilidad, el sector empresarial manifestó «la importancia de que cualquier desarrollo productivo en áreas de montaña se lleve adelante en cumplimiento de la normativa ambiental aplicable, de los estándares de protección de glaciares y recursos hídricos«.

De la misma manera, resaltó la necesidad de «observar los mecanismos de participación definidos por las autoridades competentes» en cada uno de los procesos de evaluación. La industria viene destacando en el actual debate que la transparencia y el diálogo con las comunidades locales son vistos como pilares para garantizar la licencia social de la minería».

Ante este nuevo escenario legal, la institución confirmó que «continuará brindando espacios de diálogo e intercambio de información a sus empresas socias y a los diferentes actores públicos y privados». El objetivo es facilitar el entendimiento de la evolución del marco regulatorio para reducir los márgenes de incertidumbre.

Finalmente, reafirmó la apuesta por los «encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera«, lo que se consolida como la prioridad máxima de la agenda binacional, y en la cual la reforma de la Ley de Glaciares marca un hito que podría dinamizar, en particular, la producción de cobre, de alta demanda en el mercado global.

, Redacción EconoJournal

El debate sobre los mercados de carbono avanza en todo el mundo y empieza a influir en decisiones de inversión, acceso a financiamiento y estrategias corporativas de reducción de emisiones. En la Argentina existe la capacidad de construir un sistema de carbono propio, con marcos regulatorios y mecanismos de comercio de créditos, que tome como aprendizaje las decisiones que ya se pusieron en práctica en otras regiones.

Juan Pedro Cano, coordinador de la Mesa Argentina de Carbono, menciona que la situación local sigue siendo incipiente ya que los proyectos nacionales tienen un alcance limitado. “La realidad es que hoy el único mercado al que puede acceder un crédito de carbono argentino es el voluntario”, explica, y agrega “las empresas compran por iniciativa propia, ya sea por objetivos corporativos o para prepararse ante futuras exigencias”.

A diferencia de países como Chile o Colombia, donde se integra con instrumentos fiscales como el impuesto al carbono, en Argentina el esquema actual todavía no genera incentivos claros. Falta claridad jurídica en temas centrales:  “Cuando aparecen dudas sobre cuestiones básicas como la propiedad del carbono o el rol del Estado, los inversores miran otros países donde esas reglas ya están definidas”, señala. Paraguay, por ejemplo, aprobó una ley específica que establece las condiciones para el desarrollo de estas iniciativas.

Transformación del capital natural

Con su capacidad forestal, agropecuaria y energética, además de los bosques nativos, la Argentina tiene la posibilidad de transformar su capital natural en activos financieros a través de los proyectos de carbono. “Con el potencial que tiene el país, esto podría ayudar tanto a cumplir los propios compromisos climáticos como a generar ingresos por la venta de créditos de carbono”.

“La Mesa Argentina de Carbono es una iniciativa del sector privado que busca posicionar a la Argentina como un país donde se puedan generar y comercializar estos créditos, con la participación de actores vinculados a su oferta.” Cano destaca que el rol de la Mesa es generar las condiciones necesarias para la generación y comercialización de créditos de carbono de calidad: “El espacio funciona desde hace más de tres años y una de sus primeras acciones fue elaborar un documento de diagnóstico que analiza la situación del mercado de carbono en el país”.

La Mesa Argentina de Carbono

La Mesa Argentina de Carbono impulsó un proyecto de ley presentado en el Congreso en noviembre de 2024 para establecer definiciones sobre propiedad de los créditos, intervención estatal y condiciones de operación. “El objetivo principal es generar previsibilidad con un marco que permita desarrollar iniciativas y atraer inversiones de largo plazo”, explica, y agrega: “Los desarrollos, sobre todo los forestales o agropecuarios, son proyectos de muy largo plazo. Por eso es clave contar con reglas claras desde el inicio”.

Otro punto central es el acceso a los mercados internacionales. En el marco del artículo 6 del Acuerdo de París, distintos países firmaron acuerdos bilaterales para intercambiar créditos de carbono certificados. La demanda global crece impulsada por empresas que buscan cumplir objetivos climáticos y por países que necesitan reducir sus emisiones: “La Argentina puede consolidarse como proveedor de reducciones de emisiones a nivel global. Hoy está restringido, abrir esa posibilidad sería un paso importante para posicionar al país a nivel global”, sostuvo Cano.

Debate regulatorio

Mientras el debate regulatorio continúa, algunas provincias comienzan a avanzar con iniciativas propias. Neuquén, por ejemplo, ya empezó a solicitar información sobre emisiones a empresas vinculadas a la actividad hidrocarburífera. Un primer paso hacia políticas que incentiven la mitigación y compensación de emisiones.

Para las empresas, especialmente las exportadoras o integradas a cadenas globales de valor, el camino es claro: medir, reducir y, cuando no sea posible avanzar más, compensar con créditos de alta integridad. El mercado de carbono argentino todavía está en construcción. Si el país logra definir reglas claras, puede transformar su capital natural en una nueva fuente de ingresos y posicionarse como proveedor global de reducciones de emisiones.

, Redaccion EconoJournal

La industria energética argentina atraviesa una fase de marcada expansión en la infraestructura de los nuevos desarrollos de shale oil y shale gas. El avance de los proyectos no convencionales en la Cuenca Neuquina, particularmente en operaciones de fractura y flowback, somete a las instalaciones a presiones extremas. En este contexto de alta exigencia operativa, las líneas utilizadas en inyección, pruebas hidrostáticas y manejo de fluidos requieren soluciones de disponibilidad inmediata y máxima confiabilidad.

Para dar respuesta a esta demanda, ABAC —compañía con más de cuatro décadas de trayectoria— presentó su nueva línea de conectores HPLOK, diseñados específicamente para soportar presiones de hasta 10.000 psi (690 bar). Esta línea ofrece una alternativa nacional robusta, de concepción técnica similar a otros sistemas del mercado internacional.

El salto operativo: de «Cono y Rosca» a «Cortar y Armar»

El diferencial técnico más disruptivo de los conectores HPLOK frente a los estándares convencionales de alta presión radica en la simplicidad de su instalación. El diseño aprovecha la versatilidad del conocido sistema de compresión a Doble Virola y lo combina con un revolucionario sistema de tuerca invertida, según detallaron.

Esta innovación elimina la necesidad de utilizar el clásico sistema de «cono y rosca», el cual obliga a los operadores a realizar complicados mecanizados en campo o a prever de antemano el uso de niples ya mecanizados en el taller. Por el contrario, el montaje del sistema HPLOK se resume a la ventaja de «cortar y armar»: solo requiere un corte recto del tubo y su posterior desbarbado.

El ensamblaje puede realizarse de forma manual o, para mayor eficiencia, mediante herramientas hidráulicas de preensamblado recomendadas por el fabricante. Esta agilidad resulta un diferencial significativo en instalaciones de superficie, donde la velocidad de intervención técnica define la continuidad del proceso productivo.

Ingeniería de materiales y esquema de retención

El comportamiento de los conectores ante variaciones térmicas, pulsos de presión y vibraciones severas está respaldado por una rigurosa selección de materiales y un diseño interno de alta precisión que maximiza el área de soporte sobre el tubo.

Referencias del sistema constructivo:

1. Cuerpo del conector: Fabricado en acero inoxidable AISI 316 (material de referencia contra la corrosión), diseñado con un largo de rosca extendido para soportar grandes esfuerzos mecánicos y tracción.
2. Virola Delantera: Fabricada en acero Súper Dúplex, es la encargada de producir el sello principal (metal-metal) entre el tubo y el cuerpo del conector.
3. Virola Trasera: También de acero Súper Dúplex, pero sometida a un proceso de endurecimiento iónico. Provee la mordida mecánica y una retención extremadamente fuerte sobre el tubo.
4. Tuerca Invertida: Su diseño compacto cuenta con un revestimiento de bisulfuro de molibdeno, lo que provee un bajo torque durante el montaje, evitando el engrane de los filetes bajo altas cargas.

“Este conjunto asegura estanqueidad total y mitiga drásticamente los riesgos de fugas. Desde el punto de vista del control de fluidos, la línea optimiza parámetros críticos: sus pasajes internos superiores a 8 mm reducen las pérdidas de carga, favoreciendo la estabilidad en circuitos de inyección. Son compatibles con tubos de acero inoxidable 316 recocido, 316 estirado en frío y acero súper dúplex”, detallaron desde ABAC.

Disponibilidad y proyección en Vaca Muerta

En su etapa inicial, la medida disponible en el mercado es de 1/2” OD, abarcando configuraciones de conectores rectos, codos y tees. Sin embargo, ABAC anticipa el desarrollo de nuevas configuraciones según las necesidades específicas de la industria.

“Con la construcción y ampliación de plantas de tratamiento y proyectos de midstream en Vaca Muerta, la incorporación de los HPLOK aporta capacidad de respuesta local. Disponer de un producto de fabricación nacional reduce la dependencia de las importaciones y asegura tiempos de entrega ágiles junto a un soporte técnico de cercanía”, destacaron desde la empresa.

A medida que la infraestructura energética siga expandiéndose, la tecnología HPLOK se posiciona como una herramienta estratégica para garantizar la seguridad operativa y la eficiencia en la nueva era del desarrollo no convencional.

, Redaccion EconoJournal

La empresa argentina de servicios integrales y logística, Grupo L, puso en marcha esta semana una planta de elaboración de alimentos y un centro de distribución en Neuquén que apunta a expandir sus servicios en Vaca Muerta.

Se trata de una inversión de una inversión de más de 2.200 millones de pesos que permitieron la ejecución de una planta de 1.200 metros cuadrados. La instalación, que opera bajo su marca GL Support Sitios Remotos, permitirá abastecer a clientes ubicados principalmente en Neuquén, Río Negro y Chubut, consolidando su presencia en el segmento de servicios para sitios remotos.

La planta ubicada en la localidad de Centenario inició sus operaciones el martes 7 de abril con una capacidad de producción de 6.000 viandas diarias, con proyección de alcanzar las 12.000 por día a través de tres turnos de trabajo. Este salto en escala permitirá a la empresa duplicar su capacidad operativa en la zona, en línea con la creciente demanda de servicios vinculados al desarrollo de Vaca Muerta. Además, el nuevo establecimiento cuenta con un laboratorio propio para control de calidad y el desarrollo de nuevos productos, una escuela de gastronomía, lavandería y oficinas administrativas.

Empleo local

La iniciativa también tendrá un impacto directo en el empleo local: se estima la generación de 90 nuevos puestos de trabajo en el mediano plazo. A esto se suma el fortalecimiento de proveedores pymes y productores regionales, que forman parte del esquema de abastecimiento de la empresa.

“La decisión de invertir en Centenario responde a una necesidad estratégica de integrar producción y logística en un mismo punto, lo que reduce tiempos, mejora la eficiencia y nos da mayor control sobre la operación, en una región donde la demanda crece de forma sostenida”, aseguró Sebastián Lusardi, CEO de Grupo L y agregó: “No se trata solo de alimentación, sino de llevar estándares de hospitality a contextos exigentes, donde la experiencia del usuario impacta directamente en el bienestar y la productividad”.

“Asegurar la continuidad operativa en este tipo de entornos implica eliminar puntos críticos en la cadena de suministro. Esta planta nos permite anticiparnos a esa complejidad, reducir riesgos y garantizar la continuidad en operaciones que necesitan una gestión sin interrupciones”, agregó Lusardi durante la inauguración.

La puesta en marcha de la planta en Centenario se enmarca en una estrategia de crecimiento sostenido de la compañía, impulsada por la expansión de la actividad energética y minera en el país. En este contexto, Grupo L proyecta incrementar su capacidad operativa, incorporar tecnología y continuar desarrollando nuevos centros logísticos en zonas estratégicas, combinando escala, eficiencia operativa y compromiso con el desarrollo local.

, Redacción EconoJournal

Con una inversión inicial de US$6 millones para el primer semestre y un plan de intervención que superará los 100 pozos en dos años, la empresa Velitec desembarca en Tierra del Fuego con el objetivo de revertir el declino de las áreas maduras que operará YPF hasta el 1 de mayo. La empresa provincial Terra Ignis decidió que la pyme cordobesa sea la ganadora de la compulsa para asociarse en el desarrollo de las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego. 

El proyecto técnico busca incrementar la producción actual de crudo y gas entre un 20% y un 50% mediante la optimización de costos y el despliegue de equipos propios de torre que operarán en las áreas convencionales. Facundo Aráoz, titular de Velitec, en diálogo con EconoJournal definió la estrategia como un proceso de «poner en valor activos que aún conservan un potencial residual atractivo».

«La propuesta es muy simple: no cometer los errores que se cometían en yacimientos que ya no tenían la capacidad de explotación de otros tiempos. Tenemos capacidades propias como equipos de torre, que es lo que necesitan este tipo de áreas«, afirmó el empresario cordobés sobre la compulsa técnica que los consagró como nuevos operadores.

La transición que se extenderá todo abril, coordinada por la provincial Terra Ignis Energía, evita el cese de actividad que suele afectar a las cuencas convencionales durante los traspasos. Maximiliano D’Alessio, presidente de la firma provincial, destacó que el proceso de selección priorizó la solvencia técnica para garantizar la continuidad operativa.

«Lanzamos la convocatoria en enero para empresas que desearan asociarse tanto en inversión como en operación. Se evaluaron los antecedentes en operaciones similares y la capacidad financiera para afrontar la actividad«, explica el directivo fueguino.

La producción de las áreas no puede parar

Para garantizar que la producción no sufra mermas durante el traspaso definitivo, la gerenta Institucional de Terra Ignis, Verónica Tito, precisó que la operatoria comienza bajo un contrato de servicios de seis meses que desembocará en una Unión Transitoria de Empresas (UTE). «El yacimiento no se puede parar, la producción tiene que seguir; por eso firmamos un contrato de operación para garantizar actividad y mantenimiento».

Los bloques que hoy promedian 154 metros cúbicos diarios de crudo son el punto de partida del cronograma que Velitec puso en marcha con personal en la isla recopilando datos críticos. Aráoz proyecta un desembarco técnico agresivo y para fines de junio prevé tener el primer equipo de pulling activo y, un mes después, sumar un workover.

«Hay premios abajo que hay que ir a buscar. Tenemos una primera etapa de desembarco, saneamiento contractual, y levantamiento de datos fuertes. Pero la propuesta es poner los equipos, intervenir en una campaña dura de 24 meses y ahí frenarnos para ver los resultados y definir si buscamos otra estrategia», detalló sobre el plan de recuperación.

En esta primera instancia «hay un compromiso de inversión de US$6 millones para afrontar el déficit que tienen las áreas durante los primeros seis meses. Luego, en un proyecto más ambicioso en cuanto a inversión, se podrán superar los 100 pozos de intervención«, con lo que el monto va a ser varias veces superados.

«Básicamente, vamos a acomodar su estructura de costos, mejorar su base de producción y prepararnos para ir a buscar una tercera etapa que es un nuevo inversionista para desarrollar nuevos proyectos en un activo que tiene un potencial muy interesante, pero lo primero es el ordenamiento de las capacidades que hoy tiene», agregó el industrial cordobés.

La salida de YPF del convencional fueguino obligó a la provincia a buscar un modelo que protegiera las regalías y el empleo. «El gobernador (Gustavo Melella) nos indicó que no hubiera una finalización de etapa, sino que se sesionaran desde YPF los activos a Terra Ignis«, comentó D’Alessio. Esta maniobra permitió que la provincia recupere soberanía sobre sus recursos, al tener a la empresa provincial dentro de la futura UTE.

Compromisos por el empleo local

En materia laboral, el compromiso de la nueva operadora y la provincia apunta a minimizar el impacto social del recambio. D’Alessio aclaró que, si bien la petrolera nacional indemniza a su personal, Terra Ignis absorbe a los cuadros técnicos y administrativos por el lapso de un año. «La idea es tratar de que el impacto sea el menor posible, manteniendo la mayor cantidad de puestos de trabajo», aseguró.

La remediación ambiental también forma parte del acuerdo de salida. El plan más pesado, que incluye el abandono de 107 pozos con complejidad técnica, quedó bajo responsabilidad y costo de YPF a través de un contrato con la firma DLS. «Eso ya está en marcha, ya van por el pozo ocho o diez que están tapando. Esto permitió reabsorber a 44 personas en ese contrato específico», destaca el titular de Terra Ignis.

Aráoz confía en que la estructura de costos «modesta» de una pyme especializada sea la clave para que el negocio sea sustentable, incluso si los precios internacionales oscilan. «Entendemos que la línea de flotación estará en 50 o 60 dólares, ese es el precio con el que siempre trabajamos«, explicó el directivo de Velitec, quien ya cuenta con el antecedente de haber duplicado la producción en áreas de Mendoza tras recibirlas de YPF.

La logística de evacuación en la isla, dependiente de camiones y barcos con destino exclusivo de exportación, es parte de la responsabilidad de la nueva operadora. El foco está puesto en el potencial de gas residual y en la posibilidad de escalar hacia plantas piloto de recuperación terciaria en una fase posterior. El diagnóstico de la firma cordobesa es optimista sobre los recursos que la operadora saliente dejó de priorizar por su enfoque en los proyectos no convencionales de Vaca Muerta.

El desarrollo de las áreas no podrá estar ajeno a analizar la aplicación de técnicas de recuperación terciaria que ya demstraron su efectividad en otras cuencas maduras. «Hay primaria y secundaria obviamente, y la terciaria, viendo la sitación de Argentina, es a donde deberíamos ir«, admitió el directivo al adelantar se está analizando poder contar a futuro con una planta piloto de terciaria, lo que requerirá otras especialidades.

Desde el sector provincial, Tito subraya que la llegada de Velitec es solo el inicio de una reconfiguración mayor del ecosistema energético local. «El diálogo con las empresas se mantiene para conformar la UTE con un socio principal operador y otros minoritarios», comenta la gerenta. La meta es crear un esquema donde las pymes de servicios locales tengan un rol activo y propuestas mejoradoras para la eficiencia del yacimiento.

El horizonte exploratorio también ofrece nuevas oportunidades. La provincia planea convocar a una licitación para los bloques on shore y off shore del área CA 12, que fueron devueltos oportunamente a la provincia. «En breve la idea es hacer un llamado para esas áreas de exploración», anticipa Tito, marcando que la política energética de la isla busca atraer nuevos capitales más allá de los activos que operaba la petrolera nacional.

, Ignacio Ortiz

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), extendió 19 días el plazo de la licitación AlmaSADI, una compulsa para instalar 700 megawatts (MW) de almacenamiento con baterías para reforzar el abastecimiento en nodos críticos del sistema eléctrico del país. La postergación en el proceso de la licitación fue por un pedido de los generadores interesados en presentar ofertas.

La extensión de los plazos se materializó a través de la Circula N° 1 del período de consultas de la compulsa, un proceso habitual en licitaciones. En rigor, la fecha de la adjudicación de las ofertas ganadoras de AlmaSADI pasó del 19 de junio al 8 de julio.

La convocatoria para almacenamiento con baterías la impulsa la Secretaría de Energía y se instrumenta a través de Cammesa. Está orientada a sumar respaldo al sistema eléctrico del país y mejorar su respuesta ante cortes masivos de electricidad y situaciones de alta exigencia.

El gobierno ya había lanzado una convocatoria similar el año pasado bajo el nombre de AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), en las jurisdicciones de Edenor y Edesur.

Nuevo cronograma de AlmaSADI

Cammesa modificó el cronograma de la compulsa extendiendo el período de consultas del 17 de abril hasta el 6 de mayo. La finalización del plazo de respuestas a los generadores se extendió del 24 de abril al 13 de mayo.

En tanto, la evaluación de los sobres “A” con especificaciones técnicas será el próximo 9 de junio (antes era el 21 de mayo) y la apertura y evaluación de los sobres “B” con las ofertas económicas pasó del 5 al 24 de junio.

Cambios a pedido de los interesados

Fuentes del sector privado interesados en la licitación expresaron a EconoJournal que la extensión del plazo de AlmaSADI fue para que los generadores tengan más tiempo para afinar aspectos técnicos de los proyectos y poder cerrar las ofertas, sobre todo en temas vinculados a los proveedores de las baterías o equipamiento.

Las mismas fuentes señalaron que hay mucho interés para presentar ofertas. “Estamos calculando 10 consultas por distribuidora”, indicaron. Otra fuente calculó que podrían presentarse ofertas por alrededor de 2.500 MW, es decir, más de tres veces lo que pretende adjudicar Cammesa. Si bien la licitación es para instalar 700 MW de capacidad, en los pliegos se aclara que podrían adjudicarse hasta un 10% adicional.

La distribuidora Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) lanzó una convocatoria para proyectos de almacenamiento con baterías de hasta 100 MW de potencia para presentarlos -bajo el paraguas de la provincia- en la licitación AlmaSADI.

Más nodos

Otro cambio que tuvo la licitación es que se sumaron 10 nodos del Noreste Argentino (NEA) como zonas críticas para reforzar el abastecimiento con baterías. Fuentes del sector consultadas por EconoJournal confirmaron que en los próximos días Cammesa sumará a la licitación alrededor de 30 nodos más de otras regiones del país.

En el pliego de bases y condiciones original se establecieron valores máximos para adjudicar almacenamiento de energía por región: en el Noreste Argentino (NEA) es de hasta 250 MW, en el Litoral 220 MW, en Buenos Aires están previstos hasta 150 MW, en el Noroeste (NOA) 120 MW, en las regiones de Centro y Cuyo 100 MW cada una y en La Pampa 50 MW.  

Distribuidoras

Otro punto que está siendo analizado en el período de consultas de la licitación es sobre la capacidad de los nodos en estado crítico. Cammesa estimó una determinada cantidad de potencia de las baterías por nodo. Varias distribuidoras están analizando que esas potencias son superiores a la capacidad que tienen las distribuidoras de cargar las baterías en el horario valle, es decir, en las horas donde hay menos demanda. La extensión del plazo de la licitación podría ayudar a que las distribuidoras puedan realizar los análisis técnicos en cada nodo.

Sin embargo, allegados a Cammesa señalaron que la capacidad limitada de estos nodos y la posible carga interrumpible de las baterías no es responsabilidad de los generadores ni de las distribuidoras. Y aclararon que la licitación es para sumar potencia en el SADI y no para resolver problemas capacidad en conexiones locales, ya que las baterías se conectarán a líneas de 132 kV, que –a su vez- están vinculadas a líneas locales con menor tensión.

Precios

La convocatoria para la provisión de baterías será por al menos cuatro horas consecutivas y tendrá un valor máximo de adjudicación de 12.500 dólares por megawatts por mes (US$/MW-mes).

El gobierno espera una inversión total estimada en US$ 700 millones. El contrato contemplará el pago de la energía suministrada a un valor de 10 US$/MWh. A partir de 2037, se remunerará a un precio establecido según el mercado spot. Al mismo tiempo, el anexo aclara que el precio de la energía consumida será de 20 US$/MWh.

Como está previsto que las baterías de almacenamiento de energía eléctrica se utilicen cada vez menos en el tiempo, en los 10 años que durará el contrato la compulsa fija un factor anual con una remuneración mayor durante los años 2026, 2027 y 2028, que va descendiendo hasta 2037.

, Roberto Bellato

En un escenario global atravesado por la reconfiguración de los mercados y la aceleración tecnológica, la industria petroquímica enfrenta el desafío de consolidar su competitividad en un contexto donde la disponibilidad de recursos energéticos, la eficiencia productiva y la integración de cadenas de valor resultan determinantes. En este marco, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026, que se llevará a cabo el martes 9 de junio en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la cual reunirá a los principales referentes del sector para analizar los ejes que definirán el rumbo de la actividad en los próximos años.

La propuesta estará orientada a una mirada concreta sobre cómo capitalizar la oportunidad energética de la Argentina, avanzando en su transformación en industria y en el desarrollo de cadenas de valor. Esta edición tendrá además un carácter especial, ya que se realizará en el marco del 50° aniversario del IPA®, consolidando medio siglo de trabajo institucional orientado a la promoción, el análisis y el crecimiento de la industria petroquímica en la Argentina.

Nueva jornada

La Jornada tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidente de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien impulsará una agenda enfocada en fortalecer la competitividad industrial y en acelerar la transformación de los recursos energéticos en valor agregado para la cadena petroquímica. “El desafío es ir un paso más allá: no solo exportar gas, sino desarrollar una cadena de valor que transforme ese recurso en productos de mayor valor agregado, generando empleo, innovación y desarrollo. La Argentina cuenta con capacidades para consolidar ese camino, apalancada en su talento, creatividad y resiliencia”, señaló la Ing. Brizuela.

El encuentro se presenta como un espacio de intercambio y construcción colectiva, donde convergen líderes empresariales, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y actores del sector público, con el objetivo de debatir cómo transformar los desafíos actuales en oportunidades concretas para la petroquímica argentina. En línea con la agenda estratégica del sector, esta edición pondrá el foco en la competitividad industrial y en la necesidad de convertir los recursos energéticos disponibles en desarrollo productivo, inversión y generación de valor agregado en la Argentina. La integración de la cadena de valor, la eficiencia operativa y las condiciones para el crecimiento de la petroquímica serán ejes centrales de la discusión.

El objetivo

“La industria petroquímica tiene por delante una oportunidad concreta de dar un salto cualitativo en su desarrollo. Pero para lograrlo, es fundamental avanzar en una agenda común que integre inversión, innovación y formación de capacidades”, enfatizó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, en línea con los consensos que vienen consolidándose en el sector.

Ejes principales de la jornada de la industria petroquímica

• La competitividad de la industria petroquímica en el nuevo escenario global.
• La disponibilidad de materias primas y el desarrollo del gas como base para la expansión industrial.
• La transformación de los recursos energéticos en cadenas de valor petroquímicas.
• La eficiencia operativa y la digitalización como impulsores de la rentabilidad industrial.
• Las condiciones necesarias para fomentar inversión, infraestructura y desarrollo de mercado.
• El rol del talento y la formación de nuevos perfiles profesionales para sostener el crecimiento del sector.

Asimismo, el encuentro incluirá paneles, entrevistas institucionales y espacios de diálogo con referentes del ámbito empresarial, académico y científico-tecnológico, promoviendo una mirada transversal sobre los desafíos y oportunidades del sector.

La Jornada Petroquímica del IPA® se ha consolidado como uno de los encuentros más relevantes de la industria en Argentina, constituyendo un espacio clave para el análisis estratégico, la generación de vínculos y la construcción de una agenda común para el desarrollo del sector.

Para más información e inscripciones acceder al siguiente link: http://jornada-petroquimica.com/ o consultas al email ipainfo@ipa.org.ar

, Redaccion EconoJournal

Roberto Arias, ex secretario de Políticas Tributarias del Ministerio de Economía de la Nación entre diciembre de 2019 y julio de 2022 y director ejecutivo del Centro de Asuntos Fiscales, cuestionó el martes pasado en la red social X al ex gobernador de Córdoba y actual diputado nacional, Juan Schiaretti, por su decisión de no acompañar la reforma de la ley de Glaciares. “Me hizo mucho ruido que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, se expresen en contra de lo que puede hacer Catamarca en materia minera, una provincia que no tiene Pampa Húmeda y está a 1500 kilómetros del puerto”, aseguró en diálogo con EconoJournal. “Con ese mismo criterio, Catamarca podría impulsar una ley para crear un organismo nacional que decida dónde se puede producir maní, o dónde puede haber ganadería, porque son actividades que también afectan el medio ambiente”, agregó.

El economista, que también se desempeñó como Director de Fiscalización de la Dirección Provincial de Rentas de la Provincia de Buenos Aires entre 2002 y 2008, sostiene que cada provincia debe poder decidir sobre el uso de sus recursos y defiende la reforma de la Ley de Glaciares porque dice que ayudará a precisar qué glaciares y ambientes periglaciares quedan protegidos, otorgándole mayor seguridad jurídica a las empresas mineras que deben invertir. «La ley original fue promovida por un senador nacional NdR: Daniel Filmus) y un diputado de la Ciudad de Buenos Aires (NdR: Miguel Bonasso), y los que más defendieron que no se toque también fueron diputados de la Ciudad de Buenos Aires porque ellos no pagan ningún costo», insistió.

–Usted señaló en un posteo reciente en la red social X que una buena ley es aquella que protege los recursos estratégicos, pero al mismo tiempo les brinda previsibilidad a las empresas para llevar adelante actividades productivas cuidando el medio ambiente y advirtió que la Ley de Glaciares de 2010 no cumplía con esos requisitos. ¿Por qué?

–Porque era impreciso el alcance del área protegida. Si bien el artículo 1 hace referencia a la protección de glaciares y ambientes periglaciares con una función hídrica relevante, esta última parte quedó sin tenerse en cuenta en la reglamentación y sobre todo en la creación del instrumento central de aplicación de esta ley, que es el inventario nacional de glaciares y ambientes periglaciares que hace el IANIGLA (NdR: Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales), ya que en ningún momento evaluó las funciones hídricas de cada glaciar y ambiente periglaciar. Esta es la razón por la cual la ley terminó siendo muy imprecisa y generando inseguridad jurídica. Es bueno remarcar que estamos hablando de una ley que tiene 15 años de vigencia, no es una ley que se aprobó el año pasado y no hubo tiempo para aplicarla. Si en 15 años un instituto nacional, científico, que depende del Conicet y que nadie pone en duda, no tuvo la capacidad de hacer este relevamiento respecto a la función hídrica de cada glaciar y ambiente periglaciar, eso es algo que uno puede imaginar que nunca va a suceder.

–¿El riesgo para la empresa es que comience a desarrollar, por ejemplo, un proyecto de explotación de cobre en la alta cordillera y después algún particular diga que ahí hay un área periglaciar, haga un planteo ante el IANIGLA y este organismo le termine dando la razón?

–El IANIGLA documentó cerca de un 30% la reducción de superficie de glaciares y periglaciares en los últimos 15 años, proceso que está sucediendo en todo el planeta, pero, así como hay una desaparición de los glaciares, podría generarse un nuevo espejo –por algún fenómeno climático o de movimiento de agua o de lluvia local– que pueda ser considerado periglaciar. Además, el IANIGLA solo utilizó imágenes satelitales. No hay ningún trabajo de campo. Entonces, el día de mañana en un espacio que no es periglaciar, con un satélite mejor, alguien puede decir que sí tiene las medidas para ser considerado periglaciar y se lo incluye en el inventario cuando ya hay una actividad minera en ese lugar. También hay que advertir que no solo es un problema de precisión en los términos o de profundidad del estudio sino de cómo es el procedimiento administrativo por el cual una explotación minera alcanza determinado status que le da derechos y garantías. La ley original no tiene una lógica de lo que es un procedimiento administrativo para generar un derecho, que es lo que busca el código minero, la ley de inversiones mineras y toda la regulación de la actividad. Si yo tengo una concesión, la concesión implica un permiso de exploración y de explotación del recurso que tiene un periodo de tiempo y genera un derecho.

–¿Y por qué esta reforma soluciona el problema de la falta de reglas claras?

–Porque aclara que los glaciares y los periglaciares que están protegidos son los que cumplen una función hídrica y establece que es la provincia la que tiene la facultad para determinar si un glaciar o ambiente periglacial tiene o no esa función hídrica relevante. En el caso que determine que no la tenga, lo puede excluir del inventario nacional de glaciares.

–¿Para decidir eso las provincias van a realizar un relevamiento de campo?

–Claro, eso implica un relevamiento de campo. Se colocan boyas, se hace un estudio de la profundidad del hielo, se observa hacia dónde va el agua. Son estudios bastante precisos. Se han hecho algunos de esos estudios en glaciares de la Argentina. Lo ha hecho la provincia de San Juan. El IANIGLA no tiene los recursos ni ha hecho ningún estudio respecto a la función hídrica. Se ha manejado solo con relevamientos satelitales.

–Con esta reforma, la provincia minera que decida pedir la exclusión de un área periglaciar del registro del IANIGLA, ¿debe sí o sí realizar un trabajo de campo para relevar la función hídrica de ese glaciar o lo puede pedir sin hacer ningún estudio?

–Lo tiene que hacer realizando el estudio, pero acá lo relevante es que los costos y beneficios son de la provincia. Si hay un problema ambiental, los primeros afectados no van a ser las personas que viven en la Ciudad de Buenos Aires sino las que viven en la provincia minera. Ellos son los primeros que tienen que tener muy en cuenta qué impacto tiene cada proyecto minero, no solo en los glaciares, sino en el agua, la fauna, el aire y en todo. Obviamente la minería tiene un impacto ambiental como cualquier actividad humana y eso pesa a la hora de tomar la decisión, pero yo estoy convencido que esa decisión tiene que ser de la provincia, ya sea sobre un pozo petrolero, una producción agropecuaria o una industria.

–Las provincias ya venían teniendo casi todas las potestades para avanzar con la Declaración de Impacto Ambiental, excepto en lo que refiere a los glaciares.

–Exactamente, en la legislación argentina la Declaración de Impacto Ambiental es una facultad provincial. En algunos casos es una resolución ministerial y en otros casos las aprobaciones de los documentos de impacto ambiental las hace la legislatura. Hay procedimientos bastante establecidos que en general son buenos. Hay un ranking del Instituto Fraser, que rankea las jurisdicciones mineras de todo el mundo. En el caso de la Argentina rankea a las provincias porque hay situaciones muy diferentes entre cada una de ellas. Se evalúa la capacidad técnica de los organismos que regulan la minería, la claridad de las normas y se construye un índice de atractivo de inversión en minera. San Juan está por arriba de Chile. Catamarca está muy bien colocada. Salta y Jujuy están bastante bien. La Rioja, Chubut y Mendoza son provincias con más problemas a nivel de licencia social y están colocados por debajo, pero no veo que haya un problema ahí.

–Un temor que suele existir, y que se planteó cuando se discutió la ley original, es que las provincias pueden llegar a ser más permeables que el Estado Nacional frente a la capacidad de lobby de las grandes mineras.

–Claro, lo que pasa es que hay lobby de todos lados. También hay un lobby ambientalista. Capaz que el Estado Nacional es más permeable al lobby ambientalista. Lobby hay de todos, pero creo que la decisión se tiene que tomar lo más cerca posible de dónde se van a ver los costos y beneficios de esa decisión. La ley original fue promovida por un senador nacional y un diputado de la Ciudad de Buenos Aires, y los que más defendieron que no se toque también fueron diputados de la Ciudad de Buenos Aires porque ellos no pagan ningún costo. Quedan bien con el espacio ambientalista, pero no pagan costos porque las inversiones no generan beneficios en la Ciudad de Buenos Aires sino en otras provincias.

–El gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, les dijo a Axel Kicillof y a Jorge Macri que ellos se preocupen por el Riachuelo que las provincias cordilleranas se van a preocupar por sus recursos.

–La ganadería tiene un impacto ambiental enorme, así como también lo tiene la agricultura extensiva. Todas las actividades económicas tienen un impacto ambiental. A mí me hizo mucho ruido que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, se expresen en contra de lo que puede hacer Catamarca en materia minera, una provincia que no tiene Pampa Húmeda y está a 1500 kilómetros del puerto. Creo que la bronca de Jalil vino por ese lado. Con ese mismo criterio, Catamarca podría impulsar una ley para crear un organismo nacional que decida dónde se puede producir maní, o dónde puede haber ganadería, porque son actividades que también afectan el medio ambiente.

–Usted señaló también que está sobredimensionado el aporte de los glaciares al abastecimiento del agua dulce.

–No soy experto en el tema. Soy economista, pero escuché las audiencias y leí bastante, y no encontré argumentos que plantearan una afectación real concreta, no hubo exposiciones donde dijeran que el agua que se consume en determinada ciudad viene de tal glaciar o ambiente periglaciar. Lo que hubo fueron críticas genéricas del estilo “el agua no se toca”, “el agua vale más que el oro”, “se va a acabar el agua”, “nos vamos a morir porque no va a haber más agua”, etc. Del otro lado, en cambio, hubo muchos argumentos diciendo que la minería usa muy poca agua. En el caso de San Juan, que es una provincia que ya tiene varios emprendimientos mineros importantes, dejaron en claro que el 1% de toda el agua de la provincia la usa la minería cuando la agricultura usa más del 90%, y el resto es para consumo humano y de otras industrias.

–Otro argumento que se suele mencionar respecto del peligro de que decidan las provincias por sobre el Estado Nacional es que podrían competir entre ellas para ver quién le otorga más concesiones a una minera y terminar flexibilizando ciertos controles.

–En los proyectos mineros, la preeminencia es geológica. Una empresa no va a ir a una provincia en lugar de otra porque la regulación es distinta. Va a ir porque, desde el punto de vista geológico, es conveniente en términos de la cantidad de minerales que hay en ese lugar. Después, si una provincia tiene un esquema un poco más laxo o un poco menos laxo, es algo que hoy ya sucede y a mí no me parece mal. Hay provincias muy exigentes, como Chubut y Mendoza, que tienen prácticamente prohibida la actividad. Hay provincias menos exigentes o que, en lugar de aplicar una prohibición general, estudian caso por caso. No lo veo mal en un escenario donde los beneficios y los costos son para la población local. Una situación de contaminación puede tener consecuencias políticas gravísimas para un intendente o un gobernador, mientras que el presidente de la nación se entera por los diarios. Los gobiernos locales están absolutamente atentos, hay un seguimiento muy fuerte del impacto ambiental de los proyectos. Un hecho de contaminación también es muy grave para las empresas porque les afecta la reputación. Son empresas gigantescas que cotizan en bolsa y les afecta también la viabilidad del propio proyecto donde invierten cientos o miles de millones de dólares. Una provincia puede decidir no tener minería y está perfecto porque es una facultad que le da la constitución. Y si los habitantes de esa provincia realmente quieren minería, pero el gobierno no, cada cuatro años hay elecciones y cuando llegue el momento votarán a un gobernador que quiera la minería y se dará vuelta la cuestión. Sinceramente, creo que hay un mecanismo, que es nuestra democracia, para que la población local defina qué quiere hacer.

–¿Con esta reforma, el IANIGLA se queda sin poder de decisión real o sigue teniendo algún tipo de injerencia relevante?

–Es bastante equilibrada la situación, porque el IANIGLA se mantiene como el organismo rector, va a continuar realizando el inventario y tiene la obligación de actualizarlo periódicamente. La provincia, por su parte, puede retirar un glaciar, pero es una situación de altísima exposición porque al hacer eso va a tener que publicar los motivos por los cuales lo está sacando. Y obviamente lo va a tener que hacer sobre una base científica. A mí me parece que hay un buen equilibrio.

–El peronismo solía ser el partido que reivindicaba la necesidad de apuntalar la actividad productiva y generar empleo y en este caso puntual parece haber perdido esa bandera a manos del presidente Milei.

–El peronismo perdió la agenda de la producción y el trabajo y se dejó cooptar por una agenda más progresista, e incluso de izquierda en algunos temas, lo que lo llevó a perder la representación de sectores muy amplios de la población. Esta agenda ambiental extrema y dogmática puede sumarle en algunos sectores pequeños de los grandes centros urbanos, pero en las provincias quieren que haya trabajo e inversiones, obviamente sin perjudicar el ambiente excesivamente. Hay una pérdida de identidad del peronismo que se dejó captar por ideas del ambientalismo que pertenecen a agendas que no son las de países como Argentina que está en una etapa de desarrollo todavía no tan avanzada como otros países.   

, Fernando Krakowiak

YPF colocó este jueves en su regreso al mercado de capitales doméstico una nueva serie de Obligaciones Negociables (ON) con la que logró recoger US$122 millones, a una de las menores tasas de interés registradas por la compañía en este mercado. Lo tomado estuvo bastante por encima de la base de los US$70 millones con los que había salido inicialmente en el pliego de oferta difundido durante la semana.

La compañía logró colocar las Obligaciones Negociables Clase XLIII denominadas en dólares MEP por US$122 millones a un plazo de 4 años y una tasa de interés del 5,50%, por la cual recibió más de 6.000 ofertas por un monto total de US$203 millones. La última emisión de la compañía había sido en febrero, a un plazo de 34 meses y con una tasa del 6.50%, siendo ambas condiciones superadas por los resultados obtenidos en esta nueva emisión.

Esta operatoria es el primer testeo que tuvo la petrolera en el mercado tras el fallo favorable que logró la Argentina por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF. El país podría finalmente evitar el pago al fondo Burford Capital de más de US$18.000 millones, incluyendo intereses.

La salida al mercado contó con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria, lo que garantizó una amplia llegada a inversores institucionales y minoristas. los títulos se emitieron bajo la modalidad Hard Dollar, lo que implica que la suscripción local con moneda extranjera depositada en cuentas del país. El plazo de los instrumentos se fijó en cuatro años, con una amortización del 100% del capital al vencimiento. 

Los fondos tendrán un destino estratégico dual. Por un lado, YPF busca optimizar su Capex, asegurando el flujo de inversión necesario para sostener el ritmo de operación en sus locaciones no convencionales. Por el otro, la operación permitirá refinanciar deuda existente con una tasa de interés mayor a la obtenida en la nueva Obligación Negociable, extendiendo la vida promedio de la deuda.

Un contexto favorable

El mercado primario de Obligaciones Negociables en Argentina transitó hasta la fecha una actividad intensa. Gustavo Delbon, Gerente de Estructuración y Mercado de Capitales de RICSA Alyc, reseñó a EconoJournal que «se colocaron 57 series por un volumen aproximado de US$4.500 millones, con el sector energético como protagonista absoluto».

Se trata de 13 emisiones que concentraron más de la mitad del total emitido -equivalente a u$s2.418 millones- representando menos de un cuarto de las series. La demanda institucional, tanto local como internacional, fue intensa en varias de esas colocaciones, lo que se tradujo en tasas de corte ajustadas y plazos que en algunos casos a 12 años.

De acuerdo a la reseña de RICSA Alyc, YPF se consolidó como el emisor corporativo de referencia del período. La compañía acumula tres series colocadas en lo que va del año por más de US$ 800 millones, con vencimientos escalonados a 37, 48 y 97 meses, y tasas que van del 5,5% al 8% TNA en dólares.

«Esa arquitectura de plazo de emisiones no es casual: refleja una estrategia deliberada de construcción de curva en moneda dura, con puntos de liquidez distribuidos a lo largo del tiempo que el mercado utiliza como referencia para valuar el resto del crédito corporativo argentino«, explicó Delbón, quien destacó que para la colocación de hoy, Clase XLIII el mercado esperaba una tasa de corte entre el 6% y el 6,5% TNA.

El haber alcanzado una tasa de 5,5% reflejó una muy buena colocación en un mercado que viene comprimiendo tasas y extendiendo duration, lo que ratificó que la operación se encontró condiciones propicias.

Esta nueva incursión profundiza el proceso iniciado en enero de este año, cuando la firma realizó una ampliación de sus ON Clase XXXIV en los mercados internacionales. En aquella oportunidad, la petrolera logró colocar US$550 millones adicionales bajo legislación extranjera, con un rendimiento del 8,10% anual.

La reapertura de ese bono, que vence en 2034, permitió a la empresa consolidar un volumen de circulante superior a los US$1.500 millones, dotando al instrumento de una liquidez de referencia para el crédito corporativo de la Argentina en el exterior.

, Ignacio Ortiz

La consolidación de los pagos digitales en el país registró un nuevo hito de utilización masiva durante los cuatro días de Semana Santa, traccionado principalmente por la agilidad del sistema interoperable. Entre el jueves 2 y el domingo 5 de abril, el sistema financiero procesó un volumen de operaciones que confirmó el desplazamiento del efectivo como medio preferido de pago en situaciones de consumo cotidiano y turístico, en particular en estaciones de servicio y tiendas de conveniencia.

De acuerdo con el último reporte de COELSA, la compañía tecnológica que actúa como núcleo del sistema financiero, durante estos cuatro días se registraron 66.690.763 transferencias inmediatas. Esta cifra representa un incremento del 26% en comparación con el mismo período de 2025.

En términos de volumen de dinero, el movimiento resultó aún más importante con un monto total operado que alcanzó los $10,4 billones, lo que equivale a un crecimiento interanual del 340%, según se desprende de un informe de COELSA.

A pesar del crecimiento sostenido de las transferencias, la verdadera estrella del fin de semana fue el pago mediante código QR. Este método registró más de 10,4 millones de transacciones, marcando un ascenso del 72% respecto al año anterior. El informe destaca que el monto total operado bajo esta modalidad subió un 131%, mientras que el ticket promedio creció un 34%.

Este comportamiento evidencia que el QR ya no se limita a compras menores, sino que se integró definitivamente en consumos de toda envergadura. Al respecto, el informe señala que estos números hablan de “una mayor confianza y expansión en su uso diario” por parte de los usuarios.

Estaciones de servicio y turismo: los sectores clave

La movilidad propia de la festividad religiosa impactó de lleno en sectores estratégicos. Si bien los supermercados, panaderías y restaurantes mantuvieron una actividad alta, las estaciones de servicio fueron el rubro con el desempeño más destacado al registrar un 85% más de operaciones que en 2025.

Este fenómeno estuvo directamente relacionado con la dinámica del turismo interno. El reporte identifica focos geográficos de alta densidad transaccional en la Ciudad de Buenos Aires, Mar del Plata, Córdoba y Salta.

Los resultados obtenidos entre el 2 y el 5 de abril confirman que la infraestructura digital del país soporta una demanda cada vez más exigente y masiva. Desde la entidad procesadora subrayan que los datos “muestran la creciente adopción de las soluciones en tiempo real” y validan la tendencia de que cada vez más argentinos prefieren medios electrónicos para gestionar su dinero.

Como infraestructura tecnológica que sostiene este avance, la red conecta a todos los actores del sistema para asegurar que la experiencia sea “segura, rápida y disponible en todo momento”, permitiendo que la evolución de los pagos digitales no encuentre techos cercanos en el mercado local.

, Ignacio Ortiz

Tras una sesión maratónica que concluyó en las primeras horas de este jueves, la Cámara de Diputados de la Nación sancionó la reforma de la Ley de Glaciares. La votación reafirmó una polarización absoluta en la esfera pública: mientras el Gobierno nacional y las principales cámaras mineras celebran el fin de lo que consideran un «bloqueo ideológico» a las inversiones, el arco ambientalista activó un dispositivo de rechazo que promete trasladar la disputa a los tribunales.

La ley de reforma del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial cerró un debate que se extendió por casi 12 horas en Diputados, donde el oficialismo logró la sanción definitiva con 137 votos afirmativos, 111 negativos y 3 abstenciones. El apoyo de los gobernadores de las provincias cordilleranas como San Juan, Catamarca y Salta resultó decisivo para alcanzar la mayoría.

Organizaciones como Greenpeace, FARN y la Asociación Argentina de Abogados Ambientalistas lanzaron tras la votación una convocatoria para una demanda colectiva. El objetivo es frenar la aplicación de la norma en los tribunales, argumentando que el proceso legislativo ignoró la participación ciudadana y vulnera el principio de no regresión ambiental.

Aunque la sesión terminó en la madrugada, se mantuvieron focos de protesta y vigilias en las inmediaciones del Congreso y en ciudades como Mendoza. La tensión escaló durante las últimas horas del debate debido al fuerte operativo de seguridad y las detenciones de activistas registradas previamente.

El Gobierno celebró la aprobación

La Oficina del Presidente calificó la sanción como un hito para el desarrollo soberano, afirmando que «esta reforma histórica aclara con precisión científica que se debe continuar protegiendo los glaciares (…) permitiendo, en función de evaluaciones técnico-científicas provinciales, la explotación de los minerales en los terrenos que estaban mal catalogados». Según el comunicado, «la redacción anterior era confusa y generaba interpretaciones absurdas que prohibían actividades mineras en general, incluso donde no había nada que proteger», lo que colisionaba con el derecho de las provincias al dominio de sus recursos.

Desde el Ejecutivo se envió un mensaje tajante contra el activismo ambiental, asegurando que «los intentos de interferencia de organizaciones extranjeras fracasaron y los ecologistas empecinados en impedir el progreso de la República Argentina volvieron a perder». El texto oficial concluye que, «con esta medida, el país recupera un verdadero federalismo ambiental y una política inteligente y soberana para la explotación de sus recursos«, dejando atrás lo que consideran distorsiones ideológicas que impedían el crecimiento económico.

La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) recibió la noticia como un paso fundamental hacia la reactivación industrial, señalando que la actualización normativa «permite establecer criterios más precisos para la identificación y protección efectiva de los glaciares y del ambiente periglacial, y clarificando dónde es posible desarrollar actividades productivas bajo estrictos estándares». Para la entidad nacional, esta decisión es de gran relevancia para la Argentina ya que logra «despejar ambigüedades que durante años generaron incertidumbre, manteniendo la protección de los recursos hídricos».

Asimismo, la cámara empresarial hizo hincapié en el impacto económico de la reforma, definiéndola como un avance indispensable para «incrementar la previsibilidad normativa, indispensable para el desarrollo de una industria estratégica para el país, capaz de crear empleo de calidad y atraer inversiones de largo plazo». Según expresaron, la medida no solo beneficia a las operadoras, sino que «impulsa el fortalecimiento de la cadena federal de proveedores mineros» en el marco de una transición hacia una matriz económica más diversificada.

La Cámara Minera de San Juan (CMSJ) enfatizó «era necesario este cambio para la seguridad jurídica regional y haber avanzado en la remoción de ambigüedades que generaban incertidumbre en su aplicación». La CMSJ resaltó el trabajo conjunto entre jurisdicciones, afirmando que «la actualización de la ley es resultado de este proceso de articulación entre los gobiernos, fue un ejemplo de federalismo concertado que contó, además, con el aporte de diversos actores».

La entidad provincial insistió en que la minería responsable requiere reglas claras y que esta modificación garantiza las condiciones adecuadas para la inversión. En ese sentido, reafirmaron que «la minería constituye una actividad productiva capaz de convivir armónicamente con otras actividades económicas, aportando inversión, empleo y desarrollo para las comunidades», siempre bajo la premisa de que la protección ambiental se realice bajo «criterios técnicos y la generación de oportunidades de crecimiento para San Juan y el país».

La oposición endureció el debate

El arco opositor, encabezado por referentes de Unión por la Patria, cuestionó el costo institucionl de la medida. El santafesino Germán Martínez, presidente del bloque UxP expresó: «Vinimos a manifestarnos a favor de la progresividad en la normativa ambiental y de un enfoque ecosistémico. No cedamos ante falsas antinomias. Ningún espacio político hizo más que el peronismo para que el desarrollo productivo vaya de la mano de la protección ambiental».

La diputada cordobesa Natalia de la Sota del Bloque Federal, reafirmó en declaraciones periodísticas su posición contra el argumento del «federalismo minero» y en ese sentido expresó: «Lo que vamos a vivir con esta ley es que se van a generar conflictos y habrá un daño ambiental en las provincias. Los que plantean el federalismo abandonaron a los docentes, la obra pública y eliminaron los subsidios al transporte. No puede haber intereses sectoriales por delante».

Para la diputada bonaerense Julia Strada (UxP) «fueron 137 diputados a favor de la desprotección de nuestros glaciares, con consecuencias irreversibles sobre nuestro territorio nacional, suelo y cuencas hídricas. El complemento del RIGI es doble: ley de glaciares ya aprobada y ley de tierras que ingresa por el Senado. El modelo económico de este gobierno necesita flexibilización ambiental y legisladores al servicio de esta entrega».

Pero sin dudas, el cuestionamiento más crítico estuvo a cargo de diputado Juan Grabois. Al referirse al impacto sobre las reservas hídricas, el dirigente social aseveró que «es una ley envenenada, porque mienten cuando dicen que la minería en glaciares no envenena, van a envenenar el agua. Esta ley es equivalente a poner a Yiya Murano en el tanque de agua de tu casa. Le van a poner cianuro a los pibes y a las pibas».

Al reafirmar su abierta oposición al nuevo texto de la ley, Greenpeace y otras ONGs denunciaron que la reforma se dio tras un proceso «viciado y a espaldas a la sociedad, que ha ignorado a miles de personas que exigieron proteger el agua». Las organizaciones advirtieron que «esta decisión legislativa pone en riesgo el acceso al agua y por lo tanto la vida de millones de argentinos y argentinas y los ecosistemas que dependen de los glaciares y el ambiente periglacial», calificando la jornada como un retroceso inaceptable.

Ante la sanción, las entidades lanzaron una contraofensiva legal inmediata, convocando a la ciudadanía a «sumarse a una demanda colectiva para frenar este retroceso». Según señalaron sus referentes, la batalla ahora se traslada al ámbito judicial: «Hoy la respuesta está en manos de todas las personas: la ciudadanía será la protagonista de la lucha por recuperar la ley. Si no quisieron escuchar en el Congreso, van a escuchar en la Justicia», sentenciaron en su comunicado conjunto.

, Ignacio Ortiz

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el crecimiento exponencial de La Angostura Sur, un área en Vaca Muerta que se posicionó rápidamente entre los activos más valiosos del sector no convencional. En menos de un año y medio, el bloque pasó de producir 2.000 a 47.000 barriles diarios de petróleo, un salto que la compañía atribuyó a una profunda transformación en sus procesos operativos y tecnológicos.

Este desarrollo permitió que el bloque, operado íntegramente por YPF, escalara posiciones hasta convertirse en el quinto activo más productivo de la formación. «Logramos multiplicar por 20 la producción de un bloque shale en un plazo que no tiene antecedentes en la industria local«, afirmó el Marín a través de una de sus redes sociales.

Marín explicó que la clave de este hito residió en un giro estratégico hacia la eficiencia digital y estructural. «Este salto fue posible porque cambiamos la forma de operar. Pasamos a un modelo con diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real desde nuestro centro RTIC, que nos permitió optimizar cada pozo de forma sustentable», detalló el CEO.

El bloque ya se perfilaba desde fines del año pasado como una pieza fundamental para la caja de la compañía. Las proyecciones técnicas indicaban que, al alcanzar un flujo de producción estabilizado, La Angostura Sur tendría la capacidad de generar ingresos cercanos a los US$500 millones anuales, consolidándose como un motor de rentabilidad para los planes de desarrollo de la firma.

Ubicada en una posición geográfica estratégica, el área comparte características geológicas con otros campos de alto rendimiento. Sin embargo, su velocidad de desarrollo marcó un diferencial respecto a otros proyectos maduros de la cuenca, fundamentado en una infraestructura que permite añadir módulos de producción de manera ágil.

El quinto mayor bloque de la Argentina en Vaca Muerta

Según el último relevamiento de la consultora Economía y Energía, La Angostura Sur consolidó su lugar en el «top five» de los bloques productores de shale oil en la Argentina, superando en ritmo de crecimiento interanual a otros desarrollos consolidados de la región.

En la comparativa general, La Angostura Sur solo es superada en volumen por gigantes como Loma Campana (96,9 kbbl/d), La Amarga Chica (81,2 kbbl/d), Bajada del Palo (68,4 kbbl/d) y Bandurria Sur (64,3 kbbl/d). De este modo, YPF opera cuatro de los cinco yacimientos más importantes del país, fortaleciendo su dominio en el segmento no convencional.

La expansión del bloque no solo impacta en las métricas de extracción de YPF, sino que también tracciona el incremento total del shale oil, que en febrero de 2026 alcanzó los 591 kbbl/d. El aporte de La Angostura Sur fue decisivo para sostener la curva ascendente de la producción nacional, que sumó casi 148.000 barriles diarios de capacidad interanual.

Hacia fines del año pasado La Angostura Sur ya develaba un crecimiento vertiginoso en la producción, y en los pimeros doce meses de desarrollo el volumen de extracción se multiplicó por un factor de 17, al pasar de apenas 2.000 barriles diarios en octubre de 2024 a superar los 35.000 barriles en octubre último. Hasta el momento, la compañía desarrolló poco más del 15% de los 350 pozos de inventario.

Las proyecciones a futuro refuerzan el optimismo porque se espera que el área alcance una producción máxima de más de 80.000 barriles diarios en los próximos años. Esta expansión se basa en una estructura de costos eficiente, con un precio de equilibrio (break-even) inferior a 40 dólares por barril, había adelantado por entonces la compañía a sus accionistas.

Convalidada la calidad de reservorio a partir de los pozos perforados que exhibieron niveles de productividad prometedores, la empresa estimó una recuperación final de alrededor de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE). Esta cifra de recuperación incluye tanto el petróleo como el gas natural asociado, proyectando un potencial sostenido a largo plazo.

El impacto financiero de este desempeño es igualmente contundente, ya que se estima que el bloque La Angostura Sur es un campo capaz de generar un EBITDA anual superior a los US$500 millones, reconfirmando la capacidad de Vaca Muerta para recrear proyectos de alta rentabilidad.

, Ignacio Ortiz

El proyecto de modificación a la Ley de Glaciares fue aprobado por un amplio margen durante la madrugada de este jueves en la Cámara de Diputados. La modificación a la ley 26.639, que ya tenía el visto bueno en el Senado, logró la sanción definitiva en la cámara baja con 137 votos a favor, 111 en contra, tres abstenciones, cinco ausentes y un legislador que no votó. En las provincias mineras el proyecto fue apoyado mayoritariamente.  

La sesión en la cámara baja duró casi 12 horas, ya que comenzó el miércoles a las 15 y concluyó el jueves las 2:37. El proyecto fue impulsado por el gobierno de Javier Milei. El bloque oficialista de La Libertad Avanza (LLA) aportó 94 votos positivos (ausente Rocío Bonacci) para apoyar las reformas a la Ley de Glaciares.

La iniciativa también obtuvo el apoyo de los bloques aliados como el PRO con 11 votos a favor (ausente Alejandro Finocchiaro); 8 de Innovación Federal (impulsado por gobernadores de Salta, Misiones y San Luis); 6 de la UCR; 3 de Alijo Catamarca (liderados por el gobernador Raúl Jalil); 6 de Provincias Unidas; y 3 del bloque de Tucumán Independencia.

También votaron a favor de la modificación a la Ley de Glaciares los legisladores de San Juan Cristian Andino y Jorge Chica de Unión Por la Patria y Carlos Quiroga y Nancy Martínez de Producción y Trabajo. Se sumaron con el voto positivo Nicolás Massot (Encuentro Federal); Karina Bonfi (Adelante Buenos Aires); José Luis Garrido (Por Santa Cruz).

Los bloques que votaron en contra de la reforma fueron 90 diputados de Unión por la Patria; 11 de Provincias Unidas; la Coalición Cívica y la izquierda. También se opusieron Miguel Angel Pichetto de Encuentro Federal, Marcela Pagano de Coherencia, Natalia de la Sota de Defendamos Córdoba y Jorge Fernández de Primero San Luis. Las abstenciones fueron de los diputados Oscar Zago y Eduardo Falcone del MID y de Karina Maureira de La Neuquinidad.

El voto en las provincias mineras

La provincia de San Juan, una de las jurisdicciones mineras más interesadas en las modificaciones a la normativa porque tiene en carpeta proyectos de cobre, aportó el voto de seis diputados de los bloques Unión por la Patria, LLA y Producción y Trabajo. Catamarca tuvo 4 positivos de Elijo Catamarca y LLA y un voto negativo de Unión por la Patria.

Además, Salta logró el apoyo de todos los legisladores (LLA e Innovación Federal), Jujuy tuvo 3 positivos de LLA y uno de Provincias Unidas y dos negativos de Unión por la Patria. Mendoza contó con el apoyo de 5 votos de LLA y 2 de la UCR y el rechazo de Unión por la Patria y Provincias Unidas con un voto cada uno.

Los legisladores de la provincia de Santa Cruz se repartieron en 2 positivos (LLa y Por Santa Cruz) y 3 negativos de Unión por la Patria. Chubut aportó 3 votos positivos de LLA y Provincias Unidas y 2 negativos de Unión por la Patria. Neuquén y Río Negro tuvieron votaciones similares con 3 positivos de LLA y Provincias Unidas y 2 negativos del peronismo. En tanto, La Rioja y San Luis tuvieron 4 positivos  de LLA y 4 negativos; La Pampa 3 positivos (LLA y PRO) y 2 negativos.

, Roberto Bellato

La Cámara de Diputados aprobó este jueves la modificación a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Protección de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una norma aprobada en 2010. La sanción introduce cambios que modifican la protección ambiental en zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce y habilita realizar actividades productivas como la minería.

El texto aprobado en el Congreso redefine el alcance de la Ley de Glaciares. Este aspecto es central porque uno de los debates sobre la norma de 2010 refiere a la definición de periglaciar, que los describe de manera laxa como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sus críticos sostienen que es muy amplia y terminó afectando el desarrollo de la actividad minera.

Además, la norma aprobada este jueves modificó el principio precautorio, es decir, la prohibición automática de la actividad productiva en zonas periglaciares que establecía la ley de 2010 y le otorgó el poder de decisión a las provincias para habilitar un proyecto minero.

La Ley de Glaciares de 2010 establecía una prohibición absoluta por ubicación de los glaciares. La nueva normativa establece una exigencia «relevante» y «comprobable» –según el texto- en el aporte hídrico a una cuenca para cada área declarada como glaciar y periglacial.

Según creen en el gobierno nacional, la modificación del esquema de protección es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre.

Del otro lado hubo cuestionamientos de los bloques opositores y de sectores ambientalistas, que critican la posibilidad de que se habilite la actividad minera en estas zonas porque, según señalan, podría afectar a las reservas de agua dulce.

El articulado de la reforma a la Ley de glaciares

En el artículo 1 la norma sancionada apela al apartado 124 de la Constitución Nacional (1994), que determina que el dominio originario sobre los recursos naturales pertenece a las provincias. Este punto es cuestionado por los críticos a la reforma ya que afirman que la ley es de presupuestos mínimos que establece un piso básico uniforme de protección ambiental.

Otro argumento de los que cuestionan este aspecto es que podría darse el caso en que un proyecto minero tenga el visto bueno ambiental otorgado por una provincia, pero que afecte recursos hídricos en dos provincias al mismo tiempo.

De todos modos, en el artículo 5 de la modificación a la Ley de Glaciares finalmente aprobado establece que el inventario sobre zonas periglaciares (Inventario Nacional de Glaciares – ING) seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la norma.

La nueva norma establece en el artículo 3 que la consulta al inventario de glaciares del IANIGLIA es obligatoria, pero no genera prohibiciones automáticas en materia ambiental y de utilización de los recursos naturales para las provincias.

El apartado 3 bis fija el principio precautorio de la ley, una presunción de protección para los glaciares y periglaciares contemplados en el inventario, hasta que cada provincia verifique la inexistencia de las funciones hídricas. Si esto se constata, esta zona deja de estar a la alcance de la protección de la ley.

Protección de glaciares y del ambiente periglacial

Si bien se mantiene la protección de los glaciares y del ambiente periglacial como reservas estratégicas de recursos hídricos y como bienes de carácter público, el nuevo texto enumera aspectos concretos de las funciones ambientales: (i) provisión de agua para consumo humano, (ii) recarga de cuencas hidrográficas, (iii) apoyo a actividades productivas esenciales, (iv) protección de la biodiversidad, (v) fuente de información científica y (vi) atractivo turístico.

En el mismo apartado, el texto afirma que la protección de los glaciares y del ambiente periglacial “deberá interpretarse de un modo compatible con el artículo 41 de la Constitución Nacional, que dispone la utilización racional de los recursos naturales existentes en las provincias (…) de un modo que atienda a las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras”.

Este aspecto también fue criticado por sectores ambientalistas y por la oposición que votó en contra en Diputados. En este sentido, el legislador Martín Lousteau -que votó en contra- cuestionó al proyecto porque “si nos equivocarnos en este tema podemos afectar el futuro de siete millones de habitantes y de las generaciones venideras. Si habilitamos actividades mineras que afectan cuencas y esas cuencas sirven para que vivan millones de compatriotas vamos a tener impactos sociales, económicos, políticos irreversibles”.

Lousteau remarcó también que “no tenemos magnitud de los costos que tendríamos si nos equivocamos con esta ley porque no hay un solo estudio riguroso sobre los riesgos de esto. No sabemos cuáles son los costos y sin embargo tenemos que tomar una decisión”.

En el artículo 6 de actividades prohibidas, el nuevo texto mantiene la prohibición de actividades que liberen contaminantes, la construcción de infraestructura no esencial y la instalación de industrias. La novedad es que en este aspecto el proyecto pone en relieve la evaluación de impacto ambiental como instancia técnica previa para determinar en concreto si una actividad productiva genera efectos contra el ambiente.

El artículo 8 explicita que “la autoridad competente de la jurisdicción respectiva tendrá a su cargo determinar, mediante la correspondiente evaluación de impacto ambiental, qué actividades proyectadas implican una alteración relevante y, como consecuencia, no pueden ser autorizadas”.

, Roberto Bellato

El precio del barril Brent, de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, registró una fuerte caída tras el anuncio de los Estados Unidos e Irán de un alto al fuego por dos semanas y comienzo de negociaciones de paz a partir del viernes.

Una clave que destrabó el cese al fuego fue el compromiso de Irán de habilitar el paso por el estrecho de Ormuz, un punto exigido por el presidente Donald Trump. Las conversaciones girarán en torno a un supuesto plan de paz con diez puntos redactado por Irán y que el propio Trump evaluó como “una base viable sobre la cual negociar”.

Sin embargo, el sostenimiento del cese al fuego es endeble en la medida que Irán quiere que se aplique también en el Líbano, en donde Israel continuó atacando en las últimas horas.

Desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente, el precio del Brent prácticamente se duplicó, saltando de una zona entre US$ 55 y US$ 60 por barril a tocar cotizaciones cercanas a los US$ 120 por barril. Tras el anuncio del martes por la noche, el Brent cae este miércoles de US$ 110 a un mínimo diario de US$ 90 por barril, un retroceso de casi 17%.

De todas formas, el precio del Brent sigue siendo significativamente alto en comparación con los precios anteriores al conflicto, lo que evidencia las dudas y tensiones que subyacen en el alto al fuego entre Washington y Teherán.

El primer ministro de Pakistán, Shehbaz Sharif, quien ha estado mediando en las negociaciones, declaró a primera hora del miércoles que el alto el fuego entraba en vigor de inmediato. Representantes de EE.UU. e Irán se encontrarán el viernes en la capital pakistaní de Islamabad para iniciar conversaciones formales, luego de semanas de intercambios informales a través de terceros países.

A continuación, las claves del cese al fuego en la guerra en Medio Oriente y las negociaciones que comienzan el viernes.

1. Cómo se alcanzó el alto al fuego

Pakistán, Turquía y Egipto llevan semanas oficiando como mediadores para encontrar un acuerdo de paz o al menos un alto al fuego. Las negociaciones se aceleraron en la última semana tras el ultimátum de Trump a Irán para que libere el tránsito por Ormuz antes de la noche del martes o enfrentar un bombardeo masivo contra infraestructura civil iraní.

La respuesta iraní fue la divulgación a través de la prensa oficialista de un supuesto plan de paz de diez puntos, cuya existencia el presidente estadounidense validó y consideró el lunes como “un paso significativo”, aunque aclaró que “no es suficiente”.

Finalmente, en la noche del martes se acordó un cese al fuego y comienzo de negociaciones formales, presuntamente sobre la base del plan iraní. “Sé cuáles son los puntos. Y muchos de ellos son muy buenos. No puedo hablar de ello… pero todos son buenos puntos”, declaró Trump en las últimas horas al medio Sky News.

Sin embargo, en las horas siguientes al anuncio se continuaron registrando ataques desde Irán e Israel. Según el primer ministro de Pakistán, el alto el fuego también entrará en vigor en Líbano, donde Israel ha estado combatiendo al grupo armado Hezbolá, respaldado por Irán.

El presidente estadounidense afirmó anoche haber accedido a «suspender los bombardeos y ataques contra Irán durante dos semanas» si Teherán acepta reabrir el estrecho de Ormuz. Trump declaró que aceptó un alto el fuego provisional porque «ya hemos cumplido y superado todos los objetivos militares».

En principio, Irán ha accedido a permitir el paso de buques por el estrecho de Ormuz durante dos semanas, con el tránsito coordinado por el ejército iraní.

El plan de diez puntos difundo por la prensa oficialista iraní incluye el cese total de las hostilidades en Irán, Irak, Líbano y Yemen, el pleno compromiso de levantar las sanciones contra Irán, la liberación de los fondos y los activos iraníes congelados en poder de EE.UU., y el pago íntegro de una indemnización a Irán por los costes de reconstrucción, entre otros puntos. Asimismo, se afirma que Irán se compromete plenamente a no intentar obtener armas nucleares.

2. Qué ocurrirá con el estrecho de Ormuz

Un punto central en las negociaciones que comienzan el viernes será el futuro del estrecho de Ormuz. Irán demostró capacidades operativas para afectar el tránsito, incluso tras varias semanas bajo el asedio militar estadounidense e israelí. El plan de diez puntos de Irán incluiría que mantendrá el control del tránsito por el estrecho.

La Guardia Revolucionaria Islámica también comenzó en las últimas semanas a monetizar informalmente el paso por el estrecho, con el cobro de peajes millonarios. El cobro de peajes es rechazado de plano por EE.UU., las naciones árabes en el Golfo Pérsico y por la comunidad internacional en general porque sienta un precedente que viola leyes marítimas internacionales.

De hecho, el Consejo de Seguridad de la ONU trató una resolución impulsada por Oman en contra del bloqueo iraní. El texto original invocaba el capítulo 7, que habilita el uso de fuerza para destrabar el bloqueo, algo que fue desechado en el texto final. De todas formas, la resolución fue vetada por China y Rusia en la votación del lunes.

La postura iraní de momento es continuar cobrando un peaje. El portavoz de la Unión de Exportadores de Petróleo, Gas y Productos Petroquímicos de Irán, Hamid Hosseini, declaró este miércoles al Financial Times que Irán quiere cobrar peajes a todos los buques cisterna que pasarán por el puerto e inspeccionar cada barco individualmente.

“Irán necesita controlar lo que entra y sale del estrecho para asegurarse de que estas dos semanas no se utilicen para el tráfico de armas”, declaró Hosseini, cuya asociación industrial colabora estrechamente con el Estado persa. “Todo puede pasar, pero el procedimiento requiere tiempo para cada embarcación, e Irán no tiene prisa”, añadió.

3. Líbano, factor crucial para el sostenimiento del alto al fuego

Un factor que puede descarrilar el cese al fuego y las negociaciones es la continuidad de los ataques de Israel en el Líbano, que apuntan principalmente contra el grupo Hezbolá, respaldado por Irán. Israel afirmó que el acuerdo entre Irán y EE.UU. no aplica a la guerra que mantiene con el grupo militante en el Líbano, a pesar de que Pakistán aseguró lo contrario.

El primer ministro de Israel, Benjamín Netanyahu, declaró horas después del anuncio del cese al fuego que el mismo no abarca al Líbano. “Israel apoya la decisión del presidente Trump de suspender los ataques contra Irán durante dos semanas, con la condición de que Irán abra inmediatamente el estrecho y cese todos los ataques contra Estados Unidos, Israel y los países de la región”, dijo mediante un comunicado. Añadió que el alto el fuego “no incluye al Líbano”, donde Israel mantiene tropas terrestres.

Israel ejecutó en la tarde de este miércoles en el Líbano un extenso ataque contra varias zonas comerciales y residenciales del centro de Beirut. El ejército israelí lo calificó como el mayor ataque coordinado de la guerra actual, alcanzando más de 100 objetivos de Hezbolá en 10 minutos en Beirut, el sur del Líbano y el valle oriental de Bekaa.

Este miércoles Irán interrumpió el tráfico de petroleros a través de Ormuz tras el ataque israelí, según informó la agencia de noticias semioficial Fars. Según la agencia solo dos petroleros habían cruzado el estrecho desde que entró en vigor el alto el fuego.

, Nicolás Deza

La integración energética entre la Argentina y Brasil depende de la capacidad de Vaca Muerta para ofrecer un precio competitivo y garantizar seguridad jurídica en los contratos de exportación a largo plazo. Durante un conversatorio previo al CAMBRAS Business Day 2026, evento previsto para el próximo 2 de junio, referentes del sector público y privado coincidieron en que, si bien la abundancia geológica de la cuenca neuquina es indiscutible, el éxito del intercambio requiere armonizar las regulaciones regionales y optimizar la infraestructura de transporte.

El debate se desarrolló este martes bajo la premisa «Conversatorios e Insights Sectoriales: Energía», realizado en las oficinas del estudio de abogados O’Farrell en la Ciudad de Buenos Aires, y reunió a los actores de la integración bilateral. El panel lo integraron: Igor Goulart Teixeira (Embajada de Brasil), Fernando Montera (IBP), Marisa Basualdo (TotalEnergies), Rodrigo Senne (Âmbar Energia) y Agustín Siboldi (O’Farrell), con la moderación de Gabriela Aguilar (IAPG).

Para Goulart Teixeira, diplomático de la embajada brasileña en Argentina encargado de los sectores de energía, minería y agricultura, «Brasil tiene demanda creciente de sus industrias por gas de buena calidad y que sea competitivo. En ese escenario, Bolivia tiene el desafio de mantener la productividad de sus yacimientos y la Argentina como tercera punta de este triángulo está lista para convertirse en una potencia del gas de Cono Sur y en exportador en firme para Brasil».

Para el funcionario la relación avanza a partir del trabajo de los equipos técnicos conformados tras el MOU bilateral 2024 para definir las mejores condiciones para llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil, que aseguró está próximo a dar sus primeras conclusiones. Pero a partir de entonces identificó distintos desafíos, de los cuales «el primero va a ser de naturaleza regulatoria, porque Brasil, Bolivia y la Argentina tienen su modelo, y para una integración gasífera profunda se requiere armonizar regulaciones«.

«Otro tema importante para el balance de oferta y demanda es la cuestión de precios, y apenas estén las condiciones de mercado la tendencia es que el precio baje«, señaló el funcionario. Al respecto aseguró que «hoy está presente la necesidad de bajar los costos en las tres puntas, y así la demanda de Brasil va a ser más grande si el precio es competitivo«.

El tercer desafío que identificó es el de la infraestuctura. «Bolivia tiene el GasBol que ya presenta cierta capacidad ociosa, pero Argentina avanza con TGS con un exitoso open season de la ampliación del Perito Moreno algo que es es bueno para el sistema local, y, en consecuencia, también es bueno para la integración».

Por su parte, Montera que se desempeña como gerente de Regulaciones de Distribución y Transporte del Instituto de Petróleo de Brasil (IBP), consideró que «para la integración energética es fundamental la flexibilidad, tanto para Argentina en lo que respecta al mercado de consumo como para Brasil en cuanto a la garantía de un mayor número de proveedores. Cuantos más proveedores, mayor flexibilidad para el desarrollo del mercado del gas en el país«.

«Por parte de Brasil es importante recalcar que tenemos varios segmentos de consumidores, algunos de los cuales ya garantizan una demanda firme. Existe potencial para el desarrollo de nueva demanda, pero esto requiere una señal de precios muy específica para su crecimiento«, explicó el funcionario del IBP.

Montera detalló que la reserva de capacidad en su país busca dar previsibilidad al sistema eléctrico brasileño ante la intermitencia de las fuentes renovables. Para el directivo, la Argentina debe leer este proceso no solo como una licitación técnica, sino como la plataforma comercial donde el gas de Vaca Muerta tiene que demostrar que puede competir con el GNL importado en términos de firmeza y costo.

Desafíos y visión de la integración energética

En la charla, Marisa Basualdo, Business Legal & Compliance Manager de TotalEnergies, aportó la mirada desde la producción y la inversión necesaria en el upstream. La ejecutiva remarcó que «para que las compañías asuman el compromiso de proveer gas en firme a Brasil, necesitan un ecosistema legal que proteja las inversiones de largo plazo y garantice el libre flujo de divisas».

Basualdo explicó que la competitividad del precio argentino también depende de la carga impositiva y de la estabilidad de las reglas de juego. Según su análisis, «el potencial geológico de la cuenca neuquina es indiscutible, pero la arquitectura de los contratos internacionales debe ser lo suficientemente robusta como para que las empresas puedan ofrecer precios atractivos sin poner en riesgo su rentabilidad».

Desde la comercialización en el mercado de destino, Rodrigo Senne, de Business Development en Âmbar Energia, participó de forma virtual para describir el apetito del sector privado brasileño. Senne advirtió que «la industria brasileña compara constantemente el costo del gas boliviano, el GNL y la oferta potencial de la Argentina antes de cerrar acuerdos de suministro».

El directivo de Âmbar subrayó que la logística de transporte es el gran componente que puede encarecer el valor final del recurso de Vaca Muerta. Para Senne, «Optimizar las rutas de exportación -ya sea por la reversión del Gasoducto Norte o por el cruce en Uruguayana- es vital para que el gas llegue a Brasil con un valor que lo haga irresistible frente a otras alternativas».

Agustín Siboldi, socio de O’Farrell y anfitrión de la jornada, se enfocó en los cuellos de botella regulatorios que la Argentina debe resolver con urgencia. El abogado destacó que «la normativa de transporte debe ser ágil y transparente: «La normativa de transporte debe ser ágil y transparente, permitiendo que los cargadores privados operen con libertad y previsibilidad en los ductos que conectan ambos países».

Siboldi también puntualizó que la integración energética requiere una voluntad política que trascienda los gobiernos de turno. Para el especialista, la confiabilidad es la clave del precio: «Si la Argentina logra proyectarse como un socio confiable que respeta los contratos de exportación incluso en invierno, la prima de riesgo bajará y el precio del gas será naturalmente más competitivo para el comprador brasileño».

Gabriela Aguilar, directora del IAPG y moderadora de la jornada, sintetizó que este diálogo técnico es el primer paso para una integración real. Aguilar destacó que «la Argentina tiene la geología de su lado, pero debe trabajar arduamente en la economía y la logística para cumplir con las exigencias de un mercado brasileño que es altamente competitivo».

La jornada concluyó con la reseña de que el mercado brasileño ofrece una oportunidad de escala para los recursos de Vaca Muerta, pero bajo la advertencia de que la apertura será para quien ofrezca el menor costo. El conversatorio de CAMBRAS dejó planteada una hoja de ruta para la Argentina y la necesidad de consolidarse como un exportador que Brasil elija por precio y seguridad de suministro.

, Ignacio Ortiz

YPF anunció este martes su regreso al mercado de capitales doméstico con el lanzamiento de una nueva serie de Obligaciones Negociables (ON). La operación busca captar inicialmente US$70 millones, aunque el pliego contempla la posibilidad de ampliar esta cifra hasta el monto máximo disponible según la respuesta de los inversores.

Esta operatoria será el primer testeo que tendrá la petrolera en el mercado tras el fallo favorable que logró la Argentina por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF. El país podría finalmente evitar el pago al fondo Burford Capital de más de US$18.000 millones, incluyendo intereses.

El cronograma de la emisión comenzó a las 10 del martes con el anuncio oficial a la plaza financiera. El período de difusión continuará en la jornada de hoy, mientras que la licitación formal tendrá lugar el jueves hasta las 16. Esta salida al mercado cuenta con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria, lo que garantiza una amplia llegada tanto a inversores institucionales como minoristas.

En cuanto a las especificaciones técnicas, los títulos se emitieron bajo la modalidad Hard Dollar, lo que implica que la suscripción se realizará localmente con moneda extranjera depositada en cuentas del país. El plazo de los instrumentos se fijó en cuatro años, con una amortización del 100% del capital al vencimiento. Si bien la tasa final surgirá del corte de la licitación según el precio de mercado, los analistas proyectan un cupón que rondará el 6%, un nivel competitivo para el actual perfil de riesgo corporativo de la petrolera.

YPF: ¿Qué destino tendrán los fondos?

Los fondos tendrán un destino estratégico dual. Por un lado, YPF busca optimizar su Capex, asegurando el flujo de inversión necesario para sostener el ritmo de operación en sus locaciones no convencionales. Por el otro, la operación permitirá la gestión de deuda, mejorando el perfil de vencimientos y garantizando la liquidez para afrontar compromisos sin comprometer la caja operativa.

Esta nueva incursión profundiza el proceso iniciado en enero de este año, cuando la firma realizó una exitosa ampliación de sus ON Clase XXXIV en los mercados internacionales. En aquella oportunidad, la petrolera logró colocar US$550 millones adicionales bajo legislación extranjera, con un rendimiento del 8,25% anual. La reapertura de ese bono, que vence en 2034, permitió a la empresa consolidar un volumen de circulante superior a los US$1.500 millones, dotando al instrumento de una liquidez de referencia para el crédito corporativo de la Argentina en el exterior.

Aquella emisión de principios de año fue interpretada por el mercado como una señal de confianza hacia el plan estratégico de la compañía, logrando atraer a fondos de inversión globales en un momento de reconfiguración de la curva de rendimientos. Los recursos de esa ampliación fueron asignados prioritariamente a la infraestructura de transporte de hidrocarburos.

Durante febrero, YPF concretó otra salida al mercado local que le permitió recolectar u$s 131 millones. En esa ocasión, la licitación se estructuró para absorber el excedente de divisas en la plaza doméstica, ofreciendo una tasa cercana al 7%. El instrumento, también en dólares, sirvió como un puente de liquidez en un mes caracterizado por una alta volatilidad y demandas estacionales de divisas del sector corporativo.

El objetivo de la colocación de febrero -se explicó por entonces en el mercado- fue despejar el horizonte de compromisos inmediatos, financiando el pago de las ON Clase XXV que vencían en dicho periodo. De esta manera, YPF mantiene una presencia constante en el mercado financiero en el arranque de 2026, alternando entre la captación de grandes volúmenes en el exterior y el aprovechamiento de la liquidez local, una estrategia de diversificación que le otorga la flexibilidad.

, Ignacio Ortiz

El proyecto de modificación de la Ley de Glaciares obtuvo dictamen de mayoría en el plenario de las comisiones de Recursos Naturales y Conservación del Ambiente Humano y Asuntos Constitucionales y se encamina a ser aprobado en la Cámara de Diputados. Tal como anticipó EconoJournal, el proyecto se tratará este miércoles 8 de abril a las 15 en el recinto. La modificación a la actual ley 26.639 ya tiene media sanción en el Senado.

El dictamen fue firmado por el bloque oficialista de La Libertad Avanza, legisladores del PRO, la UCR y también por algunos peronistas y de partidos provinciales. Los diputados de San Juan y Catamarca aportaron sus votos positivos.

En el plenario participó de manera virtual el gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, que destacó que “ningún gobernador que forma parte de la Mesa del Cobre ni de la Mesa del Litio planteó eliminar la Ley de Glaciares, ni queremos cambiar los estándares ambientales”. También disertaron los ministros y secretarios de minería, producción y ambiente de las provincias de Catamarca, Salta, Jujuy y Mendoza.

Según indicaron fuentes del Congreso que participaron de las comisiones de Diputados a EconoJournal, el proyecto de modificación a la Ley de Glaciares tendría los votos necesarios en el recinto para su aprobación.

Según creen en el gobierno nacional, el proyecto es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.

Plenario con idas y vueltas

El oficialismo intentará este miércoles aprobar el proyecto sumando a legisladores de bloques aliados y a algunos que pertenecen a espacios opositores, pero que, en este caso, están a favor del proyecto.

Una de las voces que defendió la iniciativa fue el secretario de Minería, Luis Lucero, que señaló que “se viene apelando al miedo de que los argentinos nos vamos a quedar sin agua y esto es falso por varias razones. En el país el agua es un recurso que tenemos que distribuir mejor, pero el agua dulce no es un verdadero problema. Tenemos que distribuirla mejor. El agua no es algo que se quiera atacar, es necesaria para todas las actividades”.

Además, Lucero indicó que “esta reforma no es inconstitucional como se dice engañosamente porque respeta los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional. El 41 leído entero y no fraccionado”. El artículo al que se refirió el funcionario afirma que “todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano, equilibrado, apto para el desarrollo humano y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras”.

Lucero también sostuvo que el proyecto “respeta el artículo 124 porque le otorga a las provincias la atribución que tienen de gobernar sus propios recursos naturales, que afirma la reforma constitucional de 1994 donde se reconoció el dominio originario a las provincias”.

Por su parte, el legislador Maximiliano Ferraro de la Coalición Cívica criticó a las intervenciones que cuestionaron a la actual Ley de Glaciares: ¿Cuáles son los obstáculos concretos que identificaron sobre la ley durante todos estos años?”.

En el plenario, Ferraro también apuntó contra el secretario de Minería y le preguntó “¿qué proyectos mineros específicos están siendo obstaculizados por la actual Ley de Glaciares y qué estudios ambientales y glaciológicos se realizaron en cada caso? ¿Se evaluó el rediseño de ingeniería de esos proyectos para evitar la afectación a glaciares o al ambiente periglaciar?”.

, Roberto Bellato

El gobierno nacional recibió una propuesta de la empresa estadounidense Nano Energy para realizar una inversión de más US$ 230 millones en la finalización y puesta en operación de la Nueva Planta de Uranio de Dioxitek en Formosa. De aprobarse el proyecto, Nano Energy buscaría calificar el mismo al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), según pudo saber EconoJournal.

El proyecto implicaría un salto cualitativo en las capacidades del ciclo del combustible nuclear, ya que contempla en una segunda etapa producir y exportar hexafloruro de uranio a escala industrial, una novedad para el país.

De hecho, Dioxitek y Nano Energy comenzaron a explorar las posibilidades de esta inversión en agosto del año pasado, tras firmar un memorando de entendimiento que permitió evaluar las capacidades tanto de la empresa argentina como del sector nuclear nacional. El país cuenta con know-how en la conversión de dióxido de uranio a hexafloruro de uranio.

Producto de esos contactos iniciales, un acuerdo terminó de sellarse en la Argentina Week, donde representantes del sector atómico del país participaron de un evento organizado por la Secretaría de Asuntos Nucleares y el Consulado Argentino en Nueva York.

Cuál es el proyecto en la planta de uranio de Dioxitek en Formosa

La empresa de capitales estadounidenses presentó ante el Ministerio de Economía una iniciativa para invertir más de 230 millones de dólares en la finalización de la Nueva Planta de Uranio (NPU) de Dioxitek en Formosa.

La empresa estatal que produce dióxido de uranio seguiría siendo la dueña de la planta y del terreno, transfiriendo su uso a una nueva sociedad con Nano Energy, con el pago de un usufructo por la utilización del activo, según pudo saber este medio.

El proyecto contempla dos hitos principales. El primero consiste en la finalización de la construcción, puesta en marcha y operación de la instalación NPU-1 destinada a la producción de UO₂ (dióxido de uranio).

Esta etapa incluye la adecuación de instalaciones, la incorporación de equipamiento faltante, así como la implementación de todos los sistemas técnicos, operativos y de seguridad necesarios para alcanzar condiciones de operación industrial segura y eficiente conforme a los estándares regulatorios nacionales e internacionales aplicables a la actividad nuclear.

El segundo hito prevé la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de una instalación complementaria, para la conversión de UO₂ en UF₆ (hexafloruro de uranio).

El hexafluoruro de uranio es el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio. Las centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante, por lo que una eventual producción de hexafluoruro sería para abastecer la demanda internacional de combustible con uranio enriquecido.

Precisamente, el proyecto con Nano Energy garantizará la provisión del dióxido de uranio necesario para abastecer las centrales Atucha I-II y Embalse, que demandan unas 230 toneladas anuales, así como también podrá ingresar al mercado mundial hexafluoruro de uranio, cuya demanda es constante y va en aumento.

Dioxitek, una empresa estatal que volvió a ser rentable

La iniciativa con Nano Energy refleja el modelo de inversión privada en proyectos rentables en el sector nuclear que promueve el gobierno. Justamente, el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, viene de ser gerente y presidente de Dioxitek, en donde lideró el proceso de saneamiento económico de la compañía.

«El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente», explicó Ramos Napoli en una entrevista a este medio.

La construcción de la NPU en Formosa comenzó en 2014 y estuvo sujeta a multiples retrasos. El secretario de Asuntos Nucleares consideró que el proyecto desde su origen no tenía una viabilidad comercial por su capacidad de producción de dióxido de uranio, superior a la demanda local.

«Un ejemplo puede ser la planta de Formosa, que es la situación sobreanalizada que tuvimos en Dioxitek. Es una planta cuyo plan inicial eran dos líneas de producción de unas 250 toneladas de dióxido de uranio de capacidad nominal por línea, es decir 500 toneladas anuales. Había un problema de la falta de modelo de negocio, porque la demanda agregada de las centrales nucleares argentinas que utilizan dióxido de uranio natural oscila en torno a las 210 toneladas. Tenés 290, 280 toneladas huérfanas», explicó.

Precisamente, el acuerdo con Nano Energy busca redefinir los alcances del proyecto, en una sociedad que habilitará un negocio de exportación.

, Nicolás Deza

Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) impulsa una nueva edición de la Energy Trade Mission 2026, que se llevará a cabo del 3 al 6 de mayo en Houston, en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los encuentros más relevantes del sector energético a nivel global.

La propuesta convoca a gobernadores de provincias productoras de energía, CEOs de compañías líderes, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético, con el objetivo de fortalecer el vínculo entre Argentina y Estados Unidos y promover oportunidades concretas de inversión, innovación y desarrollo tecnológico.

“Venimos de una edición muy sólida, con alto nivel de participación y resultados concretos, que incluso superaron las expectativas. Este año trabajamos para que la misión sea aún más ambiciosa, con mayor alcance y generación de negocios”, señaló Ariel Masut, presidente de la ATCC.

Energy Trade Mission: una agenda orientada a resultados

La misión se estructurará sobre una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios. El programa comenzará con la Bilateral Energy Summit, el 3 de mayo en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reunirá a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales.

El objetivo será analizar oportunidades de inversión y el posicionamiento energético del país en el contexto global. La agenda continuará con actividades en la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica.

Asimismo, se incorporará un eje centrado en la integración de inteligencia artificial y soluciones tecnológicas, promoviendo un espacio de convergencia entre energía e innovación. En este marco, el Global Energy & Geopolitics Forum aportará una mirada estratégica sobre el escenario internacional, con la participación de referentes del ámbito académico, empresarial y geopolítico.

El programa incluirá también visitas técnicas a compañías líderes, así como un Energy B2B Matchmaking Program, diseñado para generar reuniones entre empresas argentinas y estadounidenses, facilitando acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con seguimiento posterior para su concreción.

Texas como plataforma global de negocios

“Texas es hoy uno de los entornos más dinámicos para el desarrollo de negocios en energía a nivel mundial. Esta misión busca que las empresas argentinas se integren a ese ecosistema. Cada año se generan oportunidades que se traducen en inversiones y desarrollo”, destacó Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC.

El estado de Texas se posiciona como uno de los principales nodos del sistema energético global. Concentra una parte significativa de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos y cuenta con un ecosistema integrado de operadores, proveedores, capital e innovación tecnológica. Houston, en particular, se consolida como un hub estratégico para proyectos con proyección internacional.

En su edición anterior, la misión organizada por la ATCC reunió a más de 500 participantes, incluyó más de 100 reuniones de negocios y contó con la participación de empresas, instituciones y organismos del sector, consolidándose como un espacio clave para la vinculación bilateral.

Las empresas interesadas en participar en la edición 2026 pueden obtener más información a través del sitio oficial de la Cámara –argentinatexas.org– o bien, contactar directamente a la organización para sumarse a la delegación hasta el 15 de abril.

, Redaccion EconoJournal