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El gobierno unificó a comienzos de enero los subsidios energéticos de jurisdicción nacional mediante la creación del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y este mes comenzó a poner en marcha el nuevo esquema. La modificación impacta de lleno en millones de hogares, que recién comenzarán a comprender la magnitud del cambio a medida que les lleguen las nuevas facturas. El objetivo oficial es seguir reduciendo el monto de subsidios, que en 2023 fue del 1,5% del PBI, el año pasado bajó a 0,65% y este año debería caer a 0,5% del producto. EconoJournal presenta las diez claves de los cambios anunciados para ayudar a comprender lo que viene. 

1. ¿A quién alcanza el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados?

El nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados elimina el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplaza por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado “para acceder al consumo indispensable de energía”. A su vez, bajo el mismo paraguas se incluyen no solo los subsidios a la electricidad y el gas natural que están bajo jurisdicción nacional sino también al GLP en garrafas de 10 kilos y al gas propano distribuido por redes, que se utilizan en zonas sin gas natural (Decreto 943/2025).

El gobierno redujo de 3,5 a 3 Canastas Básicas Totales el tope de ingresos que se considera por hogar para poder acceder a los subsidios. La referencia que se toma es la CBT para un hogar tipo de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), medida por el Indec. Según el dato oficial de enero, último disponible, esa canasta está valuada en $1.308.713. Por lo tanto, tomando en cuenta ese valor, el tope de ingresos por hogar se redujo de $4.580.495 a $3.926.139.

También se prevé la continuidad del beneficio para hogares en el que resida al menos un titular con pensión vitalicia por veterano de guerra o con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP). Además, se dispone que en hogares que cuenten con al menos un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), la autoridad de aplicación “deberá evaluar en qué medida la discapacidad se traduce en necesidad económica para afrontar los servicios energéticos”.

Más allá del tope de ingresos, siguen vigentes también criterios de exclusión patrimonial (Disposición 2/2026). No pueden acceder a los subsidios:

• Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años, salvo que un integrante del hogar cuente con un CUD.
• Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.
• Hogares en los que al menos un integrante posea una embarcación de lujo.
• Hogares en los que al menos un integrante posea una aeronave.
• Hogares en los que al menos un integrante posea activos societarios.

2. ¿Hay que inscribirse al nuevo régimen?

El nuevo registro de Subsidios Energéticos Focalizados se conformó a partir del viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) creado en 2022. El decreto 943/2025 aclara que los usuarios que ya estaban inscriptos al RASE no están obligados a inscribirse nuevamente para conservar el beneficio, pero los usuarios de garrafas o beneficiarios del Programa Hogar sí tienen que inscribirse. A su vez, los que percibían la Tarifa Social del Gas y viven en una serie de localidades listadas en la web de Energía, que tienen GLP por redes, también tienen que anotarse en el registro. Los que no venían recibiendo subsidio, pero ahora lo necesitan pueden inscribirse en el nuevo registro siempre y cuando cumplan con los requisitos fijados en el punto anterior.

3. ¿Cuántos kilowatts se les subsidia a los hogares?

Cuando se puso en marcha la segmentación tarifaria durante el gobierno de Alberto Fernández, los hogares N2, considerados de bajos recursos, recibían un subsidio por toda la energía consumida sin tope de volumen y los hogares N3, de ingresos medios, tenían un bloque subsidiado de 400 kWh mensuales.

En junio de 2024 el gobierno de Javier Milei recortó ese beneficio poniéndole un tope de 350 kWh mensuales a los N2 y reduciendo de 400 a 250 kWh el tope para los N3 (Resolución 90/2024).

La Secretaría de Energía estableció ahora que para la electricidad subsidiarán solo 300 kWh mensuales. Eso implica que para los que antes eran N2 el bloque subsidiado se reduce de 350 a 300 kWh y para los que eran N3 aumenta de 250 a 300 kWh. El excedente consumido por encima de esos valores paga la tarifa plena.

¿Por qué ahora amplían el bloque de consumo subsidiado de los sectores medios y reducen el de los sectores más humildes? Porque al eliminar la distinción entre N2 y N3 buscaron fijar el bloque subsidiado en un punto intermedio.

Otra novedad es que los 300 kWh mensuales se subsidiarán solo en los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre considerados los de mayor consumo eléctrico por cuestiones estacionales. En marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre el bloque subsidiado será solo de 150 kWh mensuales.

4. ¿Cuántos metros cúbicos de gas se les subsidia a los hogares?

En 2022 se fijaron bloques de consumo subsidiado para todos los hogares N3 que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes (Resolución 686/2022). Por ejemplo, un usuario R1 Nivel 3 de Naturgy tiene 19 metros cúbicos subsidiados en enero, pero en julio ese valor trepa a 56 metros cúbicos. Si los consumos superan esos valores, los usuarios deben pagar precio pleno por el volumen excedente.

En el caso de los hogares N2 el gobierno de Alberto Fernández no había fijado un tope de m3 subsidiados, pero en junio 2024 la administración de Milei replicó los topes de los N3 a los N2 (Resolución 91/2024).

Lo que hizo ahora el gobierno es respetar esos bloques de consumo subsidiado y extender esa misma lógica de bloques a los usuarios de gas propano por redes (Decreto 943/2025).

5. ¿Qué porcentaje del costo de la electricidad se subsidia?

En electricidad el gobierno estableció para 2026 una bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado, que, como ya se señaló, puede oscilar entre 150 y 300 kWh mensuales de acuerdo al período del año. A su vez, creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y se reducirá de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Es decir, los usuarios que antes eran N2 y N3 arrancaron el año con una bonificación del 75% sobre el precio estacional de la energía eléctrica y a fin de año van a terminar teniendo solo un 50%. El 75% inicial significó un incremento de la bonificación ya que, según la resolución 36/2025, en diciembre los N2 estaban percibiendo un 65% y los N3 de un 50%.

6. ¿Por qué el gobierno le incrementó la bonificación transitoriamente a los que reciben subsidio en electricidad?

El incremento transitorio de la bonificación apunta a administrar la transición entre el viejo y el nuevo esquema de subsidios. A los sectores de menos ingresos, que antes estaban agrupados en N2, les ampliaron la bonificación sobre el precio estacional de la energía (PEST) de 65% a 75% en enero –luego empieza a reducirse mes a mes-, pero ese mayor subsidio solo sirve para compensar parte de los mayores costos.

La bonificación transitoria –que fue del 75% en enero, pero en febrero ya bajó a 72,73% y en marzo será de 70,45%– coincidió con un incremento en febrero de 21% en el precio estacional de la electricidad que, como informó EconoJournal, estuvo motivado por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.

La suba de la bonificación se combinó también con una reducción del bloque subsidiado que para los ex N2 pasó de 350 a 300 kWh en los meses de mayor consumo y en el resto del año cae a 150 kWh mensuales. Además, hay que tener en cuenta que desde junio del año pasado las tarifas de electricidad se vienen indexando con una fórmula polinómica que toma en cuenta la evolución del IPC y el IPIM y también se aplica la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que continúan bajo la órbita nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorgó en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027. En el caso de Edesur esas cuotas son de 0,36% mensual y en Edenor suben a 0,42%.

Los sectores de ingresos medios que antes eran N3 y continúan subsidiados se vieron “beneficiados” en términos relativos frente a los ex N2 porque hasta diciembre tenían una bonificación del 50% que en enero trepó de modo transitorio al 75%. Además, el bloque de consumo subsidiado trepó para ellos de 250 a 300 kWh en los meses de mayor consumo –en el resto del año cae a 150 kWh mensuales–. pero eso fue porque al gobierno no le quedaba otra opción que concederles ese mayor beneficio para unificarlos con los ex N2, ya que ahora ambas categorías se fusionaron en una sola.

7. ¿Qué sucede con la bonificación en el caso del gas natural?

Al igual que en electricidad, se fijó una bonificación transitoria de 25 puntos porcentuales que se va reduciendo a lo largo del año, pero la bonificación base de 50 puntos porcentuales, que en electricidad está vigente todo el año, en gas solo regirá 6 meses, entre abril y septiembre.

Los más golpeados en este caso son los sectores de bajos recursos, que antes eran N2, los cuales hasta diciembre tenían una bonificación de 65% sobre el precio mayorista fijado en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y en enero pasaron a tener solo 25%, en febrero 22,73% y en marzo 20,45 por ciento. Recién a partir de abril, a la bonificación extraordinaria se le suma el 50% de bonificación base que recibirán todos los inviernos. Este año en abril el subsidio sube entonces al 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes ya caerá al 18,18%).

Al mismo tiempo esos usuarios deben enfrentar en estos primeros meses del año una fuerte suba de costos que la bonificación extraordinaria no alcanza a compensar. A la indexación de tarifas por IPC e IPIM, se les suma la cuota de la RQT destinada a las distribuidoras gasíferas –son 31 cuotas consecutivas con un porcentaje que varía de acuerdo a la empresa–. Además, en este caso, el gobierno implementó un Precio Anual Uniforme del gas mayorista para evitar las variaciones estacionales. Ese precio es un promedio anual que varía para cada compañía (Resolución 23/2026). Para Metrogas, por ejemplo, en febrero es de US$ 3,696 por millón de BTU, un 25% más caro que los US$ 2,956 vigentes en enero (Resolución 605/25).

En el caso de los sectores medios que siguen subsidiados –antes eran N3–, el impacto es menor porque ellos no venían recibiendo una bonificación de 65% sobre el PIST sino solo de 50%. Por lo tanto, si bien en enero tuvieron una bonificación de solo 25%, en febrero de 22,73% y en marzo de 20,45%, en abril será, al igual que en el caso de los sectores de ingresos bajos de 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes caerá al 18,18%).

Por lo tanto, para ellos el porcentaje bonificado aumentará entre abril y septiembre, al menos este año. Ese es el beneficio relativo que obtienen por haber sido fusionados ahora con los N2 en una misma categoría. No obstante, enfrentan la misma suba de costos que se señaló más arriba: indexación por IPC-IPIM, cuota correspondiente a la RQT y suba del PIST en los primeros meses del año.

El gobierno decidió avanzar con este esquema por dos motivos:

a) El consumo de gas se concentra fundamentalmente en invierno. Por lo tanto, aunque a comienzos de año la suba de tarifas sea fuerte, se aplica sobre consumos que por lo general son muy bajos.

b) La intención oficial era reducir la bonificación que se otorga por Zona Fría, pero no pudo hacerlo porque requiere la intervención del Congreso. Eso significa que el 50% de los usuarios del país siguen siendo beneficiados con subsidios adicionales vinculados con ese régimen, lo que disminuye el impacto de los aumentos detallados.

8. ¿Quiénes pierden el subsidio a partir de la puesta en marcha de este nuevo sistema?

El gobierno informó en noviembre que la baja en el tope de ingresos, al pasar de 3,5 a 3 CBT, afectará solo al 4% de los hogares que venían recibiendo subsidios a la electricidad y el gas natural. En el caso del servicio eléctrico, dejaron trascender que son unos 145.000 usuarios residenciales sobre un total de 16,6 millones de clientes en todo el país. La exclusión de esos usuarios la realizará el propio gobierno a partir de distintos cruces de datos. Cuando son excluidos del registro, esos hogares comienzan a pagar el precio pleno de la energía.

9. ¿Qué cambió a partir de ahora para los hogares que eran N1?

Desde que el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha la segmentación en 2022, se aseguró públicamente que los usuarios N1 ya no iban a recibir subsidio, pero en los hechos el valor que han venido pagando por la energía por lo general nunca equivalió al costo real de abastecimiento. De hecho, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la UBA y el CONICET, precisó en su último informe que los usuarios N1 se hicieron cargo en enero de este año del 95% del costo de la electricidad y del 75% del costo de abastecimiento del gas, manteniendo algún nivel efectivo de subsidio. El gobierno prometió que a partir de ahora pagarán la totalidad del costo de abastecimiento.

Por lo tanto, se supone que dejarán de percibir ese pequeño subsidio que aún tenían y además deberán afrontar la suba del precio mayorista del gas y la electricidad que se aplicó en febrero, más el incrementó del VAD y la indexación por IPC e IPIM.

El aumento en febrero para este sector, que representa a cerca del 40% de los hogares, osciló entre el 10 y el 15 por ciento, porcentaje aplicado sobre tarifas que ya venían siendo sustancialmente más altas que para el resto de los usuarios.

10. ¿Cómo se subsidiará a los que consumen gas con garrafa?

Durante la administración anterior, aquellos hogares más vulnerables, dentro del amplio universo de quienes no tienen gas por red, recibían un subsidio equivalente al 80% del precio máximo de la garrafa a través del Programa Hogar, creado por el decreto 470/2015.

La resolución 568 de julio de 2023 fue la última que actualizó el precio de ese subsidio. El anexo I de esa norma incluía una tabla con los valores por jurisdicción para los meses de junio, julio, agosto y septiembre de ese año. En el caso de la provincia de Buenos Aires, por ejemplo, el valor para septiembre de 2023 de la garrafa de 10 kilos era de 1539 pesos, cifra equivalente en ese entonces al 80% del precio máximo permitido, que se elevaba a 1923,75 pesos con la inclusión del IVA y los costos de fraccionamiento y distribución para esa zona.

Si bien en aquel momento costaba conseguir la garrafa al precio máximo y había un mercado blue donde se la cobraba más cara, por lo general los distribuidores oficiales de YPF solían respetar el precio máximo.  

El gobierno de Javier Milei mantuvo congelados esos subsidios y, por lo tanto, el monto del beneficio se fue licuando de manera acelerada en términos reales. Además, la resolución 216/24 de agosto de 2024 flexibilizó la regulación vigente. A partir de entonces dejaron de existir “precios máximos” y el gobierno solo fijó “precios de referencia”.

La resolución 394/24 de diciembre de 2024 fijó el precio de referencia en 10.500 pesos para una garrafa de 10 kilos, pero el Estado le seguía compensando a un usuario bonaerense solo 1539 pesos. De ese modo, la bonificación que antes cubría el 80% del precio máximo –no del precio real de mercado–, en diciembre de 2024 solo cubría 14,6% del precio de referencia. Muchos usuarios comenzaron a denunciar además que el subsidio se pagaba con mucha demora o ni siquiera se pagaba.

El próximo paso se concretó en julio del año pasado cuando el decreto 446/2025 liberó completamente el mercado y ya dejaron de publicarse los precios de referencia. El valor del GLP en el mercado local comenzó a estar alineado con la paridad de exportación.

El gobierno instruyó ahora a la Secretaría de Energía a través del decreto 943/25 para que, en colaboración con la Anses, disponga, en un plazo de 6 meses que comenzó a correr el 2 de enero, todas las medidas necesarias para garantizar la migración de los casi 3,5 millones de beneficiarios del Programa Hogar al nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.

Inicialmente trascendió que aquellos que se registren recibirán un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales. Sin embargo, el decreto 943/25 aclara que entre las tareas pendientes se contempla “la evaluación y determinación del consumo base indispensable medido en cantidad de garrafas de 10 kilos por mes o por período estacional y por hogar, pudiendo contemplar la zona en la que está ubicado el hogar y la cantidad de convivientes, así como la correspondiente bonificación y la forma de percepción de los beneficios por parte de los usuarios”.

Es decir, por ahora hay pocas precisiones sobre cómo se va a implementar este beneficio. De hecho, no está claro cuál va a ser el precio que se tome como referencia para calcular el subsidio porque en la actualidad es un mercado que ya no cuenta con ningún precio de referencia.  

, Fernando Krakowiak

Finalmente, después de que Tenaris perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta, y de que el gobierno saliera al cruce del Grupo Techint, el presidente de la compañía, Paolo Rocca, hizo pública su postura al respecto.

En una carta titulada «Desafíos para una Argentina Competitiva», Rocca detalla desde su perspectiva el escenario de la licitación en cuestión y el rol de Techint en particular. Además, describe los logros del gobierno y marca la necesidad de «la defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal«.

Estructurada en tres ejes principales, la misiva es la siguiente:

Desafíos para una Argentina competitiva

«He leído con atención los comentarios del presidente Milei y las intervenciones de sus ministros sobre la conducta de Tenaris en ocasión de una licitación de tubos de conducción para SESA, un importante proyecto para la exportación de LNG desde Argentina.

Querría aclarar algunos aspectos relevantes de nuestra posición sobre este asunto:

1. La licitación
   SESA es una empresa privada que licitó la provisión de 137 mil toneladas de tubos de acero de 36” de diámetro, con recubrimiento anticorrosivo.

   Tenaris es una empresa privada que participó con una oferta de 2.090 dólares por tonelada, un precio equivalente a los valores en las principales economías libres como Estados Unidos o Europa, y consistente con los costos directos e indirectos de nuestra operación en Argentina.

   Al ser informados de que había otra oferta a menor precio por parte de un proveedor de origen indio, y siguiendo una práctica absolutamente lícita y habitual en el marco de una relación entre privados, propusimos reducir nuestro precio un 24% hasta igualar la oferta india, y lo hicimos solo para preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular.

   SESA, actuando en el pleno respeto de sus reglas internas, decidió adjudicar el proyecto al proveedor indio. Perdimos entonces una licitación importante, que representa alrededor del 60% del volumen anual del mercado argentino de tubos con costura.

   El nivel de precios de este proyecto resulta inferior al de proyectos anteriores, cuando el precio del acero y el petróleo en el mundo era el doble que el actual, impactado por la pandemia y por la invasión de Rusia a Ucrania.

2. El mercado mundial del acero

   La industria siderúrgica y sus derivados atraviesan un escenario global de fuerte sobrecapacidad, impulsado por políticas de exportación agresivas de algunos países asiáticos que no operan bajo reglas de mercado. Frente a esta situación, aparece la lógica reacción defensiva de las principales economías occidentales aplicando aranceles, cuotas
   y acciones antidumping que buscan evitar que el comercio desleal afecte sectores estratégicos como el siderúrgico, relevante para toda la cadena de valor industrial.

   Estados Unidos, bajo la conducción del presidente Trump, introdujo aranceles del 50% a la importación de acero de todos los orígenes (incluida la Argentina). Europa aplica una salvaguarda que combina cuotas y aranceles que ascenderán al 50%. México y Canadá actúan en la misma dirección con aranceles en el orden del 35% y 50%,
   respectivamente. Brasil también, frente a un incremento relevante de las importaciones desde China, ha introducido una salvaguarda que aplica cuotas y aranceles del 25%. Incluso la India aplica una salvaguarda contra las importaciones de acero.

   El freno a la exportación de acero chino de manera directa o indirecta -vía terminación en terceros países- en estas grandes áreas económicas, está provocando un desvío de excedentes comerciales a precios de dumping hacia países relativamente más abiertos, como es hoy la Argentina.

En el acuerdo recientemente firmado entre Argentina y Estados Unidos hay dos secciones muy relevantes sobre la aplicación de reglas del juego en el comercio:

• Alineación en materia de seguridad económica: Argentina reforzará la cooperación con Estados Unidos para combatir políticas y prácticas no orientadas al mercado por parte de otros países. Ambos países también se han comprometido a identificar herramientas para alinear enfoques en control de exportaciones, seguridad de inversiones, evasión de aranceles y otros temas relevantes.
• Empresas estatales y subsidios: Argentina se ha comprometido a abordar posibles acciones distorsivas de empresas estatales y a revisar los subsidios industriales que puedan afectar la relación comercial bilateral.
  Sin lugar a duda, la Argentina debe abrirse al mundo y nosotros apoyamos este proceso. Pero la forma en la que nos abrimos nos parece muy importante. La defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal es fundamental para alentar la confianza de los inversores que quieren apostar al fortalecimiento de las cadenas de valor de los sectores en los cuales la Argentina tiene ventajas competitivas como la agroindustria, la energía y la minería.

1. El Grupo Techint en la Argentina

La actual administración ha logrado resultados importantes en la recuperación de la economía, bajando la inflación, reduciendo la dimensión del Estado y asegurando el equilibrio fiscal, lo que ha generado una baja del riesgo país y un fuerte apoyo del gobierno de Estados Unidos.

También ha logrado un sólido respaldo en las elecciones de medio
término, y tiene abierto el camino para implementar reformas esenciales para promover la competitividad de los sectores productivos que hoy tienen que soportar una carga tributaria muy superior a la de sus competidores.

Adicionalmente, las empresas actúan hoy en un contexto de relaciones laborales y de informalidad. Las empresas del Grupo Techint han apoyado directamente la acción de la actual administración en todas las
oportunidades de diálogo en el país y en el exterior, y manifestado su confianza con inversiones relevantes en la Argentina.

Como Grupo invertimos en el país 1.400 millones de dólares en 2024, 1.600 millones en el 2025 y tenemos comprometidos 2.400 millones para el 2026, que ya están en curso.

Hacia adelante, apostamos a una Argentina que pueda también crecer en su actividad industrial y competir en el mundo. Un ejemplo es Tenaris que exporta actualmente el 70% de su producción en Campana. Para lograrlo es muy importante que el sector privado tenga un diálogo constructivo con el Gobierno sobre las políticas de inserción en el comercio mundial y las reformas esenciales para la competitividad de las empresas.

La construcción de industrias competitivas demanda conocimiento que se incorpora a lo largo del tiempo, recursos humanos calificados, innovación y tecnología, inversión sostenida, compromiso con la comunidad y mucha
determinación. Este es el camino que muchas empresas han recorrido en todos los sectores. El Grupo Techint seguirá apostando por el desarrollo de la Argentina como lo ha venido haciendo desde hace 80 años«.

, Lorena Alem

Esta semana se desarrolló en Doha, Qatar, la 21ª International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026), el mayor punto de encuentro global para medir el pulso al mercado del gas natural licuado. Las principales empresas productoras de LNG del mundo, y sus compradores, estuvieron representadas en el evento por su plana ejecutiva. Las presentaciones y discusiones reflejaron claramente que el LNG dejó de ser solo una “mercancía energética” para consolidarse como un activo estratégico donde la geopolítica se convierte en una variable dura de negocio. En ese marco, la Argentina aparece mencionada recurrentemente como un potencial jugador emergente a partir de Vaca Muerta, siempre que logre convertir su recurso en proyectos ejecutables, financiables y con reglas de largo plazo.

LNG: un mercado que se reordena

En varias sesiones se repitió la idea de que el mercado está entrando en una nueva etapa: empieza a asomar una “ola” adicional de oferta global, con Estados Unidos y Qatar como protagonistas, mientras Europa sigue reconfigurando su matriz y Asia suele ser el mercado de ajuste que absorbe o libera volúmenes y con eso influye en precios y rutas. El impacto de este reordenamiento no es solo de precios: también reabre discusiones sobre seguridad de suministro, dependencia de proveedores, y la necesidad de contratos que resistan shocks.
Europa, en particular, continúa condicionada por la guerra en Ucrania y por el tratamiento que Occidente decida darle al gas ruso. Aun cuando el mercado empiece a percibir más oferta disponible, la seguridad de suministro en Europa sigue siendo una prioridad política, y eso influye directamente en cómo negocia, qué acepta en términos contractuales y qué riesgos está dispuesta a pagar.

Regulación de metano

Otro tema transversal tratado en la conferencia, con impacto jurídico y comercial inmediato, fue el rol creciente de la regulación ambiental, especialmente en metano. La discusión ya no está en el “objetivo” (reducir emisiones), sino en el “cómo”: medición, trazabilidad, verificación y, sobre todo, consecuencias comerciales.
Sin embargo, ciertas exigencias regulatorias pueden operar como barreras de acceso si no se ajustan a la realidad operativa de toda la cadena. En Europa, el riesgo percibido es doble: multas relevantes y un marco de cumplimiento que, si no se implementa con gradualidad y criterios verificables, puede desalentar nuevos acuerdos de suministro justamente cuando la región necesita diversificar fuentes.

El contrato vuelve al centro

Otro punto de interés discutido es que el contrato definitivamente pasó a definir si un proyecto es financiable, si puede alcanzar FID (Final Investment Decision) y si resiste escenarios adversos. Con más volatilidad geopolítica y regulatoria, gana peso el diseño contractual que permita convivir con distintos escenarios.
Eso se refleja en la agenda de negociación: flexibilidad de destinos, derechos de desvío, indexaciones, mecanismos de revisión, tolerancias operativas, y cláusulas que contemplan cambios regulatorios relevantes. En paralelo, con un mercado que podría volver a ser más competitivo, algunos desarrolladores señalaron que será más complejo cerrar offtake de largo plazo para proyectos pre-FID, salvo que exista un sponsor con capacidad de portafolio o una estructura que reduzca riesgo de ejecución.

Rutas y logística

Otro eje fue la logística. En LNG, el riesgo ruta puede ser tan determinante como el riesgo precio. Canal de Panamá, rutas alternativas, capacidades de shipping y restricciones geopolíticas en determinados pasos marítimos no son temas secundarios.

La consecuencia es que algunos proyectos ganan atractivo no solo por su costo de producción, sino por su acceso a mercados y su capacidad de servir a más de una cuenca, Atlántico y Pacífico, mitigando riesgos logísticos.

Energía adicional

Aunque el debate de transición energética estuvo presente, apareció con fuerza una idea: más que un reemplazo lineal de fuentes, lo que se observa es “adición” de energía. Las renovables crecen, pero la demanda global también. En ese contexto, el gas/LNG se consolida como respaldo firme para sistemas eléctricos que incorporan intermitencia, y como insumo industrial crítico.

Los países buscan seguridad energética, y el LNG ofrece una herramienta flexible frente a shocks. Por eso los gobiernos y los grandes compradores miran al LNG no solo como commodity sino como instrumento de política energética.

¿Dónde entra la Argentina?

En este marco, Argentina aparece con una ventana de oportunidad concreta, apalancada en Vaca Muerta. Sin embargo, el planteo en las discusiones fue muy pragmático: el diferencial no lo define únicamente el subsuelo, sino la capacidad de ejecución integrada, upstream competitivo, midstream suficiente, estabilidad macro-regulatoria y contratos bancables.

En el programa técnico de la conferencia, el autor de esta columna participó con una presentación sobre el potencial exportador argentino, “Desbloqueando el potencial de LNG de Argentina: Vaca Muerta y el camino hacia los mercados globales”. El mensaje central fue que el recorrido más realista es por etapas, escalable, con foco en reducir riesgos de capital y de ejecución, incluyendo esquemas de FLNG, acompañado por reglas estables y estructuras contractuales que permitan cerrar acuerdos de largo plazo y acceder a financiamiento.

LNG2026 dejó una idea clara: ya no se decide solo por oferta y demanda, sino por seguridad, regulación, diplomacia y reglas de acceso a mercado. En esa realidad, la pregunta no es “si habrá LNG”, sino bajo qué condiciones se lo podrá contratar, financiar, certificar, transportar y hacer circular. Ello exige mirar el negocio y hacer el análisis legal con un enfoque interdisciplinario, porque la incertidumbre geopolítica se traslada a la estructura de riesgos de los contratos.

(*) Bernardo Bertelloni es abogado especializado en la industria del petróleo y el gas. Es socio de Martelli Abogados.

, Bernardo Bertelloni

Tras consolidarse como el referente técnico en Chile y otros distritos mineros de la región, Latin Rocks anuncia el lanzamiento de «Argentina Rocks 2026». Este congreso especializado en exploración geológica llega en un momento clave para la industria, con el objetivo de transformar el potencial mineral del país en oportunidades de inversión concretas y sustentables.

A diferencia de las ferias mineras tradicionales, Argentina Rocks se posiciona como un encuentro de nicho técnico-estratégico. El evento pondrá el foco en el origen de la cadena de valor: la exploración. Bajo la premisa de que no existe un futuro productivo sin una base geológica sólida, el congreso reunirá a expertos de clase mundial para analizar el escenario actual y futuro de los yacimientos argentinos.

Un enfoque federal

La elección de Mendoza como sede responde a su capacidad de conectividad internacional, factor clave ya que se prevé que el 50% de la participación provenga del extranjero. No obstante, el evento mantiene una visión profundamente federal.

«Argentina Rocks es un congreso que abarca todas las potencias de exploración del país. Buscamos mostrar los éxitos en San Juan, Catamarca, Salta, Santa Cruz y el Macizo del Deseado«, señalan desde la organización.

Como parte de esta integración regional, el programa incluye dos visitas a terreno en San Juan, lideradas por expertos de alto nivel, conectando así los polos mineros más importantes de la cordillera.

Transparencia y datos: El fin de los mitos

En un contexto de renovado interés por minerales críticos como el cobre, el oro y la plata, el congreso contará con más de 8 relatores magistrales confirmados. El objetivo es claro: combatir los mitos del sector con datos duros y hechos científicos, fomentando una industria transparente y atractiva para los grandes capitales.

Detalles del evento

• Fecha: 27 y 28 de mayo de 2026.
• Sede: Ciudad de Mendoza, Argentina.
• Perfil: Líderes de exploración, geólogos, empresas multinacionales y tomadores de decisiones estratégicas.

Con un interés récord registrado a la fecha, Argentina Rocks 2026 promete marcar un antes y un después en la forma en que el mundo percibe y valora el potencial geológico argentino.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la mayor empresa de energía de la Argentina, inició el proceso formal para desprenderse de su participación accionaria en Metrogas, una de las principales distribuidoras de gas del país. La compañía que preside Horacio Marín autorizó a mediados de enero al Citi —el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta— a empezar a contactar a inversores interesados en el activo. Así lo confirmaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Consultados por este medio, desde Metrogas evitaron realizar comentarios.

El Citi incluso ya firmó acuerdos de confidencialidad (NDA’s por sus siglas en inglés) con algunos de esas empresas. Es la condición necesaria para acceder al data room de Metrogas y conocer las especificaciones de venta que pretende YPF. El objetivo de máxima es lograr que participe algún jugador internacional que no está presente en la Argentina. Se descuenta que, de base, habrá interés de players locales.

Un negocio con un horizonte despejado

YPF aspira a obtener más de US$ 600 millones por su participación del 70% en Metrogas. La petrolera bajo control estatal posee el 100% de las acciones Clase A de la distribuidora (que representan un 51% del capital social) y un 38,7% de las Clase B, que equivalen al 19% de la masa accionaria total.

La Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para el período 2025-2030 que terminó el gobierno de Javier Milei a mediados del año pasado recompuso la situación económico-financiera de Metrogas, que durante años estuvo complicada por el atraso tarifario en que incurrieron las administraciones kirchneristas y por el impacto de las crisis cambiarias que enfrentó el país (la compañía tuvo que ‘purgar ‘ un crédito en dólares por casi US$ 250 millones tomado en 2017 que la tuvo al borde del quebranto a fines de la década pasada).

La distribuidora cuenta con un horizonte despejado por los próximos cinco años en cuanto a sus ingresos por tarifas. En parte por eso, su negocio se expresa hoy en celeste: las ventas anuales superan los US$ 800 millones y el EBITDA ronda los US$ 150 millones. Con más de 2,4 millones de usuarios —la distco que más clientes posee— y un 20% del mercado de gas residencial del país, su valor bursátil se ubica en torno a los 1100 millones de dólares.   

“Con el riesgo país por debajo de los 500 puntos y un buen entorno de negocios es el momento indicado de lanzar el proceso de venta”, indicó una fuente que sigue de cerca la iniciativa. Es una operación que se espera desde hace años en el mercado porque, en rigor, según lo establecido por la Ley del Gas (24.076), una productora —en este caso la mayor como YPF— no puede tener el control mayoritario de una distribuidora. La petrolera bajo control estatal consiguió un waiver del Enargas cuando en noviembre de 2012 adquirió el 54% de Gas Argentino (GASA), la sociedad controlante de Metrogas que estaba en poder de la británica British Gas (BG).

La extensión de licencia de Metrogas

La Ley Bases autorizó a las licenciatarias del mercado regulado de gas natural —tanto transportistas como distribuidoras— a solicitar una extensión de sus contratos por 20 años. El Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo, ya avanzó con la firma de algunas prórrogas, como en el caso de TGS.

Sin embargo, el expediente de Metrogas tiene algunas particularidades que requieren de un aval especial de la Procuración del Tesoro. Una de ellas viene de larga data: en 2006, la BG inició un juicio en el Ciadi contra la Argentina por el incumplimiento de los contratos de concesión tras la salida de la Convertibilidad en 2001.

La empresa británica logró que el tribunal arbitral falle a su favor en 2011 por US$ 185 millones. La Argentina terminó pagando esa cifra unos años más tarde cuando la Justicia de EE.UU. confirmó en distintas instancias esa sentencia.

A raíz de eso, cuando la administración de Cambiemos realizó la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el período 2017-2022, el Ejecutivo negoció con Metrogas que incluya en su plan de inversiones un paquete de obras obligatorias por un monto equivalente al que BG obtuvo en el Ciadi.

La situación se volvió a complejizar cuando el gobierno de Alberto Fernández volvió a incumplir los esquemas tarifarios que se habían suscripto durante la gestión de Mauricio Macri y la cláusula del acuerdo con Metrogas que ‘cauterizó’ la herida del juicio de BG en el Ciadi devino en abstracta. De hecho, en 2022 el ex interventor del Enargas Federico Bernal habilitó a las distribuidoras a suspender sus programas de inversión con tal de no autorizar subas de tarifas.

La Procuración del Tesoro, a cargo de Santiago Castro Videla, debe ahora reencauzar un expediente con incumplimientos varios antes de autorizar la extensión de la licencia hasta 2047 (la concesión actual de Metrogas expira en 2027). Se espera que durante febrero el equipo de abogados de Procuración y de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, terminen de ordenar la documentación correspondiente y firmen la prórroga. En YPF esperan ese hito formal para acelerar con el proceso de venta a cargo del Citi, pero en el mientras tanto decidieron avanzar y empezar a testear el interés del mercado por la distribuidora.

, Nicolas Gandini

El gobierno de los Estados Unidos anunció la creación de una zona comercial preferencial para minerales críticos. El anuncio corrió por cuenta del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, quienes invitaron a los representantes de la Argentina y de otros 54 países presentes en una cumbre en Washington a confirmar su adhesión.

Como adelantó EconoJournal, las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales, informaron Vance y Rubio en la cumbre de minerales críticos celebrada este miércoles en Washington.

«La administración Trump propone un mecanismo concreto para devolver el mercado mundial de minerales críticos a un estado más saludable y competitivo. Una zona comercial preferencial para minerales críticos protegida de perturbaciones externas mediante precios mínimos exigibles«, dijo Vance.

En representación de la Argentina asistió el titular del Ministerio de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, acompañado por el secretario de Minería, Luis Lucero. Quirno mantuvo el martes un encuentro con el CEO de Glencore, Gary Nagle, la empresa detrás de los proyectos de cobre El Pachón, en San Juan, y MARA, en Catamarca.

«Ambos (proyectos) fueron presentados al RIGI y, en conjunto, sumarían una inversión cercana a los 14.000 millones de dólares, con un impacto decisivo en la producción, las exportaciones y la generación de empleo en nuestro país», publicó el canciller argentino en su cuenta de X.

Minerales críticos: zona prefrencial con precios mínimos

Los funcionarios explicaron que la intención de EE.UU. es conformar un bloque comercial con países aliados y socios para el comercio de minerales críticos, con precios mínimos o referencia para vehiculizar las inversiones.

«Para los miembros de la zona preferencial, estos precios de referencia funcionarán como un piso mantenido a través de tarifas ajustables para mantener la integridad de los precios. Queremos eliminar ese problema de personas que inundan nuestros mercados con minerales críticos baratos para socavar a nuestros productores nacionales», explicó el vicepresidente.

«Independientemente de la cantidad de material que fluya al mercado global, los precios dentro de la zona comercial preferencial se mantendrán constantes. Con el tiempo, nuestro objetivo dentro de esa zona es crear diversos centros de producción, condiciones de inversión estables y cadenas de suministro que sean inmunes al tipo de interrupciones externas», agregó en referencia a las prácticas de manipulación de precios en las commodities que China práctica según Washington.

Los funcionarios buscarán que las 50 delegaciones presentes confirmen su adhesión a esta área comercial. «La membresía será vital para las economías en desarrollo que buscan expandir la capacidad minera y será igual de importante para las economías avanzadas que dependen de estos materiales para sostener sus industrias avanzadas, su crecimiento y seguridad», marcó Vance.

«Si bien creemos que el mercado de Estados Unidos es lo suficientemente grande como para crear su propia zona crítica de comercio de minerales, todo este esfuerzo será más fuerte y mucho más competitivo si lo construimos juntos», cerró el vicepresidente.

, Nicolás Deza

MSU Energy, la compañía del Grupo MSU del empresario Manuel Santos Uribelarrea, anunció que prevé realizar este miércoles  una emisión de Obligaciones Negociables (ON) en el mercado local con el objetivo de fortalecer su estructura de capital a través de la precancelación de deuda bancaria. Según informó la compañía, la operación no implica un aumento en el nivel de endeudamiento ni una extensión de los plazos actuales, sino que apunta a una optimización del perfil financiero.

El capital de la emisión será amortizado en dos cuotas iguales, con vencimientos previstos para julio y octubre de 2027. La estrategia se apoya en el desempeño operativo y financiero de la empresa que viene mostrando flujos de fondos estables y previsibles, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado difundido este martes.

Emisión de Obligaciones Negociables

La calificadora FIX SCR elevó recientemente la calificación crediticia de MSU Energy a AA-(arg), con perspectiva estable. La mejora fue atribuida a la solidez de su negocio consolidado y a una estructura financiera considerada robusta.

Se trata de una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina y que ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding.

Operaciones de MSU Energy

MSU Energy opera centrales térmicas de ciclo combinado en General Rojo, Barker y Villa María, En conjunto, estas plantas suman una capacidad instalada total de 750 megavatios (MW).

La emisión de ON se enmarca en un escenario en el que las empresas del sector buscan alternativas de financiamiento en el mercado de capitales para reordenar pasivos y mejorar su perfil financiero, en un contexto de mayor atención al costo del capital y a la sostenibilidad de los flujos de ingresos, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La decisión oficial de no actualizar el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que derivó este lunes en la renuncia del titular del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), Marco Lavagna, se explica fundamentalmente por los aumentos de tarifas de gas natural y electricidad previstos para este año y la mayor ponderación de este rubro en el nuevo indicador, lo que iba a dar como resultado una mayor inflación.

A partir de enero, el Indec comenzó a implementar una nueva fórmula para medir la suba de precios. El cambio sustancial, ahora frenado, consistió en la utilización de una nueva canasta de consumo surgida de la Encuesta Nacional de Gastos de los Hogares (ENGHo) del 2017-2018 en reemplazo del relevamiento de 2004. 

En la nueva canasta, la ponderación asignada a “Vivienda, Agua, Electricidad y otros combustibles” pasaba de 9,4 a 14,5 por ciento. A su vez, el subrubro “Electricidad, gas y otros combustibles” aportaba 5,9 puntos porcentuales, mientras que, en el esquema que se venía aplicando representa entre 2,54 y 3,74 puntos porcentuales según la región.

Es decir, las tarifas de los servicios públicos iban a tener un mayor peso en el índice, justo cuando el gobierno comenzó a autorizar subas más significativas luego de un año en el que se le puso un freno relativo a ese ajuste durante el segundo semestre por razones electorales, tal como informó EconoJournal.

Aumentos tarifarios previstos para este año

El gobierno informó el viernes que la tarifa de gas natural iba a subir 16,86% en promedio a nivel nacional por una combinación de factores que incluyen la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con las distribuidoras, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales, la puesta en marcha del nuevo esquema de subsidios y la fijación de un nuevo precio del gas fijo para todo el año destinado a reducir el impacto estacional.

En el caso de la electricidad, EconoJournal informó el viernes que el gobierno autorizó a partir de febrero una suba del precio mayorista de 21% por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.

En febrero el impacto de esa suba está concentrado fundamentalmente en el 40% de los usuarios que no perciben subsidios –los ex N1– con subas superiores al 10% en la factura final. Para el otro 60% que recibe subsidio –los ex N2 y la gran mayoría de los N3–, en el corto plazo ese mayor ajuste no se va a notar porque el gobierno incrementó excepcionalmente la bonificación que reciben con el objetivo de suavizar la transición entre el viejo régimen de segmentación y el actual. Esa bonificación arrancó en enero en el 75% del precio mayorista de la electricidad, pero se va a ir reduciendo mes a mes hasta quedar en 50% a fin de año.

Al incremento en el precio mayorista, se le suma, al igual que en el gas natural, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales y la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que permanecen bajo jurisdicción nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorga en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027.

Por todas estas razones, la suba de tarifas va a terminar promediando este año un incremento mensual superior al de la inflación, aumento que con la nueva canasta de gastos iba a tener una ponderación mayor dentro del IPC.

El ministro de Economía, Luis Caputo, aseguró este martes que, si se hubiera seguido adelante con el cambio de la canasta, el IPC de enero no iba a dar más sino “una décima menos”. Algunas fuentes desmienten ese dato, pero, aunque eso fuera cierto, el mayor impacto de las tarifas no se preveía para enero sino, como se remarcó, a partir de febrero.

Además, si bien es cierto que el trazo grueso del aumento tarifario ya se concretó, porque el gobierno redujo de 1,5% a 0,65% del PBI los subsidios energéticos entre 2023 y 2025, el compromiso oficial es llevar ese porcentaje a 0,5% este año y ese esfuerzo adicional de la población –vinculado sobre todo a la sintonía fina del ajuste—es lo que se busca disimular manteniendo el viejo IPC.

, Fernando Krakowiak

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras. El proyecto fue dado a conocer en la previa al encuentro en Washington en el que se presentará la iniciativa de establecer precios mínimos en el comercio internacional al que acudirán ministros del gobierno de Javier Milei.

La Casa Blanca confirmó que el proyecto Vault incluirá un préstamo gubernamental de largo plazo de US$ 10.000 millones a través del Banco de Exportación e Importación (EximBank) de EE.UU. para comprar y almacenar minerales para fabricantes de automóviles, empresas de tecnología y otros usuarios industriales.

El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio.

Las tierras raras son 17 elementos químicos claves en las industrias de punta tecnológica, como la industria militar. No son elementos escasos en la naturaleza, pero China concentra más del 60% de la producción y el 90% de la capacidad de refinamiento y separación de tierras raras del mundo.

Blindar el suministro de minerales críticos para las industria en EE.UU.

La inciativa busca blindar a las industrias estadounidenses de potenciales acciones de China sobre el suministro de minerales críticos y tierras raras mientras se trabaja para crear nuevas cadenas de suministros que no esten controladas por Beijing.

El EximBank informó que aprobó un préstamo directo de hasta US$ 10.000 para el proyecto Vault, que proporciona financiamiento a largo plazo a una alianza entre fabricantes de equipos originales (OEM) y proveedores de capital del sector privado.

Entre los primeros indicios de participación de fabricantes de equipos originales se incluyen Clarios, GE Vernova, Western Digital y Boeing. Entre los proveedores que prestan servicios al proyecto Vault se incluyen Hartree Partners, Mercuria Americas y Traxys.

China estableció en 2025 un control temporal sobre las exportaciones de tierras raras pesadas que afectó el suministro para las industrias en Europa y EE.UU, sentando un precedente que explica la respuesta de Trump con el proyecto Vault.

Las tierras raras pesadas son un subgrupo de elementos químicos esenciales en la fabricación de imanes de alta temperatura, sistemas de defensa y tecnologías verdes. Son más raros y valiosos que las tierras raras convencionales y sus cadenas de suministro están muy concentradas en China.

Cumbre de minerales críticos en Washington, con presencia argentina

El Departamento de Estado recibirá el miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.

La difusión del proyecto Vault anticipa algunas claves de lo que la administración Trump espera consensuar con países que considera aliados en la creación de cadenas de suministro de minerales críticos y tierras raras que sean independientes de China.

Trump habilitó a sus funcionarios a negociar mecanismos de fijación de precios e incluso precios mínimos en el comercio de estas materias primas. Un documento sobre el proyecto Vault circulado a la Casa Rosada menciona la posibilidad de establecer acuerdos de precios mínimos, según publicó shale24.

El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó la semana pasada que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.

Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.

, Nicolás Deza

Vista Energy cerró este lunes la adquisición del 30% de Bandurria Sur y un 50% de Bajo del Toro, dos áreas en Vaca Muerta que eran propiedad de la noruega Equinor, a cambio de una inversión neta de 712 millones de dólares. Al mismo tiempo, firmó la cesión a YPF, operador de ambas áreas, de una participación del 4,9% y del 15% de los activos, respectivamente. Por lo que la empresa que preside Miguel Galuccio terminará incorporando una participación total del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro. 

Esta operación le permitirá a Vista convertirse en una operadora de shale oil con una producción superior a los 150.000 boe/d consolidando su lugar como el principal productor independiente de crudo y el mayor exportador de petróleo de la Argentina. 

La compañía acumula inversiones a la fecha por más de US$ 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que la compañía viene desplegando para el desarrollo de la formación. 

En abril del año pasado, concretó la adquisición del 50% de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, Vista se consolidó como el mayor productor independiente de crudo y el principal exportador de petróleo de la Argentina. 

Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”. 

Asimismo, destacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo muy positiva, iniciada con la adquisición del 50% de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central.” 

La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques. A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro. 

, Nicolas Gandini

Transportadora Gas del Norte designó a Horacio Pizarro como nuevo director general, quien asumió el cargo a partir de este martes 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.

Pizarro es Ingeniero Industrial, egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA), y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).

Desde hace 25 años se desempeñó en la Organización Techint en la que ocupó diversos cargos destacándose recientemente como director senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.

Nuevo director general

Desde la compañía señalaron que su designación se enmarca en una nueva etapa orientada a fortalecer la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento del sistema de transporte de gas, en un contexto de expansión de la infraestructura energética del país.

A su vez, destacaron que Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de TGN desde 1992, año de la creación de la empresa. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como director general, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella en los resultados alcanzados y en la cultura organizacional. Además, es uno de los principales directivos de la industria de gas natural con una visión integral del mercado gasífero.

Mercado de exportación

En los últimos meses, Ridelener estuvo abocado a tratar de recuperar el mercado de exportación de gas argentino a partir del desarrollo de Vaca Muerta, tratando de generar acercamientos con Brasil y Chile.

“Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, expresó Horacio Pizarro, nuevo director general de TGN.

Ridelener destacó el perfil de su sucesor y el trabajo del equipo de la compañía: “Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”.

, Redaccion EconoJournal

La venta de los activos de la empresa de servicios DLS en la Cuenca del Golfo de San Jorge se completó formalmente con el surgimiento de Nova Energy Argentina. Como parte de esa movimiento empresario Diego Trabucco, el fundador de Aconcagua Energía, pasa a desempeñarse como presidente y CEO de la nueva sociedad.

La venta, que fue aprobada formalmente en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo multinacional Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 24 equipos de pulling y workover  ubicados en Chubut y Santa Cruz.

La operación posiciona a una nueva estructura de capitales regionales al frente de uno de los servicios de torre críticos para el desarrollo convencional. El traspaso incluye el manejo de todas las operaciones en las dos provincias que comparten la Cuenca del Golfo.

La composición societaria de la nueva firma refleja un fuerte anclaje local, al estar integrada por el grupo conformado por Vientos del Sur S.A. y SGA Servicios S.A. -referenciadas en el empresario Pablo Pires– en alianza con Aconcagua Energía Ltd. Esta sociedad busca dar previsibilidad a una zona que atraviesa una profunda transformación industrial.

El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.

El foco en seguridad y eficiencia

La naciente Nova Energy confirmó que mantendrá su centro neurálgico en la base de Comodoro Rivadavia, desde donde se coordinará la actividad para los yacimientos que operan en la cuenca.

Trabucco señaló que el foco inmediato estará puesto en la seguridad y la eficiencia de las operaciones, con una mirada de largo plazo. «Iniciamos esta etapa con el compromiso de fortalecer las operaciones y generar valor sostenible para nuestros clientes«, afirmó el ejecutivo con el antecedente de su gestión energética independiente.

Con el repliegue de las grandes multinacionales de servicios hacia el shale de Neuquén, actores locales y grupos independientes asumen el desafío de sostener la productividad de los yacimientos maduros. Este fenómeno se aceleró a partir del retiro de YPF de diversas áreas en la Patagonia, dejando el espacio para que compañías con estructuras más ágiles tomen la responsabilidad de la operación.

Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía.

También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

, Redacción EconoJournal

El gobierno de los Estados Unidos recibirá este miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. La administración de Donald Trump está considerando la posibilidad de establecer precios mínimos en el comercio de minerales. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.

Trump anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para crear una reserva estratégica de estas materias primas. El anuncio fue un adelanto de las claves de la agenda programática que el secretario de Estado, Marco Rubio, expondrá y buscará consensuar con los ministros extranjeros.

La cumbre sobre minerales críticos organizada por el Departamento de Estado de EE.UU. permitirá a las autoridades argentinas y a empresas mineras con proyectos en el país conocer cuál es la propuesta concreta de la administración Trump para hacer frente a las prácticas de manipulación de precios del gobierno chino, que según Washington desalientan inversiones occidentales en minerales críticos y sobre todo en tierras raras.

Cuáles son los minerales críticos

El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio. Las tierras raras son 17 elementos químicos claves para las industrias de punta tecnológica, como la industria militar.

El tema es de particular interés para las compañías mineras en la Argentina que producen y exportan carbonato de litio debido a que el gobierno estadounidense está poniendo el foco en los minerales críticos procesados y sus productos derivados (PCMDPs por sus siglas en inglés). Chile y la Argentina representan más del 90% de las importaciones de litio en los EE.UU.

La principal preocupación entre los gobiernos y las mineras es cómo crear un entorno de menor volatilidad para los precios. Algunas medidas proactivas de la administración Trump, como el otorgamiento de precios mínimos para determinados proyectos de minerales críticos y de extracción y refinamiento de tierras raras en EE.UU., son respaldadas por socios como Australia.

Cómo operan los precios mínimos que busca fijar Trump

Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.

Sin embargo, el gobierno estadounidense estaría evaluando acotar la aplicación de esa herramienta debido a su costo fiscal y consideraciones de política doméstica, según reportó la agencia Reuters.

De todas formas, el Departamento de Estado espera consensuar este miércoles con los ministros extranjeros algún tipo de mecanismo de fijación de precios para las tierras raras.

Al encuentro asistirán ministros de países de la Unión Europea, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Canadá, Australia, Japón, India, Corea del Sur, Argentina y de otros Estados.

Qué hay detrás de la iniciativa de EE.UU.

El principal tema de interés para el gobierno argentino y las empresas mineras con proyectos en el país será entender qué propone la administración Trump en concreto y evaluar los potenciales impactos en las inversiones mineras fuera de EE.UU.

Trump parece querer alcanzar un consenso para acelerar inversiones mineras en EE.UU. y en países aliados. El presidente estadounidense publicó en enero una proclama (declaración de política pública) relacionada con la importación de minerales críticos procesados y sus productos derivados (tierras raras), en base a un reporte de la Secretaría de Comercio.

El reporte concluye que las importaciones de PCMDP generan distorsiones que ponen en riesgo la seguridad nacional. «EE.UU. depende demasiado de fuentes extranjeras de PCMDP, carece de acceso a una cadena de suministro suficientemente segura y confiable, está experimentando una volatilidad de precios insostenible con respecto a los mercados de minerales críticos y sufre un debilitamiento de la capacidad de producción y fabricación interna», explica la proclama de Trump.

La propuesta para corregir esas distorsiones es negociar precios mínimos. “Al negociar, la Administración, trabajando con nuestros aliados, promoverá la adopción de precios mínimos para el comercio de PCMDPs”, anunció la Casa Blanca.

Sin embargo, si las conversaciones no avanzan en la dirección deseada, Trump dejó abierta la posibilidad de tomar medidas retaliatorias como aplicar aranceles o fijar de forma unilateral precios mínimos de importación de PCMDPs. “Dependiendo del estado o resultado de dichas negociaciones, podría tomar otras medidas para ajustar las importaciones de PCMDP para abordar la amenaza a la seguridad nacional”, advirtió Trump en la proclama.

Fuentes en la industria señalaron a EconoJournal que no hay claridad sobre cómo estas propuestas potenciarían la inversión minera en la Argentina. “La información oficial que hay disponible (de la administración Trump) genera una contradicción, porque lo que se estaría proponiendo iría en favor de la inversión en EE.UU.”, indicó un alto directivo de una empresa con proyectos mineros en el país que pidió reserva de nombre.

Argentina y EE.UU suscribieron en 2024 un memorando de entendimiento (MoU) para la Cooperación en Minerales Críticos. El Acuerdo Marco de comercio e Inversión entre ambos países anunciado en noviembre también señala a los minerales críticos como un tema de interés.

En materia de comercio de minerales críticos, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. provienen de la Argentina, ubicándose segunda detrás de Chile, país que suele representar el 50% del abastecimiento estadounidense desde el extranjero.

Tanto la Argentina como Chile exportan principalmente carbonato de litio, un producto con un valor agregado mayor al espodumeno o petalita exportada desde Australia o Zimbabue. El litio y el uranio están entre los minerales críticos procesados señalados en la proclama de Trump.

El Secretario de Estado, Marco Rubio, conversará con los ministros distintas opciones para alentar las inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras. Una alternativa es el estableciento de precios mínimos en el comercio de tierras raras, aunque no está claro cómo esto podría ser implementado.

EE.UU. y otros países están aplicando políticas de inversión pública en el sector minero. Por ejemplo, la administración Trump decidió entrar como accionista en compañías mineras con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras y otorgar precios mínimos para determinados proyectos.

La propuesta de establecer precios mínimos comenzó a ser evaluada durante la administración de Joe Biden. El Departamento de Energía estudió en ese momento la posibilidad de ofrecer precios sostén a productores y procesadores domésticos de minerales críticos. El gobierno asumiría el costo de la diferencia entre el precio mínimo y el precio de mercado si este último cae por debajo del precio pactado.

Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento de Energía considere que están cerca de ser comercialmente competitivos pero que están siendo desafiados por la manipulación de precios en el extranjero.

La iniciativa fue finalmente aplicada por la administración Trump. El Congreso aprobó en julio de 2025 un presupuesto de US$ 7500 millones en minerales críticos para el Departamento de Guerra, destinados a ofrecer precios sostén, comprar participaciones en empresas y acumular una reserva estratégica de tierras raras.

El caso paradigmático en este nuevo enfoque es el acuerdo suscrito entre el Pentágono y MP Materials, una empresa de California. El acuerdo incluye una inversión de capital de US$ 400 millones del Departamento de Guerra, un préstamo gubernamental de US$ 150 millones, acuerdos de venta de producción a empresas como General Motors y Apple, precios mínimos garantizados y un compromiso de financiación privada de US$ 1000 millones de JP Morgan y Goldman Sachs.

Este acuerdo permitió destrabar un segundo acuerdo en noviembre para la construcción de una refinería de tierras raras en Arabia Saudita. MP Materials y el Pentágono adquirirán el 49% de una joint venture que se creará con la empresa saudita Mareen para la construcción y explotación de la planta. MP Materials aportará el know-how de refinación y el gobierno estadounidense una parte del financiamiento para el proyecto.

El proyecto en Arabia Saudita es un ejemplo práctico de cómo el apoyo de EE.UU. a empresas estadounidenses podría traducirse en inversiones en tierras raras y minerales críticos en el extranjero.

Tierras raras y precios mínimos en el plano internacional

Los países del G-7 y Australia debatieron la aplicación de precios mínimos para las tierras raras en una reunión de ministros de Finanzas a comienzos de enero, aunque no está claro cómo un mecanismo de fijación de precios podría ser llevado al plano internacional.

Tanto los gobiernos como las empresas consideran que los productores chinos están comercializando las tierras raras a un precio muy bajo para evitar el ingreso de nuevos competidores.

El gobierno australiano considera que EE.UU. debe seguir otorgando precios preferenciales a más proyectos. Sin embargo, Reuters reportó que funcionarios de la administración Trump en una conversación privada con empresarios mineros advirtieron que deben planificar sus proyectos sin pensar en obtener precios preferenciales. El gobierno no tendría los consensos suficientes en el Congreso para aprobar el presupuesto necesario para expandir esa política.

Por lo pronto, el subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.

En declaraciones a la agencia Bloomberg, Helberg dijo que espera mucho «impulso y entusiasmo» en el encuentro de esta semana para «acordar un mecanismo de precios que podamos coordinar todos juntos para garantizar la estabilidad de precios para quienes trabajan en el negocio de refinación y extracción de minerales«.

Cuando se le pidió más detalles sobre el mecanismo de fijación de precios, Helberg remitió el asunto a la Casa Blanca y al Representante Comercial de Estados Unidos, Jamieson Greer. “La clave es conseguir que otros países se sumen”, evaluó el funcionario.

La incógnita podría comenzar a despejarse en la reunión de este miércoles en Washington a la que asistirán los ministros argentinos.

, Nicolás Deza

La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará en las próximas semanas a directivos de las empresas del mercado de gas natural, tanto a representantes de firmas distribuidoras y transportistas del segmento regulado como a comercializadoras del segmento no regulado, para analizar si existió algún tipo de irregularidad en la venta de gas a industrias y estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC).

La medida surge a raíz de una presentación realizada por el Ministerio de Producción de la provincia de Santa Fe, que advirtió que las industrias de su jurisdicción pagaron por el fluido un precio del gas similar al de la importación desde Bolivia, que supo superar los 10 dólares por millón de BTU, cuando en realidad tendrían que haber abonado un importe en la banda del Plan Gas para la Cuenca Neuquina, en el orden de los US$ 3,50 por millón de BTU.

Desde la provincia apuntaron a falta de actualización del mix de cuencas, lo que constituye una barrera a la competitividad que el propio Estado debe remover. Afirman que se deben reajustar los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca.

El incremento de producción de shale gas para el abastecimiento interno provocó que muchos contratos de transporte firme se mantuvieran en rutas que ya no cuentan con gas real. Esta desconexión entre los contratos vigentes y la disponibilidad física de los gasoductos es el escenario que permitió que se facturaran precios atados a cuencas en retroceso cuando el fluido ya provenía mayoritariamente de la Cuenca Neuquina.

Ante esto, el Enargas reconoció, en su respuesta a la que accedió este medio, que «el mercado cambió sustancialmente» y que hoy se depende de inversiones para modificar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte para suplir la caída de inyección.

El ente advirtió que no resulta aceptable que el costo de transporte sea dispar para una misma categoría de clientes, e instó a la provincia a que «los clientes que se sientan perjudicados efectúen presentaciones individuales, aportando los elementos de juicio que permitan una adecuada evaluación de cada caso», dejando la puerta abierta a una revisión más profunda si se prueban desvíos.

La ANC citará a directivos de compañías del sector

Eduardo Montamat, titular de la ANC, explicó a EconoJournal que ese organismo autárquico ya realizó una investigación preliminar sobre el mercado de gas, pero se profundizará convocando a referentes del sector privado para determinar los pasos a seguir y las posibles derivaciones regulatorias del caso.

La investigación de la ANC se vincula con el proceso de reordenamiento integral que lleva adelante la Secretaría de Energía para corregir las distorsiones acumuladas por la declinación de las cuencas Norte y Austral. Tal como público EconoJournal hace una semana, la realidad del mercado cambió drásticamente en los últimos 15 años a partir de la centralidad de Vaca Muerta.

“El mercado que vamos a analizar no es solo el de Santa Fe, sino que se puede extender a todo el país. Identificaremos a las empresas prestadoras de servicios y citaremos a sus representantes, no en carácter de imputados, sino en una especie de testimonial o audiencia informativa para conocer el funcionamiento de este sector”, señaló Montamat.

La investigación buscará también recabar opiniones de expertos y de consumidores finales, abarcando desde grandes industrias hasta estaciones de GNC. Según Montamat, el equipo técnico a cargo buscará la información necesaria para evaluar la presentación de Santa Fe. La investigación podría tener tres escenarios posibles para esta etapa.

• Archivo de las actuaciones: este primer camino se tomaría si, tras analizar los datos y testimonios, el organismo determina que «no hay problema de competencia» en el mercado de gas natural por redes.
• Recomendación regulatoria: si la investigación detecta que las distorsiones de precios no son producto de una conducta anticompetitiva, sino de fallas en las normas vigentes, la ANC formularía «una recomendación» a los entes pertinentes para corregir el problema regulatorio.
• Identificación de conducta anticompetitiva: en el caso más extremo, si se identifica que hubo una conducta deliberada para distorsionar el mercado, la ANC procederá a «identificar» dicho accionar para iniciar las acciones sancionatorias que correspondan.

Lo que se alerta desde esta presentación de la provincia de Santa Fe activó el radar sobre un negocio donde, a partir de resoluciones previas de larga data, se permitió que las distribuidoras posean sus propias comercializadoras, un esquema que en el sector se reconoce que en la actualidad amerita una revisión en un contexto de competencia y desregulación del mercado.

Distorsiones entre precio físico y facturado

El origen de la controversia se remonta a mediados de 2025, cuando el Ministerio de Producción de Santa Fe, encabezado por el ministro Gustavo Puccini, detectó supuestas anomalías a partir de los datos publicados por el Enargas. Según el ministro, «la información oficial ya visualizaba una provisión casi nula de la Cuenca Noroeste y del gas importado de Bolivia, los cuales históricamente abastecían a la región».

“Hicimos la cuenta entre el costo de Bolivia y el de Vaca Muerta, de donde proviene desde hace dos años la totalidad del gas, claramente era más ventajoso en precio. Si el ‘mix’ en lo físico ya no contenía ese gas caro porque por el caño no estaba pasando, pero me lo seguís cobrando como en años anteriores, la situación ameritaba una revisión por desactualización de tarifas”, explicó Puccini a EconoJournal.

El funcionario santafesino destacó que alrededor de 400 grandes industrias y las estaciones de servicio de la provincia, que poseen contratos anuales, pusieron esta situación sobre la mesa. Según las estimaciones oficiales, de haberse aplicado el precio real del suministro vinculado a la Cuenca Neuquina, la baja de costos para estos sectores habría oscilado entre un 20% y un 40% hacia julio pasado.

Ante esta situación que tambien se refleja con matices en otras provincia de la zona centro, Santa Fe elevó el reclamo por escrito con copia al interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), el recién renunciado Carlos Casares, a la secretaría de Energía, María Tettamanti, al secretario de Producción, Pablo Lavigne, al viceministro de Economía, Daniel González, y al ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger.

“En todo esto hay mucho por desregular y por revisar. Los distintos funcionarios nacionales con los que venimos hablando desde entonces aceptaron que esto estaba sucediendo y que las tarifas necesitan un rediseño. Es necesario que los contratos vigentes se cumplan, pero garantizando la competitividad de la matriz energética”, subrayó el ministro santafesino.

El horizonte de las renegociaciones

El conflicto cobra especial relevancia ante el vencimiento de los contratos anuales de suministro para las grandes empresas, previsto para abril. El gobierno de Santa Fe busca que las industrias locales puedan sentarse a renegociar con costos actualizados que reflejen la realidad física del sistema de transporte, evitando las inequidades respecto a otras provincias como Buenos Aires.

Para el gobierno santafesino, la intervención de la ANC y el reciente anuncio de un reordenamiento de las rutas de transporte impulsado por el área energética del gobierno nacional —bajo la dirección de González y Tettamanti— aparecen como los dos pilares que definirán el nuevo esquema comercial.

Mientras la Secretaría de Energía avanza en transparentar la disponibilidad de gas por cuenca para corregir las distorsiones de los últimos 15 años, la ANC deberá determinar si el «mix» de precios cobrado hasta ahora constituyó un perjuicio deliberado para los usuarios industriales del interior del país, y si el mismo va mas allá de la provincia de Santa Fe y alcanza a usuarios de otras jurisdicciones como se asegura en el sector.

La preocupación del gobierno santafesino también se enmarca en un plan de infraestructura energética provincial que se ejecuta actualmente con una inversión de $200.000 millones para la construcción de 600 kilómetros de gasoductos troncales, con el fin de llevar gas natural a 45 localidades que hoy se abastecen con garrafas.

“Necesitamos más redes para el gas de Vaca Muerta. Muchos pueblos no tienen gas y esto genera desigualdades. La llegada del gas es comparable a lo que fue el ferrocarril; permite que las empresas se queden y mejoren su competitividad”, señaló Puccini.

El ministro mencionó casos de empresas lácteas y frigoríficos en el cordón oeste santafesino que, ante la falta de gas natural, evalúan trasladarse a Córdoba, donde el costo energético resulta más competitivo.

, Ignacio Ortiz

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) rechazó la queja formal de la provincia de Santa Fe por el costo del gas industrial en su distrito, al señalar que si bien hay necesidad de ajustar el esquema tarifario para que guarde relación con los flujos reales de las cuencas, cualquier modificación estructural depende de un acuerdo integral entre los actores del sector.

Para el ente, el sistema actual atraviesa un «período de transición» y el rediseño del sistema en el que se trabaja, tal como reveló EconoJournal días atrás para que se refleje el mix de cuencas actual -el punto central del reclamo santafesino- requiere de inversiones en nueva infraestructura, lo que no permite ejecutarse de forma unilateral ni inmediata en resguardo de la seguridad jurídica.

Así, el organismo atendió mediante una nota al planteo del ministro de Producción santafesino, Gustavo Puccini, que señaló un perjuicio para cientos de industrias y estaciones de GNC de su provincia por lo que considera es una disociación entre la realidad productiva y el esquema tarifario, lo que provoca que se pague un gas a valor de importación de Bolivia cuando el fluido proviene de Vaca Muerta, lo que resultaría mucho más económico y competitivo.

Esa presentación también se hizo extensiva a distintas dependencias del Gobierno nacional, entre ellas la Autoridad Nacional de la Competencia, un ente autárquico que citará a los directivos de las empresas del mercado del gas -del sector regulado como el desregulado- para analizar eventuales irregularidades en la comercialización del flujo a las industrias, tal como publicó este medio.

Un cambio drástico en el mercado del gas

A través de la nota a la que tuvo acceso EconoJournal, el Enargas bajo la intervención del recientemene renunciado Carlos Casares, explicó que «el mercado cambió drásticamente desde la privatización del servicio y se perdió el volumen casi total de la cuenca Noroeste y un 40% aproximadamente de la cuenca Austral».

Esa realidad productiva motivó inversiones para cambiar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte y construir nuevos ductos para transferencias entre distintos sistemas de transporte con afectación incluso a las transportistas, por lo que el Enargas expresó que «se está atravesando un período de transición y es por ello que todo el sistema tarifario asociado a la nueva realidad debe ser analizado con detenimiento«.

«Las distribuidoras -continuó- contractualizaron el transporte necesario para abastecer a su demanda prioritaria, en contratos de largo plazo, que se encuentran plenamente vigentes y que hasta el momento continúan desde el punto de vista tarifario asociados a los sentidos de flujo del gas como si las cuencas mantuvieran los volúmenes que otrora producían».

Por tal motivo, el Enargas admirió que «es necesario un cambio que se está analizando junto con la Secretaría de Energía, pero ello requiere de un rediseño y consenso de todas las partes para no incidir en los derechos emergentes de contratos vigentes».

En ese sentido, recordó que en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que determinó las tarifas a partir de mayo de 2025 hasta abril 2030, «los cuadros tarifarios fueron emitidos con carácter provisorio, atento a que la futura configuración del sistema de transporte requerirá cambios en la estructura tarifaria, según los puntos de recepción y entrega del gas a ser transportado, respetando el flujo y sentido de circulación del gas», sin alterar el requerimiento de ingresos total de cada transportista.».

Limitaciones de infraestructura o de regulación

A pesar de la tarea pendiente, el ente aclaró que «las inequidades no son consecuencia de decisiones de regulación, sino de limitaciones en la infraestructura de transporte de gas, que fueron consecuencia de una política energética asociada a una política económica y de tarifas de transporte que limitaron el crecimiento de la infraestructura».

Respecto a presuntos sobrecostos en la comercialización, el ente regulador explicó que «el mix de transporte para los clientes UNB -aquellos usuarios que deben compra el gas por fuera del servicio de transporte y distribución regulado- lo determinan las distribuidoras considerando la prioridad de la demanda de hogares y la cuenca de origen de sus contratos de abastecimiento».

«En función de los excedentes de transporte sin gas asignado -agrega-, la distribuidora ofrece a los clientes UNB el denominado MIX de transporte para los clientes UNB. En la medida que ese transporte se encuentre ocioso para la distribuidora por faltante de gas en la cuenca, el contrato que pueda obtener desde otra cuenca el cliente UNB, llegará al City Gate de la distribuidora sin costo de servicio de Intercambio y Desplazamiento».

La conclusión que acompaña esa explicación del Enargas es que «Los clientes UNB pueden contratar el servicio de transporte con la distribuidora (o con la transportista) en condiciones y precios regulados, o hacerlo de manera directa a terceros bajo las condiciones y precios libremente pactados», pero resaltó que «la distribuidora debe tratar en un pie de igualdad a todos sus clientes UNB«.

, Ignacio Ortiz

La hostilidad desplegada entre el Grupo Techint y el Gobierno tomó por sorpresa a los más distraídos. Después de que la empresa india Welspun ganara la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta y desplazara a Tenaris, el clima se enrareció.

El conflicto escaló con particular fuerza luego de que el presidente Javier Milei criticara elípticamente a Paolo Rocca, CEO del holding en el marco del Derecha Fest de Mar del Plata. En ese contexto, Milei calificó de “chatarrín” a Rocca. “Aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado”, dijo en alusión a la estrategia fallida de Tenaris de intentar igualar la oferta india y amenazar incluso con denunciar por dumping a la ganadora. 

La pregunta es por qué. En una edición especial de Dínamo, Nicolás Gandini, director de EconoJournal, Silvia Naishtat, editora de la sección de economía de Clarín, Nicolás Gadano, economista jefe de Gabinete en el Ministerio de Economía,  Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación y Florencia Barragán, economista y periodista especializada en economía desvelaron cada una de las aristas del conflicto. 

Conflicto Techint vs Gobierno: Por qué es diferente esta vez

«¿Es esta la primera vez que esto le pasa a Techint? No, le pasó con Cristina Kirchner, Axel Kicillof dijo ´los vamos a fundir´. Pero una cosa es ese estilo de ataque el que se subió el presidente Milei”, sostuvo Silvia Naishtat haciendo eje en el peso específico de Paolo Rocca especialmente entre sus pares.

Incluso soslayando el estilo del presidente -que ha hecho este tipo de declaraciones contra otros personajes públicos- lo que difiere esta vez es el contexto. Y es que el Gobierno opina en el marco de una licitación que en definitiva fue entre privados.

Sobre este punto hizo especial énfasis Gadano. “Techint aparentemente hizo una oferta un poco cara (…) perdieron y las reglas del concurso, es decir, la licitación que hizo Southern Energy no preveía un derecho de preferencia o de empardar la oferta”. 

Gadano sumó un factor importante dentro del nuevo escenario del conflicto y que podría explicar, en parte, la diferencia del 40% entre la oferta de Techint y la de sus competidoras: el RIGI. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones otorga a las empresas adheridas la posibilidad de importar sin aranceles. Al menos una porción del desfasaje entre las ofertas podría tener en este punto su origen.

Aún así, esa diferencia entre la oferta inicial de Tenaris y la que hizo posteriormente, tuvo un trasfondo de peso. De acuerdo con Gandini, fuentes del grupo Techint indicaron que ellos “hicieron una oferta de right to match, esto es, igualar a la oferta del ganador. Sin embargo, ese precio implicaba que Tenaris fuera a pérdida pero le hubiera permitido no cerrar la planta de Valentín Alsina”. 

La “apertura inteligente” de Techint y la distancia del Gobierno

Ahora bien: más allá de los conflictos con gobiernos previos, la relación de Paolo Rocca con el gobierno había tenido un momento de rispidez previo cuando el presidente de Techint había hablado de “apertura inteligente”. La frase había resonado de modo despectivo en el gobierno que tomó al calificativo «inteligente» como algo personal.

Pero la mirada del gobierno se posa en las ventajas comparativas, y no en la selección de oportunidades, según explicó Florencia Barragán. Desde esa perspectiva “cada país se va a dedicar a lo que es competitivo y no hay ningún proyecto productivo que acompañe. (…) La lógica detrás de todo esto es que los otros países subsidien, nosotros vamos a comprar más barato”. El punto, indicó la economista, es que no hay planteado ningún plan de contención.

En efecto, la de Welspun no fue la primera licitación ganada por una empresa india, según recordó Carbajales sino que tuvo antecedentes previos.

Finalmente,  en esa misma línea, Carbajales profundizó en el impacto de la política del gobierno en un contexto internacional en donde los países buscar resguardar su producción y Argentina, en cambio abre sus puertas. “En este momento el gobierno no solo dice ´Yo no solo no hago nada´ sino que abre su economía para que vengan proveedores más competitivas…pero qué daño estás haciendo aguas adentro?”., concluyó.

, Lorena Alem

El gobierno sorprendió este viernes al actualizar un 21% el precio mayorista de la energía eléctrica para los hogares. La suba se explica fundamentalmente por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.

Los usuarios que perciben subsidio no sentirán el impacto en sus facturas en el corto plazo porque al mismo tiempo se decidió aumentar de modo excepcional la bonificación para esos hogares como parte de la transición destinada a dejar atrás el régimen de segmentación vigente. Sin embargo, los hogares que pagan la tarifa plena, más del 40% del total, tendrán aumentos superiores al 10% ya que el precio mayorista es el principal componente de su factura.

La resolución 604/25 de fines de diciembre había fijado un Precio Estabilizado de la Energía (PEE) de $61.200 por MWh en promedio y un Precio Estabilizado de Servicios Adicionales (PESA) de $4927, lo que arrojaba un total, sin tomar en cuenta la potencia, de $66.127 por MWh. La resolución 22/2026 publicada este viernes elevó el PEE a $73.629 y el PESA a $6447. En total, el valor se elevó a $80.076, un 21 por ciento más que el valor fijado en diciembre.

Las razones del aumento del precio mayorista

Una de las razones que explica esta suba es el tipo de cambio ya que la programación estacional anterior había tomado un valor de referencia de $1330 y en esta nueva programación, que estará vigente entre el 1 de febrero y 30 de abril el dólar se fijó en $1450, un 9% más.   

Otro factor clave es la decisión de recuperar el atraso que se había acumulado en el segundo semestre del año pasado en el precio mayorista cuando el gobierno decidió actualizar esa variable por debajo de la inflación o incluso bajarla en términos nominales, al mismo tiempo que siguió recomponiendo los márgenes de distribuidoras y transportistas para no poner en riesgo la rentabilidad del negocio regulado.

De hecho, EconoJournal informó sobre esta maniobra en octubre cuando el gobierno autorizó un aumento promedio de 1,9% en el precio de la electricidad que contempló un incremento de 3% en el Valor Agregado de Distribución y un 7,12% en el precio estacional del transporte, al mismo tiempo que redujo el precio estacional de la energía un 0,22 por ciento.

El gobierno optó entonces por asumir una suba de los subsidios en medio de la campaña electoral, pero sin poner en riesgo la rentabilidad de distribuidoras y transportistas porque el objetivo oficial es avanzar con una reforma del sector eléctrico que prevé, como condición necesaria, que las distribuidoras puedan firmar acuerdos con las generadoras sin la intervención de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Mayorista (MEM), que es controlada por el Estado. Para que eso ocurra, los balances de las distribuidoras deben estar medianamente saludables.

Esa reforma eléctrica también está incidiendo paulatinamente en los costos del sistema porque está cambiando el mix que conforma los precios. El Precio Estabilizado de la Energía para hogares y comercios incluye ahora los contratos MEM firmados con Cammesa, que son más onerosos, y no todo el mix del sistema, ya que se comenzó a dejar afuera de ese cálculo a las máquinas térmicas y renovables que están compitiendo en el mercado a término y el spot. “Este aumento no responde a un shock puntual sino a un cambio de reglas: se empieza a reflejar el costo real del sistema eléctrico. La discusión de fondo ya no es el ajuste sino cómo se gestiona la energía en un mercado que deja atrás los precios administrados”, sostuvo a EconoJournal Nadia Sager, CEO y fundadora de Geinsa.  

Qué impacto tendrá en las tarifas

Los hogares que perciben subsidio no sentirán ahora el impacto de este ajuste porque el gobierno incrementó el porcentaje de bonificación que reciben sobre ese precio mayorista como parte de la transición para dejar atrás el esquema de segmentación que estaba vigente desde 2022.

Los hogares subsidiados tienen una bonificación del 50% del precio de la energía sobre un bloque de consumo mensual de 300 kWh -que se reduce a 150 kWh marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre- y a ese porcentaje se le sumó un 25% adicional que se irá reduciendo mes a mes a lo largo del año. Ese adicional elevó en enero el porcentaje de subsidio al 75%, un valor mayor al 67% que venían percibiendo los N2 de ingresos bajos y al 52% que recibían los N3 de ingresos medios, según cifras del último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), organismo de doble dependencia UBA y CONICET.

Quieres sí verán llegar facturas más abultadas son los hogares que no tienen subsidio, antes conocidos como N1, ya que hasta diciembre venían pagando el 95% del costo de la energía y ahora no solo pagarán el 100% sino que ese 100% implica un costo mayor por este ajuste que se le aplicó al precio mayorista. Para ese segmento, la suba de tarifas en febrero estará por encima del 10%, sobre montos significativamente más sustanciosos en comparación con lo que pagan los hogares subsidiados.  

, Fernando Krakowiak

GeoPark anunció este viernes que cerró un acuerdo definitivo con Frontera Energy Corporation para adquirir el 100% de Frontera Petroleum International Holdings B.V., que consiste exclusivamente en activos de exploración y producción de petróleo y gas en Colombia. La operación se cerró por US$ 375 millones y un pago adicional de US$ 25 millones contingente al cumplimiento de ciertos hitos de desarrollo.

Con esta transacción GeoPark más que duplica sus reservas consolidadas al sumar 99 millones de barriles de petróleo equivalente en reservas probadas y 147 millones en reservas probadas más probables.

El portafolio adquirido está compuesto por 17 bloques de exploración y producción en Colombia. Además, se incluye el proyecto integrado de gestión del agua y sostenibilidad ambiental de Frontera Energy, compuesto por la planta de tratamiento de agua por ósmosis inversa SAARA (anteriormente Agrocascada) y el proyecto de siembra de palma africana ProAgrollanos en Puerto Gaitán, que se beneficia del riego proveniente de SAARA.

No obstante, desde la compañía aclararon que la transacción no incluye la adquisición de Frontera Energy Corporation, una sociedad holding canadiense que cotiza en bolsa, ni de sus activos de infraestructura, ni de sus intereses exploratorios en Guyana.

El mayor operador privado de Colombia

“El anuncio de hoy marca un hito importante en la trayectoria de crecimiento de GeoPark. Luego de extensas conversaciones con Frontera Energy durante el último año, nos complace haber alcanzado un acuerdo que incorpora los activos colombianos de Frontera a nuestro portafolio, posicionando a GeoPark como el mayor operador privado en Colombia y creando una plataforma más sólida y resiliente, con mayor escala, producción estable más prolongada y mayor solidez del flujo de caja, mientras seguimos financiando nuestro crecimiento en Vaca Muerta”, aseguró Felipe Bayon, CEO de GeoPark.  

“Más allá de las métricas financieras y de producción, esta transacción habilita un enfoque de desarrollo integral de campos en activos como Quifa y en el portafolio más amplio de los Llanos, lo que nos permite extender una producción estable, capturar sinergias y reinvertir de manera eficiente. Esto respaldará una producción sostenida, la protección de las reservas y un mayor nivel de inversión que beneficia a las regiones donde operamos a través de empleo, regalías e impuestos”, agregó el ejecutivo.

, Redaccion EconoJournal

La ministra de Capital Humano, Sandra Pettovello, y el director general de Metrogas, Sebastián Mazzucchelli, suscribieron un acuerdo de cooperación para impulsar la capacitación profesional de personas con conocimientos en la industria del gas que deseen iniciar su actividad laboral como gasistas matriculados.

El convenio habilita el dictado del curso presencial «Instalando calor seguro», una capacitación que la distribuidora desarrolla desde hace 11 años. El programa, que busca fortalecer el empleo calificado y la seguridad en las instalaciones de gas natural, se integra con este acuerdo a la órbita de la articulación público-privada.

La instrucción se desarrolla durante cuatro semanas en febrero, en modalidad presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios. Allí, el Ministerio de Capital Humano reacondicionó lo que fue el Instituto Garrigós, ubicado en el barrio porteño de La Paternal.

El programa académico consta de cinco módulos obligatorios y uno optativo, donde se abordan contenidos técnicos, normativas vigentes del sector y protocolos de seguridad profesional para instalaciones domiciliarias.

La formación de gasistas matriculados

El objetivo central de la cursada consiste en brindar las herramientas teóricas y prácticas necesarias para tramitar la matrícula de gasista de segunda o tercera categoría. Al finalizar los talleres, los asistentes cuentan con el conocimiento para gestionar el carnet profesional ante las autoridades correspondientes.

Para obtener el título habilitante definitivo, los egresados deben presentarse posteriormente en los Centros de Formación Profesional de sus respectivos municipios o de la Ciudad de Buenos Aires. La iniciativa responde a una necesidad de actualización de las normas de seguridad y el manejo de nuevos materiales que requiere de una formación continua.

A través de este esquema, capacitadores voluntarios de la principal distribuidora de gas del país transfieren su experiencia técnica a ciudadanos que buscan formalizar su oficio. Se garantiza así que las conexiones de red en los hogares cumplan con los estándares de seguridad exigidos por el ente regulador.

Desde su creación, este programa alcanzó a más de 8.400 estudiantes de 264 escuelas técnicas en la Argentina, específicamente en el área de concesión de la compañía, que abarca la Ciudad de Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano bonaerense. Durante la vigencia del programa, casi 300 voluntarios técnicos participaron en el dictado de más de 500 talleres especializados.

, Redacción EconoJournal

La minera canadiense Golden Goose Resources (antes llamada SALi Lithium Corp) ingresará como accionista mayoritario en el proyecto de exploración de oro de alta ley Gran Esperanza, ubicado en la provincia de Río Negro. La empresa con sede en Vancouver acordó con la actual operadora Valcheta Exploraciones SAS el ingreso con un 51% de participación al desarrollo aurífero. Este año podrían comenzar con la perforación de pozos exploratorios.

El desembarco de Golden Goose en Río Negro será en etapas y a través de una empresa conjunta con Valcheta. Luego de adquirir la mayoría del proyecto de oro y la operación, la minera canadiense podrá ampliar su participación a un 90% ejerciendo la segunda opción del acuerdo. Como última etapa, Golden Goose podrá adquirir hasta el 100% del proyecto, según informó en un comunicado.

Exploración de oro y litio

Golden Goose amplió su actividad minera en la Argentina, ya que, además de adquirir un proyecto de oro, ya cuenta con El Quemado, un desarrollo de litio en etapa de exploración ubicado en Salta.

La minera completó el año pasado la fase 1 del programa de exploración. El proyecto tiene una dimensión de 50.000 hectáreas. Golden Goose también cuenta con dos activos de oro en Canadá, ambos en etapa de exploración, y cotiza en Canadian Securities Exchange (CSE), una bolsa de valores electrónica alternativa para empresas canadienses emergentes.

El acuerdo definitivo al que llegó Golden Goose “representa un hito corporativo significativo para y refuerza aún más la estrategia de la compañía de asegurar activos de metales preciosos de alto grado a escala de distrito en jurisdicciones mineras probadas y emergentes”.

Proyecto de oro Gran Esperanza en Río Negro

El proyecto que comenzará a operar la minera canadiense tiene 44.400 hectáreas de terreno accesible durante todo el año. Está ubicado en el distrito de Los Menucos, en el Macizo Patagónico Norte, una región conocida por su potencial de metales preciosos de alto grado, resaltó la empresa.

Gran Esperanza está en una zona con actividad minera. Se encuentra rodeada por importantes operadores como Southern Copper y en cercanía al proyecto Calcatreu, que actualmente se encuentra en desarrollo.

Según los trabajos de exploración, “cuenta con 10 kilómetros (km) de exposiciones de vetas de oro epitermales de baja sulfuración mapeadas históricamente, con vetas con un promedio de ~1 a 5 metros de ancho”.

Golden Goose destacó que en el proyecto “se informaron leyes (concentraciones de oro) de muestra de canal de 24,0 gramos por tonelada (g/t Au) en una longitud máxima de dos metros, lo que demuestra un potencial de alta ley desde la superficie”.

, Roberto Bellato

Los principales productos de la minería metalífera a nivel mundial tuvieron una pronunciada suba del precio en el último año. El valor histórico al que llegaron el oro, la plata, el litio y el cobre a nivel mundial podría ser una posibilidad para que la Argentina supere en 2026 los US$ 4.948 millones en exportaciones que tuvo el año pasado la minería metalífera y los US$ 905 millones en litio, según datos de la Secretaría de Minería.

La cotización a nivel internacional del oro aumentó un 90% en el último año y trepó a un precio histórico de US$ 5.300 por onza. La plata subió a US$ 113 por onza y llegó a un 270% interanual. En tanto, el litio recuperó el precio que había perdido en los últimos tres años y trepó en los últimos días a los US$ 20.000 la tonelada de carbonato equivalente (LCE), registrando una suba de un 40% interanual.

Por su parte, el cobre, que la Argentina prácticamente dejó de producir en 2018 (solo produce un volumen muy marginal) tuvo un salto a US$ 5,9 por libra (453 gramos), marcando también una subida de un 40% interanual, según informó Invecq Consultora.

Por qué subieron los precios de los minerales en el mundo

La tendencia al alza se acentuó la última semana con subas de los cuatro minerales que van de 7% a un 10% sólo en la última semana. En Argentina hay 310 proyectos de minería metalífera de los cuales 228 están dedicados a los minerales principales: oro, plata, litio y cobre. Dentro de ese universo, 24 se encuentran en producción y 28 están cerca de comenzarla, explicó en su cuenta de X Santiago Bulat, economista y director de Invecq.

El récord de los precios podría acelerar el desarrollo de proyectos de cobre de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, El Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza.

“La demanda global viene traccionada por distintos factores, pero todos exacerbados por el contexto internacional actual. El caso del oro como cobertura frente a devaluación, deuda y riesgo geopolítico; el cobre como columna vertebral de la electrificación global (redes, renovables, EVs); el litio como insumo crítico de las baterías que sostienen la movilidad eléctrica y el almacenamiento de energía; y la plata por su doble rol, industrial y financiero, impulsada por la expansión solar y la inversión”, destacó en su cuenta de X Santiago Bulat.

Exportaciones mineras de la Argentina

Las exportaciones de la minería metalífera, el litio y la no metalífera totalizaron US$ 6.037 millones. Estos niveles son alrededor de un 10% de lo que exportaron en minería Chile y Perú, que vendieron al exterior US$ 63.000 y US$ 59.000 millones, respectivamente.

El oro explicó el 68% (US$ 4.078 millones) de las exportaciones en dólares de la minería metalífera argentina el año pasado. La plata representó el 13% del volumen exportado del país con US$ 777 millones.

Las ventas al exterior de litio (Argentina produce principalmente carbonato de litio) alcanzaron los US$ 905 millones, creciendo un 40,3% interanual y representando el 15% de las exportaciones mineras totales del país. En cuanto a las cantidades exportadas de litio, en el acumulado del año exhibieron un incremento del 59,3%.

Oro, plata, litio y cobre

Según el último informe semanal de precios de los principales productos mineros que realiza la Secretaría de Minería, “el cierre al alza del oro fue impulsado por la demanda de activos de refugio por la incertidumbre política y geopolítica vinculada a las tensiones entre Estados Unidos y Europa, un debilitamiento del dólar que volvió más atractivo al oro, y expectativas de recortes de tasas de la Fed (Reserva Federal de Estados Unidos) que favorece a los activos que no rinden intereses como el oro”. En lo que va de enero el precio del oro subió un 13%, añade el informe.

En el caso de la plata, la cartera a cargo de Luis Lucero señaló que “el precio se mantuvo subiendo con fuerza por una alta demanda industrial y una oferta estructuralmente ajustada, lo que vino a sumarse a las expectativas de tasas más bajas, y un dólar débil, que activó la demanda de refugio”.

Además, destacó que “el precio del litio subió porque la demanda de baterías empezó a recuperarse, la oferta siguió ajustada tras recortes previos y el mercado percibe que los precios ya tocaron piso, lo que activó compras spot y sostuvo el rally ascendente”.

Sobre el cobre, la Secretaría de Minería sostuvo que “uno de los principales catalizadores fue la desescalada de las tensiones geopolíticas asociadas a Groenlandia, lo que moderó el apetito especulativo en los mercados de metales, favoreciendo una corrección de precios”.

En paralelo, aumentaron los inventarios de cobre y se observaron señales de debilidad de demanda en China. Mientras que en la oferta persisten riesgos puntuales, como huelgas en la mina Mantoverde en Chile (principal productor mundial) y que la mina Grassberg (la tercera mina de cobre en el mundo detrás de las chilenas e Escondida y Collahuasi) en Indonesia informó que estaría operativa al 85%”.

, Roberto Bellato

Una delegación bipartidaria del Congreso de los Estados Unidos pasó este jueves por el complejo nuclear de Atucha, ubicado en la localidad bonaerense de Zárate. La recorrida por el país incluyó también visitas a la provincia de Tierra del Fuego y a Vaca Muerta en Neuquén. La comitiva fue recibida y acompañada en Atucha por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli.

La comitiva estadounidense presente en Atucha, liderada por el congresista republicano Morgan Griffith, estuvo también integrada por los congresistas Nanette Barragan, Randy Weber, Russ Fulcher, Diana Harshbarger y Mike Kennedy, según pudo saber EconoJournal. Kennedy integra el Comité de Recursos Naturales.

«Recibimos en el Complejo Nuclear Atucha a una delegación bipartidaria del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes de los Estados Unidos. Estamos ante una oportunidad histórica: el mundo vuelve a interesarse en nuestro potencial nuclear gracias al Presidente Javier Milei mientras Argentina se inserta nuevamente en el mapa global», destacó Ramos Napoli en su cuenta de X.

En la recorrida también participaron el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Martín Porro, y la titular la Dirección de Seguridad Internacional, Asuntos Nucleares y Espaciales (DIGAN) en Cancillería, Jimena Schiaffino. El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, no estuvo presente.

Los congresistas también visitaron Tierra del Fuego y Vaca Muerta

Los congresistas que estuvieron en Atucha forman parte de una docena de representantes estadounidenses que llegaron en un avión militar el último domingo a Tierra del Fuego y que el martes viajaron a Neuquén para recorrer Vaca Muerta.

La delegación visitó el bloque Loma Campana, que YPF opera junto con Chevron, según pudo saber este medio. Las visitas a Tierra del Fuego y Neuquén tomaron por sorpresa a las gobernaciones. «No es normal que vengan legisladores norteamericanos todos los días. No estábamos avisados, sí creo que la Argentina se ha abierto al mundo, Neuquén es una de las atracciones hacia el mundo», aseguró el miércoles el gobernador de Neuquén Rolando Figueroa.

«Nosotros cada vez que nos vienen a ver tratamos de generar la posibilidad de que el ministro de Energía o el de Economía acompañen a quienes nos visitan para que puedan entender cómo es el desarrollo», agregó al responder preguntas de la prensa luego de participar de una entrega de camiones cisterna y motoniveladoras.

La diputada provincial de Neuquén por el Frente de Todos, Lorena Parrilli, informó, por su parte, que realizó un pedido de informes para conocer los motivos de la visita. 

Por otro lado, una segunda comitiva con representantes del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes arribó al país el martes. El canciller Pablo Quirno aportó la única información oficial del gobierno al respecto, confirmando el arribo de esta segunda delegación y sin mencionar a la comitiva que llegó el domingo a Ushuaia.

“Es una delegación bipartidaria del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes de EE.UU. de visita en la Argentina. Dado el interés que despierta el plan de gobierno de la Argentina en el mundo y, en este caso, la relación estratégica entre Argentina y EE.UU., celebramos las visitas de las diferentes comitivas interesadas en nuestro país”, dijo Quirno en su cuenta de X.

Minutos más tarde, el canciller volvió a postear en la red social para asegurar que «las autoridades pertinentes» fueron informadas sobre las visitas de las delegaciones estadounidenses, información que no coincide con lo expresado por el gobernador de Neuquén.

, Nicolás Deza

El Poder Ejecutivo oficializó un nuevo régimen de derechos de exportación destinado exclusivamente al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, a través del decreto 59/2026. La normativa busca dotar de mayor competitividad a un sector que enfrenta un «declino estructural» debido al agotamiento natural de las áreas y al incremento de los costos operativos en la Argentina.

Si bien el nuevo esquema supone en los hechos una baja respecto de los valores vigentes actualmente, no implica la eliminación de retenciones como habían anunciado en noviembre el ministro de Economía, Luis Caputo, y el ahora jefe de Gabinete, Manuel Adorni. De hecho, con la cotización de US$ 68 que registró el barril de crudo Brent este jueves la retención no será cero.

Los nuevos valores de los derechos de exportación

Si el precio internacional basado en el promedio del Brent se sitúa por debajo de los US$65, la alícuota de exportación será del 0%. En el extremo opuesto, si el precio iguala o supera los 80 dólares, se aplicará un derecho del 8%. Para valores intermedios, se utilizará una fórmula polinómica de ajuste.

Esta adecuación técnica representa un alivio fiscal en comparación con el régimen anterior, que fijaba 0% si la cotización del barril perforaba los US$45 y saltaba al 8% recién cuando superaba el techo de US$60. Según los considerandos de la norma, este cambio responde a acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz.

Sin embargo, el Gobierno se mantiene en la postura de no reducir las retenciones para las exportaciones del shale oil, es decir proveniente del no convencional neuquino. Así lo había adelantado el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, al participar a comienzos de diciembre en el Energy Day de EconoJournal.

González afirmó que «el Gobierno no va a reducir las retenciones al petróleo no convencional de manera inmediata, más allá de la certeza de que es un mal impuesto«. Esa posibilidad, reseñó el funcionario, está supeditada a que el país crezca y se siga atacando el gasto público para seguir reduciendo gravámenes.

Por el contrario, el objetivo central de la medida de hoy no solo responde al reclamo de los gobernadores por el declino natural, sino también por la caída de los precios internacionales que recorrió todo 2025. De esta manera se busca acompañar los esfuerzos provinciales, que ya incluían reducciones en regalías y cánones para preservar la continuidad de las empresas, las inversiones y el empleo en áreas maduras.

Fórmulas y controles

Para garantizar la transparencia en la aplicación del beneficio, la Secretaría de Energía determinará los volúmenes correspondientes mediante el cálculo del porcentaje de producción convencional sobre el total de cada área de concesión. La normativa entrará en vigencia plena una vez que se dicten las reglamentaciones complementarias, para lo cual la autoridad de aplicación dispone de un plazo máximo de 60 días.

Para la determinación de la alícuota, el decreto prevé tres escenarios posibles basados en el Precio Internacional (PI) que publicará mensualmente la Secretaría de Energía. Se fija una alícuota del 0 % cuando el PI sea igual o inferior al valor base de 65 dólares, y un tope del 8 % cuando el PI alcance o supere los 80 dólares.

En el caso de que el precio se ubique entre ambos valores, se aplicará una fórmula matemática específica que permite una transición proporcional del tributo, evitando saltos bruscos en la carga fiscal durante las fluctuaciones del mercado global.

Este diseño asegura que la carga tributaria escale de forma progresiva a medida que mejora el precio, evitando que un pequeño incremento en la cotización internacional licue la rentabilidad por un salto brusco de impuestos. En el gobierno se planteaba como una herramienta de sintonía fina para proteger el flujo de caja en pozos de baja productividad.

El antecendete del acuerdo

La medida es resultado del acuerdo inicial que firmó el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea.

Con la presencia del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro del Interior, Diego Santilli, se evidenció que el acuerdo incluía la necesidad de sumar apoyos en el Congreso para aprobar distintas reformas que impulsa el gobierno.

El gobernador Torres detalló que la medida tendrá un impacto estimado de US$ 370 millones que se reinvertirán en la industria: «Esto significa más actividad, más producción y, sobre todo, más empleo para miles de familias que viven del trabajo energético en nuestra provincia», dijo en aquella oportunidad. 

Chubut, por su parte, se comprometía a trabajar en un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos. Días después se sumaron al acuerdo las provincias de Santa Cruz y de Neuquén, en similares condiciones.

, Redacción EconoJournal

Vaca Muerta ha demostrado que puede escalar producción de forma consistente y eficiente, lo que confirma la madurez operativa del play. Sin embargo, para dar un salto significativo en producción se requiere un entorno que permita sostener inversiones.

Si bien la rentabilidad del shale argentino sigue siendo interesante por su perfil de calidad de crudo y eficiencia operativa alcanzada (con precios de break-even que se ubican en torno a 45 dólares por barril), los niveles más bajos de precio del crudo comprimen márgenes y, por ende, la generación de flujo de caja que se puede reinvertir.

Además, el costo de financiamiento en Argentina sigue siendo elevado frente a otros plays de shale, aunque con perspectivas de mejora si se materializa una caída del riesgo país.

Hay un factor que es prometedor, pero que aún requiere consolidación, que es la expansión y mejora de la infraestructura. En este rubro, VMOS es un pilar clave y representa una palanca fundamental para Vaca Muerta, al reducir costos de evacuación, facilitar el acceso a mercados internacionales y mejorar su competitividad. Pero es necesario continuar avanzando, por ejemplo, en mejoras viales que contribuyan a la reducción de costos logísticos de operación.

Por último, la eficiencia de capital y los costos de desarrollo de pozos siguen siendo áreas con espacio de mejora. Si bien la industria ha avanzado, los costos locales y la menor escala de actividad comparado con cuencas como el Permian generan desventajas estructurales. Esto implica que la presión por seguir reduciendo costos es constante para sostener un ritmo de expansión atractivo, especialmente en escenarios de mayor exigencia de precios.

Vaca Muerta: el impacto real de Venezuela en el corto y largo plazo

Es importante tomar las proyecciones del precio del petróleo con cautela y observar las señales de mercado (como inventarios, balances de oferta y demanda o movimientos de cargas y diferenciales) que suelen anticipar cómo se ajusta la dinámica real de oferta global.

En cuanto al precio internacional, si bien el Brent ha mostrado cierta resistencia por encima de US$ 60/bbl, los precios más bajos pueden generar menor generación de caja para reinversión, lo que puede llevar a una desaceleración del ritmo de crecimiento de producción.

En cuanto al escenario venezolano, pese a contar con una de las mayores reservas de crudo del mundo, la infraestructura productiva de Venezuela está deteriorada y el crecimiento de producción requiere inversiones significativas y tiempo antes de que volúmenes relevantes puedan fluir al mercado global.

Incluso bajo escenarios de normalización de políticas y entrada de capital externo, los incrementos productivos serán graduales y se extenderán por varios años.

La reapertura de exportaciones hacia refinerías del Golfo de EE. UU. en el corto plazo podría llevar a que se amplíen diferenciales entre crudos pesados y livianos, aunque también podría generar presión bajista sobre los precios de crudos livianos, debido a una mayor exportación del shale estadounidense. De todos modos, el impacto global de Venezuela en términos volumétricos (especialmente en el corto plazo) es limitado lo que modera la posibilidad de impactos abruptos sobre los precios.

En consecuencia, el impacto de Venezuela sobre Vaca Muerta probablemente será modesto, en el corto plazo más asociado a cambios en las dinámicas de diferenciales y decisiones de mezcla de refinerías que a un shock de oferta abrupto. Además, el grueso del desarrollo de Vaca Muerta está impulsado por compañías argentinas, con menor exposición a decisiones estratégicas de reasignación de capital por parte de grandes empresas internacionales.

En este escenario global, Vaca Muerta, apoyándose en el excelente perfil geológico y eficiencias operativas, debe seguir avanzando en la mejora de infraestructura y de la competitividad en el costo de los pozos que le permitan reducir sus puntos de equilibrio y seguir desbloqueando su potencial, incluso en contextos más exigentes.

(*) Por Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG

, Leonardo De Lella

Los organismos reguladores de servicios públicos de Salta, Jujuy y Tucumán elevaron una denuncia ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) contra la empresa Transnoa S.A. Las causas de la demanda son una serie de fallas críticas en el sistema de transporte que afectaron a cerca de un millón de usuarios la tercera semana de enero.

La presentación está dirigida al interventor del organismo nacional, Néstor Lamboglia. En la misma se solicita la apertura de un proceso sancionatorio, una auditoría de activos y la exigencia de un plan de contingencia inmediato frente a lo que consideran una vulneración sistemática de los parámetros de calidad del servicio.

Los firmantes del reclamo, al que tuvo acceso EconoJournal, son el presidente del Ente Regulador de Servicios Públicos (ENRESP) de Salta, Carlos Saravia; y el interventor del Ente Único de Control y Regulación de Servicios Públicos de Tucumán (ERSEPT), José Ascarate. También firman el Secretario de Energía de Jujuy, Mario Pizarro, y el vocal de la Superintendencia de Servicios Públicos de la provincia, Leopoldo Montaño.

«Solicitamos de manera urgente se inicien los procesos sancionatorios y se impongan las penalidades correspondientes (…) por la falta de inversiones y la indisponibilidad de logística de operación y mantenimiento que permita atender las incidencias vinculadas con interrupción del servicio a su cargo en tiempos razonables y expeditivos», se destaca en el escrito.

La denuncia ante el ENRE se fundamenta en tres eventos de gran escala ocurridos entre el 22 y el 24 de enero de 2026 en las provincias del NOA. «Esos incidentes -a criterio de los funcionarios-, expusieron no solo fallas en la infraestructura, sino también una deficiente capacidad de respuesta operativa por parte de la licenciataria».

Los hechos denunciados

En la provincia de Jujuy, el incidente más grave se registró el 22 de enero, afectando a 750.000 usuarios. Según el informe técnico, se produjo una falla estructural en el sistema de alta tensión de 132kv en el tramo San Pedro-Ledesma, provocada por la rotura de aisladores. Las localidades afectadas fueron Libertador General San Martín, Fraile Pintado, Calilegua, Caimancito, Yuto, El Talar, San Pedro y Vinalito.

En la zona norte de Salta, 90.000 usuarios de los departamentos de Orán, San Martín y Rivadavia sufrieron el 23 de enero cortes que se prolongaron por más de cinco horas por una avería en la Estación Transformadora (ET) Libertador. El documento asegura que «la normalización del servicio sufrió demoras injustificadas por problemas de comunicación interna y al tiempo de desplazamiento de sus equipos técnicos».

Por último, en Tucumán, la interrupción del servicio del 23 de enero afectó a 60.000 usuarios en las localidades de Aguilares, Concepción y zonas aledañas. En este caso, la falla fue provocada por la caída de un árbol sobre una línea de alta tensión, un evento que los reguladores califican como evitable por el incumplimiento de las tareas de mantenimiento.

A partir de los casos recientes, el texto presenta una crítica estructural al modelo de gestión de la transportista. Los denunciantes sostienen que «la situación actual no es una consecuencia de la demanda estacional, sino de una desinversión sostenida en el tiempo«.

Los argumenos de la denuncia

«La situación de desidia y abandono de la empresa Transnoa es tal que hoy pone en riesgo la provisión de agua potable y el funcionamiento de servicios de salud en toda la región«, explicita un fragmento del escrito. Las provincias denuncian que «la transportista opera al límite de la capacidad de sus equipos, muchos de los cuales habrían superado su vida útil técnica».

La presentación conjunta concluye con un petitorio de cinco puntos para la estabilización del nodo NOA. El primero de los reclamos es la realización de una auditoría integral del estado de mantenimiento de todas las líneas de alta tensión y estaciones transformadoras bajo jurisdicción de Transnoa en las tres provincias.

Los denunciantes exigen que el ENRE informe detalladamente las multas aplicadas entre 2019 y 2025. El documento sostiene que «durante la totalidad de los años que abarca este vínculo contractual nunca se le impuso sanción alguna», lo que habría generado un marco de impunidad operativa.

También se solicita la instalación de oficinas comerciales y de atención al público de la transportista en las provincias del NOA y la creación de un link de acceso directo para que los usuarios puedan formular reclamos por deficiencias en el transporte, una herramienta que hoy no existe.

Finalmente, se plantea la necesidad de obligar a la licenciataria a presentar un informe detallado de la infraestructura disponible en las provincias, y un plan de inversiones, con el detalle de un cronograma de renovación de activos y un esquema de contingencia para el resto del periodo estival.

, Ignacio Ortiz

DLS, uno de los principales proveedores de equipos de torre para la industria petrolera, transfirió sus activos en la cuenca del Golfo San Jorge a un consorcio de empresarios encabezado por Pablo Pires, titular de compañías de logístico y otros servicios de transporte como SGA y Vientos del Sur, e integrado también por Diego Trabucco y Javier Basso, ex propietarios de Aconcagua Energía, una petrolera independiente que el año pasado fue adquirida por Tango Energy después de defaultear sus obligaciones financieras en el mercado local.

La venta, que será aprobada formalmente este viernes en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 22 equipos de pulling y workover ubicados en Chubut y Santa Cruz.

El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.

La metamorfosis del Golfo San Jorge

Es un esquema similar al que se instrumentó cuando Pecom adquirió los yacimientos de YPF El Trébol y Campamento Central a principios de 2025. En ese momento, Pires —junto con Leonardo Pichintiniz, titular de Copesa, otra empresa de servicios— crearon la firma Nacidos con YPF (NCY) para depurar, con el respaldo del sindicato petrolero, el universo de proveedores heredado de la petrolera bajo control estatal en esos bloques.

En los últimos meses, Pires se distanció de Pichintiniz y se retiró de NCY. Ahora vuelve a cobrar protagonismo con esta adquisición de los equipos de pulling y WO en Chubut. Pichintiniz, por su parte, también expande su posicionamiento como empresario petrolero: acaba de firmar con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, un acuerdo para operar el área Restinga Alí, un campo que YPF le revirtió la Petrominera, la empresa provincial de energía.

Foco en Vaca Muerta

DLS concentrará su actividad en Neuquén, donde es uno de los principales proveedores de unidades de perforación de 7500 HHP en Vaca Muerta. De hecho, a mediados de este mes DLS firmó con la firma norteamericana Patterson-UTI para sumar dos equipos de drilling de última generación al play no convencional de la cuenca Neuquina.

La venta de los activos del Golfo de DLS es un emergente más de la profunda metamorfosis que atraviesa la cuenca con epicentro en Comodoro Rivadavia —la localidad donde se descubrió petróleo en la Argentina en 1907— en los últimos años. Replica, en los hechos, la decisión que antes tomaron otras empresas de servicios internacionales como Weatherford, Baker Hughes, Halliburton y Schlumberger.

La salida de YPF de Chubut y Santa Cruz catalizó aún más esa tendencia. A principios de enero, la petrolera que conduce Horacio Marín oficializó la venta de Manantiales Behr, el último campo que conservaba en Chubut, a Limay Energía, una firma controlada por Rovella Capital, del empresario de la construcción Mario Rovella.

, Redaccion EconoJournal

La Procuración del Tesoro presentó un escrito ante la jueza de Nueva York, Loretta Preska, en el que solicitó formalmente la suspensión inmediata del proceso de búsqueda de activos (discovery) y el pedido de desacato hasta que la Cámara de Apelaciones del Segundo Distrito de Nueva York resuelva sobre el fallo que obliga al Estado Argentino a pagar US$ 16.100 millones más intereses por la expropiación de YPF concretada en 2012.

De este modo, busca ponerle freno a la estrategia del fondo Burford que viene presionando por distintas vías y espera que Preska declare al país en desacato en una audiencia prevista para fin de marzo, lo que podría complicar la vuelta a los mercados internacionales de deuda que busca el gobierno de la mano de la baja del riesgo país. El objetivo de fondo de Burford es simple: forzar a la Argentina a negociar.

“El hostigamiento sistemático contra un Estado soberano y aliado de los Estados Unidos, mediante pedidos de discovery intrusivos, desproporcionados y desvinculados de la búsqueda de activos ejecutables constituye una afectación directa a la soberanía argentina y a las relaciones internacionales”, aseguró la Procuración a través de un comunicado.

Como si fuera una simultanea de ajedrez, la disputa con el fondo estadounidense se está llevando adelante en diversos tableros al mismo tiempo.

Tablero principal

Preska dictaminó el 15 de septiembre de 2023 que el Estado argentino le debe pagar 16.100 millones de dólares más intereses a los fondos Burford y Eton Park por la expropiación de YPF. A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele, salvo que el demandado solicite un stay. Normalmente, para ello debe presentar una garantía que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.

La Argentina apeló, pero no puso ninguna garantía y en enero de 2024 la magistrada habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda de activos (discovery) del Estado argentino que pudieran ser embargables. De este modo, mientras la Cámara analiza el fallo de Preska –en octubre se realizó una audiencia que ilusionó al gobierno con la posibilidad de una resolución favorables—la jueza ha ido tomando distintas acciones para tratar de forzar a Argentina a pagar.  

Tableros paralelos

En enero de 2025, ante la resistencia parcial del país y el tiempo transcurrido sin colaboración, Preska firmó una orden judicial, donde obligó expresamente a Argentina a entregar información detallada sobre reservas de oro del Banco Central, cuentas bancarias diplomáticas, consulares y estatales y otros activos embargables. 

Puso plazo hasta el 28 de febrero de 2025 para entregar la información, bajo apercibimiento de sanciones o medidas más duras. La Argentina no cumplió con ese plazo y en julio del año pasado Preska emitió una orden directa para que el Estado transfiriera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.100 millones.

Argentina apeló ese fallo y obtuvo un stay por parte de la cámara, pero el proceso de discovery para demostrar que ciertas compañías son alter ego del Estado argentino siguió su curso. Burford le apunta particularmente al Banco Central, YPF, Enarsa, Banco Nación y Aerolíneas Argentinas.  

Para comprobar ese vínculo, Preska determinó el 29 de julio del año pasado que el país debía entregar las comunicaciones oficiales (chats y mails) realizadas en dispositivos personales de funcionarios de esta administración y la anterior.

Entre los funcionarios alcanzados por la orden judicial se encuentran el actual ministro de Economía, Luis Caputo, y su antecesor, Sergio Massa; el canciller Pablo Quirno; el exsecretario de Industria, José Ignacio de Mendiguren; el exdirector de Aduanas, Guillermo Michel, y el ex secretario de Política Económica, Gabriel Rubinstein.

A su vez, Burford viene presionando para que Argentina informe donde están las reservas de oro del Banco Central ya que las considera un activo potencialmente embargable.

La Procuración sostiene en su escrito que “la República ha presentado todo lo que podría razonablemente conducir a la identificación de sus activos ejecutables, con un total de más de 115.000 páginas”, pero argumento que “los demandantes están redoblando sus solicitudes de una realización de pruebas cada vez más intrusiva e irrelevante”.

“Los demandantes ahora buscan información sobre los activos del Banco Central Argentino, que no está sujeto a la jurisdicción de este tribunal, no tiene activos ejecutables y que el Segundo Circuito ya ha declarado que no es un alter ego de la República”, agregó.

Del lado de Burford argumentan que Argentina no cumplió con la presentación de toda la información solicitada y que lo único que busca es demorar el cumplimiento del fallo, lo que justifica sanciones adicionales. Por eso han solicitado que se declare a Argentina en desacato.

Luego de las audiencias probatorias del 23 y 24 de marzo Preska quedará habilitada para resolver sobre ese punto y eso es lo que busca evitar el gobierno argentino, sobre todo por el daño que podría generar en la estrategia destinada a concretar la vuelta a los mercados internacionales de deuda.  

, Fernando Krakowiak

El gobierno lanzará una nueva licitación para instalar almacenamiento de baterías de energía eléctrica en todo el país. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes oficiales y privadas, los pliegos de AlmaSADI -tal como se llamará la nueva compulsa- ya están listos y Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), los dará a conocer a mediados de febrero.

El año pasado el gobierno impulsó AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), con el objetivo de reforzar las áreas de Edenor y Edesur en el AMBA mediante la instalación de unidades de almacenamiento por 713 MW.

AlmaSADI: así será la nueva licitación de almacenamiento de baterías

La nueva compulsa será para instalar unidades de almacenamiento de energía por 700 megawatts (MW), según confirmaron a EconoJournal distintas fuentes. El contrato será por un período de abastecimiento de 15 años, al igual que AlmaGBA. La intención del gobierno es reforzar algunos nodos que están saturados y operan en estado crítico en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

En particular, la licitación tiene previsto que la mayoría de las baterías se instale en nodos saturados de las regiones conectadas a líneas de alta tensión de 132 kV, sobre todo para reforzar el NOA, NEA y algunas zonas de la Patagonia. El diseño y los detalles de la licitación están en manos de técnicos y directivos de la Secretaría de Energía y de Cammesa.

Las baterías de almacenamiento ayudan a cubrir los picos de consumo y podrían tener un rol clave en los apagones masivos por fallas en las redes de trasmisión y distribución eléctrica, como las que ocurrieron el 31 de diciembre en el área de Edesur y el del 15 de enero en Edenor, que dejaron a un millón de usuarios sin electricidad en ambas ocasiones.

Quién será el offtaker de AlmaSADI

Una diferencia entre la nueva licitación para instalar baterías y la de 2025 es que AlmaGBA tuvo un mecanismo de contractualización entre las empresas generadoras adjudicatarias las distribuidoras Edenor y Edesur. Cammesa actuó como garante de última instancia.

Es decir, la compañía encargada del despacho eléctrico no es el comprador único de energía de las baterías, como ocurrió en los últimos 20 años con contratos como el RenovAr y de las resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017. Este rol de Cammesa va en línea con la reforma eléctrica que impulsa el gobierno para que los contratos se firmen entre privados.

Con la nueva licitación AlmaSADI el escenario técnico es más complejo porque no es posible ‘calzar’ los proyectos de almacenamiento en una distribuidora provincial en particular y porque, además, en el interior del país no existe una homogeneidad en el riesgo crediticio que permita la contractualización entre privados. Por eso, se avanza con la idea de que Cammesa pueda oficiar como offtaker (comprador de energía).

Licitación de baterías en la Argentina

Después de AlmaGBA del año pasado, AlmaSADI sería la segunda licitación en la Argentina para instalar unidades de almacenaje de energía eléctrica. En la región, países como Chile y Brasil también están avanzando en el mismo sentido.  

El almacenaje de energía es una tecnología que comenzó a utilizarse recientemente en el mundo y permite la instalación en un período de entre 12 y 18 meses de potencia almacenada en baterías, menos de los dos años que demanda aproximadamente construir una nueva central de generación.

En la licitación AlmaGBA se adjudicaron 12 proyectos por 713 MW exclusivamente en las redes de Edenor y Edesur para reforzar el sistema del AMBA. El precio promedio de adjudicación fue de 11.619 US$/MW por mes.

, Roberto Bellato

“Si el capitalista, el exitoso, es un benefactor social por servir al prójimo con bienes de mejor calidad a un menor precio, aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado. Y si quieren hacerlo por la fuerza, haciendo negocios turbios con el Estado, deben desaparecer o ir a la quiebra”. Esta fue una de varias referencias indirectas a Paolo Rocca, líder del Grupo Techint, que hizo el presidente Javier Milei el martes en el marco de su presentación en el Derecha Fest de Mar del Plata.

En su discurso, Milei decidió escalar aún más el enfrentamiento abierto en los últimos días entre el gobierno y el Grupo que encabeza Paolo Rocca por la licitación que perdió Tenaris (la siderúrgica del holding que compitió en el proceso) para proveer los caños para la construcción del gasoducto del consorcio Southern Energy (SESA) para exportar Gas Natural Licuado (GNL) desde las costas de Río Negro. El contrato finalmente fue adjudicado a la india Welspun.

En un discurso de 34 minutos, Milei se refirió en varias oportunidades -sin mencionarlo de manera directa- a Paolo Rocca. “Esta frase está inspirara en el empresario más importante en serio de la humanidad que es Elon Musk: ´la única forma de crecer es resolviéndole problemas al prójimo por los cuales el prójimo estaría dispuesto a retribuirnos con su dinero´, no usar los favores del Estado para cobrar precios más altos”, gritó Milei.

Inmediatamente después, el presidente también hizo un juego de palabras: “ustedes saben que el camino no siempre es uniforme y siempre se encuentran una piedra… una piedra (en alusión al apellido Rocca)”.

Tensión entre Techint y el Gobierno

El primer funcionario en criticar al Grupo Techint fue Federico Sturzenegger, ministro de Desregulación y Transformación del Estado quien se refirió al tema a través de su cuenta de X. Si bien el arco político alzó su voz para expresarse sobre el cruce, hasta el momento, en el Ministerio de Economía se mantuvieron en silencio, aunque sí explicaron que intentaron acercar a las partes, tal como publicó EconoJournal.

De hecho, el titular del Palacio de Hacienda, Luis “Toto” Caputo, no se expresó públicamente sobre el tema. Tampoco se expresó públicamente la senadora Patricia Bulrrich, que en diciembre pasado había participado junto de un extenso panel junto a Paolo Rocca en el seminario Propymes de Techint, donde habló sobre la reforma laboral. En aquella oportunidad, Rocca había pedido una “apertura inteligente de la economía”.

Finalmente, fue el propio Milei quien se puso al frente de la postura pública del gobierno en torno al pliego que perdió Techint. En efecto, el presidente se refirió al tema el mismo día en que el holding anunció que evalúa la presentación de una denuncia por dumping contra la india Welspun para intentar frenar la asignación del contrato para el proyecto de GNL.

Desde la Casa Rosada, sin embargo, rápidamente dejaron trascender que ese proceso demoraría varios meses y que el proyecto de GNL de SESA iba a avanzar de todos modos.

El discurso de Milei se centró prácticamente en un único argumento, que fue la defensa del capitalismo, similar al que dio en Davos (Suiza) la semana pasada. Sin embargo, cuando dejaba de leer su discurso escrito e improvisaba, Milei continuó lanzando críticas indirectas al grupo Techint. Algo similar se replicaba en simultáneo en las redes sociales vinculadas al oficialismo.

“En la vereda de los zurdos y empresarios prebendarios está el robo, la envidia, está la pereza y el facilismo. Está el ventajismo y el resentimiento. Los valores sobre los que se sustenta la idea de pretender ser el dueño de lo ajeno para utilizarlo según nuestra propia voluntad”, disparó Milei.

Por último, el presidente explicó desde su visión “el principio de no agresión, bajo el cual la ética prohíbe la iniciación de fuerza o amenaza contra personas o propiedades de otro y, por ende, todo intercambio debe ser voluntario, debe ser voluntario (repitió). No tratar de utilizar puentes extraños para lograr lo que no se logró por mercado”.

, Roberto Bellato

El desarrollo de las formaciones shale como Permian, Eagle Ford, Bakken o Marcellus le permitió a EE.UU. pasar de ser uno de los mayores importadores de energía a ser uno de los mayores exportadores de hidrocarburos en un lapso de 15 años. Durante ese tiempo, las diferentes administraciones norteamericanas se posicionaron de distintas maneras respecto a las importaciones de insumos clave para los proyectos energéticos.

La derrota de la compañía Tenaris del Grupo Techint en la licitación para proveer de los tubos para el gasoducto en el proyecto para exportar GNL de Southern Energy y el rol de la india Welspun, ganadora de ese proceso, remonta a una situación similar que también tuvo como protagonista a la misma empresa asiática.

Fue durante la primera administración de Donald Trump (2017-2021) cuando una fuerte política arancelaria «antidumping» intentó evitar la competencia desleal para con los proveedores de acero de Estados Unidos. En este caso quedó envuelta la india Welspun a la que se le aplicaron aranceles del 50,55%, junto a otros productores y exportadores de acero.

La campaña por el acero

Para el momento en el que Trump asumió su primera presidencia los números de las importaciones siderúrgicas para la industria petrolera encendían las alarmas. En 2017 un 77% de los ductos estadounidenses eran hechos con acero extranjero. Según una hoja informativa del Departamento de Comercio, los tubos soldados de gran diámetro procedentes de China habían representado para el país un monto de US$ 29,2 millones. Las importaciones de la India de ese mismo material eran 10 veces mayores llegando a los US$ 294,7 millones.

Si bien la cifra no resultaba tan grande teniendo en cuenta que en ese entonces el país importaba US$ 29.000 millones en acero, la India era el mayor exportador de tubos soldados de gran diámetro en 2017, y esas importaciones habían crecido un 209% en un solo año. Para contrarrestar esta situación, ese año el gobierno aplicó sanciones de antidumping por el acero a 34 países siendo China, Japón, Corea del Sur, Taiwán y la India los más perjudicados.

Cómo se llegó a esa decisión

La medida causó un fuerte revuelo en ese entonces. La industria del shale se enfrentaba a un cuello de botella por la fuerte necesidad de ampliar sus redes de transporte. En paralelo, en 2016 Trump había prometido en su campaña electoral iniciar una revisión de la industria siderúrgica e imponer aranceles a productos importados si estos implicaban un riesgo a la seguridad nacional.

La revolución del shale que impulsaba la gestión Trump promovía la desrregulación del sector energético eliminando restricciones a las inversiones, pero a su vez, se apalancaba en que los productores locales tenían que competir en igualdad de condiciones.

Bajo la premisa de que el comercio internacional debía ser justo, la Asociación de Productores de Tubos (The American Line Pipe Producers Association o ALPPA), promovió una denuncia en contra de varios importadores de tuberías procedentes de Canadá, China, Grecia, India, Japón, Corea y Turquía.

En 2018, el Departamento de Comercio tomó su primera decisión en las investigaciones sobre derechos antidumping y derechos compensatorios de las importaciones de tubos soldados de gran diámetro procedentes de China e India tras una demanda firmada por seis compañías dedicadas a la provisión de tubos para la industria petrolera.

El fallo aseguró que esas tuberías se vendían a un valor menor al justo (dumping). Al mismo tiempo, la Comisión de Comercio Internacional (ITC) concluyó que esto causaba un daño material a la industria estadounidense. Como consecuencia, Welspun Trading Limited y Bhushan Steel -otra firma india- fueron obligadas a pagar una tasa de dumping del 50,55% y una de antisubsidio de 541%.

Las medidas no solo intentaban impedir el avance de la presencia del acero extranjero sino también que empresas como Welspun -que ya tenía su propia planta en Arkansas– dejaran de utilizar acero asiático para reemplazarlo por el norteamericano.

Petroleras y la pelea por los costos

“En el comercio internacional si tirás de una cuerda se desenredará de maneras imprevistas”, decía en ese entonces la congresista de Dakota del Norte, Heidi Heitkamp, al afirmar que los mayores costos por las tarifas impuestas por Trump podrían aumentar el precio del petróleo estadounidense.

Tras los fallos de 2018 y 2019, petroleras como Shell, Chevron, Exxon, ConocoPhillips y otras compañías de midstream presentaron 21.000 solicitudes de exclusión de esas tasas al Departamento de Comercio de EE.UU, de las cuales 500 eran para tuberías. La tensión escaló entre los operadores de ductos y petroleras sobre cómo volcar esas diferencias de costos, mientras el gobierno rechazaba esos pedidos.

Si bien el debate no dejó de tener múltiples aristas en base a cómo mejorar la eficiencia o traducir esos costos, Estados Unidos se consolidó en ese entonces como el mayor productor mundial de petróleo alcanzando un récord histórico de 10,96 millones de barriles diarios.

En Argentina, en cambio, la discusión tomó otra forma con la postura del gobierno a favor de la apertura comercial. Ahora, la firma de Paolo Rocca buscará jugar una última carta en la Secretaría de Comercio con una denuncia antidumping para frenar el avance de su competidora india, aunque fuentes del gobierno indicaron que las chances reales de que ese planteo avance son bajas y en cualquier caso, demandarán un tiempo considerable.

, Laura Hevia

Más de 10 empresas se disputan la construcción del gasoducto de Southern Energy (SESA), el consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) e integrado por YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar que está construyendo el primer proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. Se trata del tendido del ducto de 480 kilómetros entre Neuquén y las costas de Río Negro. El proyecto contempla también la instalación de una planta compresora.

El objetivo se SESA es adjudicar la construcción de la obra a más tardar a principios de abril. La provisión de los caños estará a cargo de la empresa india Welspun, que se impuso por sobre la oferta de Tenaris, el único fabricante local de ese tipo de insumos que posee la Argentina.

El gasoducto extenderá desde la planta de Tratayén, en Neuquén, hasta la costa del Golfo San Matías en la provincia de Río Negro y se estructuró técnicamente en cuatro unidades independientes. Tres de los renglones de la licitación que lanzó Southern están destinados a los diferentes tramos de la traza del ducto y un cuarto renglón para la instalación de una planta compresora con una potencia de 45.000 HP.

Quiénes se disputan la construcción del gasoducto

Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, entre los principales candidatos a quedarse con la obra figuran Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, las dos mayores constructoras del país que se presentaron como UTE al igual que en antecedentes recientes en grandes obras de transporte como el oleoducto del VMOS, la reversión del Gasoducto del Norte y el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK). El consorcio presentó una oferta integral para adjudicarse la obra completa.

Otro de los jugadores de peso que están participando del concurso es el consorcio formado por Contreras Hermanos – Pumpco (EE.UU.) – Bonatti (Italia). Se trata de un consorcio formado por un socio local (Contreras Hermanos) con el respaldo internacional de Pumpco, la empresa de los hermanos Jorge y José Más -dueños del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi- y la italiana Bonatti con fuerte experiencia en Chile con la construcción de plantas desalinizadoras de agua para desarrollos mineros.

Otro de los consorcios que están en carrera está integrado por Víctor Contreras y Sichim (Italia). Sería la primera vez que la empresa italiana operaría en Argentina en caso de imponerse en la licitación.

Plazos

También presentó una oferta integral por toda la obra BTU, una constructora local controlada por la familia Mundin, hoy a cargo de Carlos Damián Mundin, de activa participación en las licitaciones de infraestructura energética nacional de los últimos años.

También presentaron ofertas OPS, una compañía neuquina propiedad de Carlos ‘Charly’ Perez, uno de los principales empresarios de Neuquén en los últimos tiempos diversificó su portafolio de activos con participaciones en medios de comunicación y crecimiento en el sector frutihortícola; Pecom, la constructora del grupo Perez Companc; las empresas brasileñas Conducto y Bueno Engenharia e IEB Construcciones, que adquirió la constructora Dycasa.

Por el momento se abrieron sólo los sobres técnicos de los participantes. La apertura de ofertas económicas está prevista para mediados de febrero, con vistas a adjudicar a los ganadores a fines de marzo o principios de abril.

La adjudicación de los tubos

La definición de los constructores del ducto ocurre semanas después de la adjudicación de la provisión de tubos fabricados por un consorcio de la India, con chapas producidas en China. Esta decisión marcó un cambio de tendencia en las contrataciones de suministros, que habitualmente se resolvían con proveedores locales.

El Grupo Techint, tras haber perdido la licitación para la provisión de caños, evalúa presentar una denuncia por dumping contra la firma india que resultó adjudicataria. Pero los plazos para resolver un planteo como este se extenderían por varios meses, por lo que en la práctica es poco factible poder frenar el avance del proyecto de SESA.

El grupo de la India fundado por Balkrishan Goenka, es un gigante que se posiciona en 50 países con el desarrollo de oleoductos, gasoductos, cañerías de agua, la construcción de autopistas y la exploración de hidrocarburos offshore y onshore.

La irrupción del holding asiático en el mercado local generó un fuerte impacto en la cadena de valor de la energía en la Argentina. Esta apertura a proveedores internacionales responde a una estrategia de optimización de costos que busca acelerar los plazos de ejecución de la obra, un factor crítico para el cumplimiento de los contratos de exportación de crudo que sustentan la viabilidad financiera del emprendimiento.

, Redacción EconoJournal

La novedad de que la compañía Welspun será la proveedora de los caños de acero para el proyecto de Southern Energy S.A (SESA) sacudió el tablero de Vaca Muerta. Por primera vez en 70 años una empresa extranjera dejó fuera de una licitación en Argentina al Grupo Techint de Paolo Rocca sacando a la luz una serie de debates acerca de las ventajas competitivas de las proveedoras asiáticas y el alcance los beneficios fiscales del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

La empresa india logró la victoria en la licitación para la provisión de 500 kilómetros de cañerías para transportar el gas de Vaca Muerta hacia las costas de Río Negro tras hacer una oferta de US$ 200 millones. Pero, ¿quién es el gigante indio que derrotó a Paolo Rocca?

De comerciante a multimillonario

Welspun Group es un conglomerado industrial de la India diversificado en diferentes rubros industriales. Fue fundado por Balkrishan Goenka, un comerciante indio nacido en el seno de una familia que vendía legumbres y que en 1985 con 19 años decidió fundar su propia empresa textil proveedora de artículos para el hogar como ropa de cama y toallones. Actualmente, factura unos US$ 5000 millones y emplea a unas 35.000 personas.

Tras su creación, 10 años más tarde la compañía decidió diversificar su producción para comenzar con la fabricación de caños para la industria del oil&gas, fundando así su primera planta de tuberías en 1998. Este negocio le permitió a Welspun expandirse fuertemente en el mundo y dar un salto internacional al convertirse en un proveedor global con fuerte presencia en proyectos para Estados Unidos, Canadá y Arabia Saudita.

De esta forma logró tender una red global de plantas estratégicamente ubicadas en la India, Estados Unidos y Arabia Saudita para abastecer proyectos energéticos en todo el mundo. En su país, Balkrishan Goenka tiene su principal base con cuatro instalaciones, una de las cuales Anjar es reconocida como una de las más grandes del mundo.

Luego de incursionar en la industria petrolera con la provisión de caños, la empresa fundó la rama Welspun Enterprise para la construcción de infraestructura y proyectos energéticos que incluye tendido de rutas, ingeniería y diseño de plantas y la exploración de hidrocarburos offshore y onshore.

Tras obtener la victoria en la licitación argentina, ahora el centro de la polémica se centra en que los tubos indios serían fabricados con chapas provenientes de China, país que suele recibir múltiples denuncias por comercializar productos por debajo de sus costos para ganar mercados, lo que le habría dado a Wespun la ventaja competitiva en el proceso. Sin embargo, la información oficial obtenida por este medio da cuenta que la firma adquiere el acero de empresas como ArcelorMittal, que controla a Acindar, y de TataSteel, otra empresa de la India.

La cercanía con los proyectos de GNL

La provisión de caños de acero se convirtió en una de las principales estrategias corporativas del Grupo Welspun que le permitió posicionarse en 50 países y acercarse a los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) como el de Southern Energy.

Según detalla en su sitio web, en 2007 la firma participó en la provisión de caños para el proyecto Keystone Pipeline de Canadá, una red de 3450 kilómetros de oleoductos que une ese país con Estados Unidos y que le dió la llave para ingresar al negocio norteamericano.

La compañía también fue la proveedora de 118 kilómetros de caños para el proyecto Perú LNG que permitió que ese país cuente con una terminal de exportación de gas licuado desde el año 2010. Paradójicamente, fue la empresa Techint la que realizó el tendido de ese ducto que cuenta con el Récord Guinnes por ser el gasoducto más alto del mundo por llegar hasta los 4.900 metros sobre el nivel del mar.

El año pasado, la empresa india firmó dos megacontratos por u$s715 millones para el suministro de tuberías revestidas para proyectos de infraestructura de gas natural y Líquidos de Gas Natural (NGLs) en Estados Unidos que se ejecutarán entre finales de este año y el 2027.

Recientemente, Wilspun logró hacerse con la compulsa para proveer con 500 kilómetros de cañerías para el proyecto de Southern Energy que permitirá exportar GNL desde finales de 2027 a través de la puesta en marcha del primer barco licuefactor que llegará a las costas del Golfo San Matías, en Río Negro. El proyecto logró recientemente un acuerdo para proveer de dos toneladas de gas licuado por año a Alemania durante 8 años.

, Laura Hevia

La Agencia Nacional de Petróleo del Brasil (ANP) aprobó este lunes el plan de desarrollo de Petrobras para Sergipe Aguas Profundas (SEAP), uno de los mayores proyectos de gas natural en Brasil. SEAP tendrá un gasoducto con capacidad para transportar a la costa hasta 18 millones de metros cúbicos por día de gas.

La petrolera estatal brasileña tomó en diciembre una decisión final de inversión (FID) que aún faltaba para avanzar con el proyecto offshore completo, que en lo productivo consistirá de dos plataformas FPSO, cada una con una capacidad para producir 120.000 barriles por día de petróleo y 12 MMm3/d de gas natural.

La primera fase o plataforma del proyecto, denominada SEAP 2, y el gasoducto tienen previsto un inicio de operaciones para 2030. No está claro cuándo ingresará en operación la segunda fase, SEAP 1.

La fase SEAP 2 engloba yacimientos con petróleo liviano, entre 38 y 41 grados API, pertenecientes a los campos de Budião, Budião Noroeste y Budião Sudeste, ubicados aproximadamente a 80 km de la costa.

Sergipe Aguas Profundas: 25 años de producción de hidrocarburos aprobados

La ANP aprobó el plan de desarrollo del proyecto Sergipe Aguas Profundas presentado por Petrobras, en donde espera producir hidrocarburos durante 25 años como mínimo.

El plan abarca siete campos distintos, aunque el organismo regulador objetó el tratamiento por separado de dos campos y exigió fusionarlos. Petrobras tendrá 60 días para presentar los planos con la nueva demarcación.

El dato llamativo es que la ANP también prorrogó los contratos de concesión de las áreas antes del inicio de la producción, una decisión sin precedentes que sin embargo, busca dar garantías al proyecto.

De esta forma, la concesión para operar SEAP 2 será hasta fines de 2055. La concesión para SEAP 1 será hasta diciembre de 2027.

La ANP estimó que con esta prórroga el Estado federal sumará US$ 1400 millones adicionales en la recaudación por regalías e impuestos. También habrá un aumento del 14,5% en la recuperación de petróleo y gas.

«Es una oferta muy significativa, crucial dada la caída que se viene observando desde Bolivia en nuestro suministro de gas«, dijeron en la ANP.

La importancia de SEAP para Petrobras y Brasil

En Petrobras consideran el proyecto Sergipe Aguas Profundas como uno de los más importantes en su cartera en los próximo años, desde el punto de vista del volumen de producción y suministro de gas.

«Nuestra actividad en la Cuenca Sergipe-Alagoas es consistente con nuestra estrategia de enfocarnos en activos de alto valor en aguas profundas, incluso en escenarios de bajos precios de petróleo y gas«, informó la petrolera.

El proyecto SEAP está ubicado en la cuenca Sergipe-Alagoas, en el noreste de Brasil, entre los estados de Sergipe y Alagoas. Sergipe está conectada a la red troncal nacional en la sección operada por TAG.

TAG opera 4500 kilómetros de gasoductos a lo largo de parte de la costa Sudeste y Nordeste del país. En Sergipe hay una terminal de importación de GNL que de 2024 está conectada a la red de TAG.

Las moléculas provenientes desde SEAP permitirían reducir las importaciones de GNL en el noreste del país. También existen algunos proyectos para poder llevar más gas del sureste al noreste.

Petrobras: avance de la perforación en el Margem Equatorial

Petrobras avanza cada vez más hacia las aguas en el noreste y norte del país en búsqueda de nuevos reservorios que permitan evitar el declino de producción de petróleo esperado para después de 2030.

La petrolera comenzó la perforación a finales de 2025 de su primer pozo exploratorio de petróleo en el Margem Equatorial, la nueva frontera petrolera offshore estratégica que el gobierno de Lula da Silva busca desarrollar en el norte del Brasil. Sin embargo, detuvo temporalmente la perforación este mes al detectar un derrame de fluido de exploración.

La ANP estima que el volumen de recursos de petróleo y gas natural en la zona ronda los 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente.

, Nicolás Deza

El Gobierno nacional publicó una normativa que apunta a implementar un nuevo esquema por el cual la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a manos del sector privado, desplazando de ese rol a la estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa) de su rol histórico como comprador e intermediario en el mercado energético, empresa que atraviesa un complejo proceso de privatización. Desde lo político, el gobierno de Javier Milei apunta a desplazar al Estado de una actividad que durante los dos gobiernos de Cristina Kirchner estuvo investigada por corrupción. Incluso en 2008, Enarsa llegó a pagar un adelanto a una empresa española por un cargamento de GNL que nunca arribó al país. El caso se conoció Perla Negra, en referencia al buque homónimo de la proyecto cinematográfico Piratas del Caribe.

Para viabilizar este proceso de traspaso operativo, el Poder Ejecutivo publicó este martes en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026, que prorroga en su artículo 1 la Emergencia del Sector Energético hasta el 31 de diciembre de 2027 en los segmentos de transporte y distribución de gas. En junio último se había decidido una prórroga para todo el sistema que vence el 9 de julio de 2026.

A través de un mecanismo de competencia, las empresas privadas asumirán la responsabilidad de asegurar el abastecimiento durante los meses de mayor demanda invernal, período en el año en que las compras de GNL son justificadas por la falta de capacidad suficiente en los gasoductos para traer el fluido de la Cuenca Neuquina hacia el Area Metropolitana Buenos Aires y el Litoral.

Bajo este nuevo marco, la Secretaría de Energía licitará el acceso a la capacidad de regasificación de la terminal de Escobar. El adjudicado deberá gestionar la compra de los cargamentos de GNL, coordinar la logística de los buques metaneros e inyectar el gas al sistema para abastecer a las distribuidoras y centrales térmicas.

Tal como había adelantado EconoJournal en diciembre, esa operatoria quedará en manos de un único operador privado que, como comercializador, deberá navegar la volatilidad de los precios del GNL, influenciados por las tendencias globales y la demanda estacional. Históricamente, la Argentina accede a este mercado con contratos spot a comienzos de cada temporada para cubrir los picos invernales, en al menos dos o tres tandas de licitación.

Ahora, mientras la operatoria comercial quedará limitada a la relación entre privados, el importador y su offtaker, el precio a negociar será el de mercado, por lo cual sin subsidio directo. Sin embargo, el gobierno aún no aclaró si se va a cubrir esa diferencia entre el valor del combustible importado y el precio local que las distribuidoras pagan por el Plan Gas, o ese costo se trasladará pleno a la demanda.

Operador privado y precio máximo

La Secretaría de Energía explicó que esta nueva dinámica responde a «la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de Enarsa y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento».

En línea con ese objetivo, Enarsa deja de importar y comercializar GNL, abandonando el esquema de subsidios donde compraba el insumo a precios internacionales para venderlo a valores del Plan Gas. Ahora, el proceso pasa a estará a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.

Es que hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores de US$ 11 a US$ 13 por MMBTU y luego lo vendía localmente a alrededor de US$ 2,70 por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios. «El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado, con reglas claras», sentenció la cartera energética.

Como la terminal de Escobar es el único punto de inyección operativa para GNL importado, el Gobierno decidió -en el artículo 2 del Decreto de hoy- «establecer un precio máximo transitorio para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL que se importe para el abastecimiento de los dos próximos períodos invernales».

«Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la Secretaría de Energía, del Ministerio de Economía considere, más un valor en dólares necesario para cubrir todos los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la localidad de Los Cardales», en la zona norte de la provincia de Buenos Aires.

El comercializador será seleccionado mediante un procedimiento competitivo donde la eficiencia en estos costos logísticos será el factor determinante. El punto de entrega en Los Cardales es fundamental para la arquitectura del sistema, ya que permite la vinculación técnica con los gasoductos de TGN que alimentan la zona de mayor consumo del país.

El rol de contralor

El DNU 49/2026 mantiene un rol para la empresa estatal de seguridad en el proceso de comercialización de GNL, ya que si la licitación para el privado no llegara a buen puerto o se viera durante el avance del año que las compras resultan insuficientes, Enarsa conservará la potestad de intervenir de forma transitoria para evitar faltantes de suministro.

Para el Gobierno, la operación eficiente de la comercialización del GNL, tanto la importación desde el mercado mundial, como la venta en el sistema argentino en forma competitiva entre los distintos actores de distribución, generación e industria, requiere concentrar la comercialización en un único operador privado.

En términos técnicos, el acceso unificado y coordinado a las instalaciones de la Terminal permitirá evitar conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (“slots”) para los buques metaneros, y dificultades en la gestión coordinada del inventario de GNL en los tanques de la FSRU, contribuyendo a la optimización del proceso de regasificación.

Además, se considera que permite controlar de mejor manera las complejidades en la coordinación de las maniobras de amarre, conexión y desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase de GNL de buque a buque, disminuyendo el riesgo de incidentes y demoras en la respuesta ante emergencias.

Toda esta operatoria requiere una coordinación que ahora quedará bajo responsabilidad de un trader privado, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y el Enargas, hasta tanto se formalice el nuevo ente unificado de control eléctrico y gasífero.

, Ignacio Ortiz

FIX SCR, la agencia calificadora de riesgo, resolvió elevar la nota crediticia de las empresas MSU Energy y MSU Green Energy, una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina. El movimiento técnico ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding, fortaleciendo su escala en el sector.

Las dos empresas energéticas forman parte del Grupo MSU, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, quien realizó la oferta ganadora en la licitación por la represa de El Chocón a través de BML inversora, por un monto de US$ 235.671.294.

De esta manera, a partir de la firma de contratos realizada a fines de diciembre, MSU se quedó con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.

Asi, en el caso de MSU Energy, de acuerdo a lo informado este lunes al mercado, la calificación ascendió a AA-(arg) con perspectiva estable. Los analistas de FIX fundamentaron este incremento en la solidez del negocio consolidado y en la previsibilidad de sus flujos de fondos.

Según el reporte de la calificadora, la compañía posee una estructura financiera robusta que se beneficia de un entorno macroeconómico y regulatorio en proceso de normalización, factor que reduce riesgos estructurales y dinamiza las inversiones.

El crecimiento sostenido del grupo, impulsado tanto por la gestión de la central El Chocón como por nuevos proyectos estratégicos, permite proyectar una visión de largo plazo orientada a la creación de valor y una mayor capacidad operativa.

El desempeño de las renovables

Por su parte, MSU Green Energy alcanzó la calificación A+(arg) con perspectiva estable. Esta mejora se sustenta en un modelo de negocio con alta previsibilidad, ya que cuenta con su capacidad de generación contratada en su totalidad mediante acuerdos de largo plazo.

En ese sentido, se resaltaron aspectos vinculados a que la firma destaca por una cartera diversificada de clientes industriales de primera línea y una capacidad de ejecución técnica en la puesta en marcha de sus parques solares.

Santos Uribelarrea, CEO del Grupo MSU, vinculó esta mejora en el perfil financiero con la estrategia de expansión de la corporación. El directivo señaló que «la nueva calificación refuerza la solidez financiera, amplía el acceso a financiamiento competitivo«.

«Invertimos en infraestructura energética confiable para el desarrollo productivo del país, integrando generación térmica, renovable e hidroeléctrica», afirmó Santos Uribelarrea, al definir que «la mejora crediticia es un compromiso para ampliar el alcance de la energía limpia y proveer soluciones sustentables a industrias y comunidades«.

MSU Green Energy cuenta con 8 parques solares con 335 MW de potencia instalada para generar energía limpia, además de tener dos plantas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías -BESS- con una capacidad de 180 Mw, y contar con dos proyectos de parques solares en construcción de energía renovable MATER que agregarán 155 MW,

, Ignacio Ortiz

Luego de haber perdido la licitación para la provisión de caños destinados al proyecto de exportación de Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA), el Grupo Techint evalúa presentar una denuncia por dumping contra la firma india Welspun que resultó adjudicataria, según indicaron a EconoJournal fuentes vinculadas al holding que encabeza Paolo Rocca. Desde el gobierno aclararon, sin embargo, que los plazos para resolver un planteo como este —si es que se materializara— se extenderían por varios meses, por lo que en la práctica es poco factible poder frenar el avance del proyecto de SESA. 

Allegados a Techint sostienen que los tubos indios son fabricados con chapas provenientes de China, país que suele recibir múltiples denuncias por comercializar productos por debajo de sus costos para ganar mercados. Por ese motivo, afirman, la oferta inicial de Welspun terminó siendo la más competitiva.

Pese a ello, la firma liderada por Rocca aseguró, tal como informó este lunes EconoJournal, que una vez que se conocieron las ofertas ofreció, en una carta enviada al directorio de SESA, “igualar las condiciones comerciales de la oferta alternativa» con el objetivo de «preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular, el cual representa más del 60% del mercado argentino de tubería…». Sin embargo, SESA rechazó el pedido por interpretar que se oficializó cuando la adjudicación a Welspun ya era un hecho y los plazos legales estaban expirados.

Tenaris, la siderúrgica de Techint que compitió en la licitación, emplea a 420 personas y, por cada empleado de la compañía, se estima que hay otros 4 empleos asociados en su cadena de valor. Por lo tanto, la perdida de este contrato impactará de lleno sobre esos empleados y la red de proveedores locales.

Sturzenegger respaldó la decisión de Southern Energy

En caso de que se concrete, la denuncia por supuesto dumping deberá ser evaluada por el gobierno, aunque desde el Ejecutivo ya salieron a respaldar el resultado de la licitación. El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, respaldó el lunes la decisión del consorcio de otorgarle el contrato a la india Welspun y no darle a Techint la posibilidad de igualar la oferta.

“Si las licitaciones se hacen otorgándole un first-refusal a una empresa, es probable que no se presenten muchos oferentes. Sabrían que muchas ofertas que hagan serían inútiles porque habrá una empresa que podrá ganarles luego de ellos presentar su precio. El resultado será mucha menos competencia futura en el sector y, eventualmente, costos más altos”, aseguró el ministro que se mantuvo ajeno a todo el proceso licitatorio.

Desde el Ministerio de Economía, en cambio, monitorearon casi en tiempo real los acontecimientos del concurso realizado por SESA. En la cartera que dirige Luis ‘Toto’ Caputo evitaron intervenir formalmente en el proceso por entender que se trataba de una negociación entre privados, pero sí intentaron extraoficialmente que las partes encuentren una solución ‘sistémica’; algo que al final del día no ocurrió.  

Cerca de Techint recogieron el guante y cuestionaron al gobierno. “Con ingresos fiscales que cede el Estado nacional (y todos los argentinos), se financia el trabajo en la India y China. Por el contrario, las empresas argentinas aún trabajan en un entorno poco competitivo con impuestos distorsivos como el impuesto al cheque (nacional), ingresos brutos (provinciales) y tasas municipales (locales) que penalizan la agregación de valor”, remarcaron.

Luego fueron más allá y subrayaron que “el RIGI en sus considerandos establece entre sus objetivos principales ‘fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión’. Sin embargo, con este proyecto va a ocurrir todo lo contrario, aún en un contexto en el que todos los países y regiones como los Estados Unidos y la Unión Europea se defienden de la competencia desleal asiática”.

“El debate de fondo es si queremos ser Noruega o Nigeria. Desarrollados adecuadamente en un ‘proyecto país’, los recursos naturales pueden ser una palanca poderosa para generar divisas, crear empleo de calidad, desarrollos tecnológicos y activos de largo impacto que apuntalen el crecimiento futuro de la Argentina. Vaca Muerta y la minería pueden contribuir con el desarrollo de valor agregado nacional. O podemos seguir el otro camino, el de la primarización de la economía”, concluyeron desde la T.

La respuesta de Southern Energy

Cerca del consorcio que impulsa la exportación de GNL también fijaron posición y relativizaron los argumentos de Techint. “La chapa para el gasoducto no se produce en Argentina y debe ser importada. La chapa que compra Tenaris en Argentina es importada 100% de Brasil, no es ‘compre argentino’. En Argentina, solo plega la chapa y hace la costura a los caños”, remarcaron.

Además, negaron que la oferta de la empresa india se sostenga en una maniobra de dumping y remarcaron que Techint también suele ser un comprador habitual de chapa china. “Welspun producirá los caños en India y ejerció el derecho de comprar la chapa en donde sea más competitivo para el proyecto. No es un caso de dumping. En sus operaciones en Medio Oriente Tenaris compra la chapa en China”, respondieron.

“Casi todos los productos que ingresan a la Argentina tienen una parte de componente chino, incluso aquellos que se fabrican en el país. Con ese criterio, debería haber cientos de casos de dumping (autos chinos, por ejemplo) pero lo cierto es que no hay ninguno”, insistieron.

“Tenaris compra la chapa en Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais (Usiminas), empresa en la que Ternium, la siderúrgica de Techint, ejerce el control, por lo que en los hechos ‘se compra la chapa a sí misma’. Techint aun siendo el dueño de la fábrica de la chapa y de todo el proceso de fabricación no llega a ser competitiva”, concluyeron.

, Redaccion EconoJournal

La empresa de servicios integrales en logística Andreani inauguró una nueva planta en la ciudad de Neuquén como parte de su plan de inversión en infraestructura para acompañar el desarrollo sostenido de Vaca Muerta y la creciente demanda logística de la industria de oil & gas.

La nueva planta de Andreani está ubicada sobre la Ruta de Circunvalación Neuquén–Plottier, en el kilómetros 1.458 y cuenta con 3.000 metros cuadrados (m²) cubiertos. Fue diseñada específicamente para el movimiento de grandes volúmenes, triplicando la capacidad de almacenamiento previa de la compañía en la región.

En paralelo, Andreani continuará operando el depósito que posee sobre la misma traza, a 700 metros de distancia, fortaleciendo así la cadena de valor logística con una mirada sostenible y de largo plazo, según precisó la compañía.

Infraestructura

La nueva infraestructura permite potenciar una oferta de servicios clave para las operaciones en Vaca Muerta, entre los que se destacan:

● Almacén de última milla (WH), orientado al almacenamiento, preparación y entrega de productos en modalidad same day y next day para operaciones en la cuenca.

● Hub de recepción de proveedores, que permite recibir mercadería de la industria, consolidar cargas y distribuirlas de manera eficiente hacia yacimientos y operaciones.

● Servicios on call y de última milla en yacimiento, destinados al movimiento de equipos, insumos y componentes críticos dentro de las áreas operativas.

● Servicio de paquetería, enfocado en el envío de materiales no estratégicos hacia las operaciones de Vaca Muerta.

Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani, afirmó que “en operaciones como Vaca Muerta, la eficiencia no se logra solo moviendo materiales, sino gestionándolos con inteligencia. La trazabilidad en tiempo real, apoyada en tecnología y procesos integrados, nos permite optimizar inventarios, reducir tiempos muertos y generar ahorros concretos para la industria”.

Y añadió que “nuestro rol como operador logístico es administrar flujos de punta a punta: desde el origen del material hasta su entrega en el pozo, eliminando intermediaciones innecesarias y garantizando control, velocidad y previsibilidad en cada etapa”.

Andreani incorporó unidades específicas para la industria, como chasis y semirremolques diseñados para la cuenca, además de servicios especializados para el traslado de componentes sobredimensionados, válvulas de gran porte y equipos de pulling, garantizando que la maquinaria llegue al pozo en el momento exacto.

La compañía también destacó “el impacto positivo que este tipo de soluciones tiene sobre las pymes proveedoras de servicios, que muchas veces no cuentan con la escala necesaria para montar su propia estructura logística en la región. A través de depósitos estratégicos y una red de distribución compartida, pueden acceder a estándares de alta eficiencia y competir en igualdad de condiciones”.

“Pensada con una mirada de largo plazo, esta inversión busca sentar las bases de una logística preparada para el próximo salto productivo de Vaca Muerta, donde la anticipación, la integración de procesos y la eficiencia serán claves para sostener el crecimiento”, enfatizaron desde Andreani.

, Redaccion EconoJournal

Southern Energy (SESA), el consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) e integrado también por YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar, decidió adjudicar la provisión de caños para su proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) frente a las costas de Río Negro a la empresa india Welspun, uno de los principales jugadores del mercado siderúrgico global, tal como adelantó La Nación este domingo.

EconoJournal consultó a más de cinco fuentes privadas para poder reconstruir temporalmente el curso de acontecimientos que propiciaron una decisión que no tiene antecedentes en el plano local. La compañía asiática presentó el precio más bajo — US$ 203 millones— para suministrar los tubos con costura que permitirán construir un gasoducto dedicado a la exportación de GNL en el Golfo San Matías. Se impuso a otras cinco ofertas: cuatro de compañías chinas y a una de Tenaris, empresa siderúrgica del Grupo Techint y única fabricante local de los tubos para la industria de Oil&Gas.

La medida se tomó el 23 de diciembre. Ese mismo día, uno de los socios de SESA planteó de manera verbal en el Directorio la moción de otorgarle a Tenaris la posibilidad de igualar la oferta recibida por la compañía india; es decir, ofrecerle una especie de ‘right to match’ (derecho de igualación) para desempatar a su favor la compulsa.

A la hora de votar, YPF, que posee un 25% del capital accionario de SESA, y Pampa Energía, que explica otro 20%, estuvieron a favor de hacer lugar al planteo de la compañía de Techint.   

Pero los otros tres socios, PAE, Harbour Energy y Golar, que en conjunto agrupan un 55% del paquete accionario y lograron la mayoría, le cerraron la puerta a esa posibilidad. Ni bien se descartó esa moción, se procedió a aceptar la propuesta de Welspun. En esa instancia, los cinco socios de Southern Energy avalaron por unanimidad esa determinación. Y ese mismo día se notificó oficialmente a Wespun y se firmó el contrato comercial correspondiente.

Tiempo extra

Cuando parecía que el proceso ya estaba finalizado, Tenaris intentó dos jugadas en tiempo de descuento para no perder la provisión de caños; algo que no tiene antecedentes en los más de 70 años de Techint en el país. De las seis ofertas que recibió SESA, la empresa del holding que encabeza Paolo Rocca había quedado en último lugar, por detrás de Welspun y de las cuatro compañías chinas.

La diferencia de precios entre los oferentes fue significativa. En la ronda final de propuestas (existieron dos llamados, uno inicial y un segundo de mejora de oferta), Tenaris cotizó los caños a un precio cercano a los US$ 280 millones; casi un 40% más caro que la de Welspun. El 24 de diciembre, un día después de que se firmara el contrato con la empresa india, la empresa presentó a Southern Energy una propuesta comercial más competitiva, con una reducción de cerca de US$ 30 millones de su oferta inicial.

Si se aplicaran aranceles del 12,5% a la importación de los caños desde Asia —algo que en el fino no está precisado porque el RIGI abre la puerta a recibir exenciones impositivas por la importación de bienes de capital para proyectos como el de SESA que están aprobados bajo el paraguas del nuevo régimen de incentivos— , la brecha entre los oferentes se reduciría al 20-25%, una distancia todavía considerable. Por eso, el 30 de diciembre, SESA le informó a Tenaris que su oferta, aún con la mejora, no resultaba ser la más competitiva.

Aunque los plazos formales del proceso estaban agotados, Tenaris realizó un intento más y el 6 de enero —dos semanas después de la adjudicación de la licitación—decidió presentar oficialmente el pedido de ‘right to match’ en el directorio de SESA, ya no a través de un socio del consorcio, sino en forma directa con una propuesta por escrito.

Pero un día más tarde, el 7 de enero, el Directorio de Southern Energy volvió a cerrarle la puerta y le comunicó que su presentación era incompatible con la integridad de un proceso licitatorio que “debe garantizar igualdad de posibilidades para todos sus participantes”.

Un intento más

Esa alternativa implicaba —según plantearon allegados a SESA— jugar al límite legal dado que Welspun ya había sido notificado oficialmente de su victoria y podía alegar derechos adquiridos si le retiraban el contrato. Otras fuentes consultadas indicaron, en cambio, que este tipo de negociaciones de último minuto son relativamente normales en procesos licitatorios como este, a fin de conseguir los mejores precios para quien contrata.   

De poco importa porque la historia ya está escrita, pero es probable que si la presentación de Tenaris hubiese llegado antes de tiempo, cuando el directorio de Southern Energy aún no había validado la propuesta de Welspun, el desenlace habría sido diferente. “Cuando la adjudicación ya estaba definida, Tenaris propuso primero bajar el precio de los caños a unos US$ 250 millones y después, al final, directamente planteó que estaba dispuesta a igualar la oferta de los indios (sic) con tal de no perder el contrato. Pero algunos socios consideraron que era muy riesgoso en términos legales cambiar de proveedor por fuera de los plazos establecidos, por lo que votaron en contra”, reconstruyó bajo pedido de reserva de nombre un alto directivo de la industria de hidrocarburos.

Lo que sigue para el proyecto de GNL de Southern Energy es la contratación de la empresa que estará a cargo de la construcción del gasoducto desde Vaca Muerta hasta las costas de Río Negro. La licitación ya está en la calle y se espera que el ganador se conozca antes de abril.

, Nicolas Gandini

La gerencia encargada de ejecutar la extensión de vida de Atucha I, una de las tres centrales nucleares que tiene el país, notificó este mes que los cambios en la política de compras están retrasando la ejecución de la obra, que debería estar lista en marzo de 2027. Las modificaciones habían sido promovidas por dos gerentes que respondían al presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, y que el miércoles pasado fueron desplazados por una denuncia por presuntos sobreprecios.

Los cambios en la política de compras los impulsó la gerencia de Coordinación Administrativa, comandada por Hernán Pantuso, y la gerencia general, a cargo de Marcelo Famá, quienes ingresaron en la empresa con el recambio de directorio de abril que marcó el desembarco de Reidel como presidente de Nucleoeléctrica.

Pantuso y Famá buscó centralizar las compras para las centrales nucleares a través de la gerencia de Abastecimiento y Contrataciones, de forma tal de realizar agrupamientos de compras de insumos, buscando una mayor eficiencia y mejores precios en las licitaciones.

Sin embargo, los resultados inmediatos de quitarle a las centrales nucleares la gestión de sus compras no fueron positivos. Concretamente, la cantidad de comprobantes (obligaciones) sin pagar por insumos y servicios contratados a proveedores nacionales se disparó a partir de junio pasado, evidenciando crecientes demoras tanto en los pagos como en la recepción de los bienes y servicios, según pudo saber EconoJournal.

En octubre de 2024 no se registraron comprobantes sin pagar, mientras que un año más tarde, en octubre de 2025, se contabilizaron 205 comprobantes sin pagar. El pico máximo de 2025 se registró en julio con 420 comprobantes sin pagar.

Distinto es el caso de las obligaciones con proveedores extranjeros, que mostraron una evolución favorable, con apenas 39 contratos pendientes de pago contabilizados en octubre pasado.

En la empresa se reconoce que muchos componentes y servicios que se deben importar para la extensión de vida recién se pudieron destrabar con la flexibilización de los controles de cambio en los últimos dos años. “La gestión de compras externas era difícil con el gobierno anterior y el torniquete”, explicó una fuente.

Atucha I: la advertencia sobre la política de compras

La evolución en los comprobantes sin pagar vista por este medio explica la preocupación que comenzó a correr dentro de las gerencias de Operaciones y de Proyectos y que finalmente devino en una interna feroz con la línea política de la empresa.

Fuentes dentro de la compañía comentaron a EconoJournal la existencia de una nota que la gerencia del proyecto de extensión de vida de Atucha I remitió en enero de este año a las gerencias de Proyectos y de Operaciones.

La notificación señala que cambios puntuales en los procesos de compra introducidos en 2025 impactaron de forma negativa en la ejecución del proyecto, al forzar al personal técnico avocado al mismo a dedicar más tiempo en nuevas gestiones relacionadas con las compras.

Según una de las fuentes, en uno de los pasajes de la nota se hace saber que los cambios en los procesos de compras “incidieron en los plazos, la coordinación y comunicación inter-áreas y la eficiencia general de la gestión, recargando a los equipos técnicos, limitados en recursos de personal, quienes deben dedicar más tiempo en estas gestiones”.

Por otro lado, en la empresa también se comentan posibles dificultades para cumplir con la parada programada de Atucha II, que comienza el día 14 de marzo y debería durar 63 días.

“Hay contratos de servicios de mantenimiento a empresas extranjeras y componentes específicos nucleares que revisten demoras, dado que la gestión de compra en el último tiempo priorizaba las cosas triviales, como limpieza, parquizado y transporte”, relató una fuente.

La revisión corporativa que agudizó la tensión

Durante varios meses las diferencias entre la línea política y la línea profesional en torno a la política de compras no pasaron de ser discusiones internas. Sin embargo, la interna detonó en diciembre con la revisión independiente que se realiza todos los años en Nucleoeléctrica.

El subgerente de producción en Atucha I y II, Martín Reina, y el jefe del Departamento de Asistencia de Producción, Gabriel Blejer, asistieron a pedido del Área de Supervisión Independiente de la empresa en la realización de la revisión corporativa del 2025.

La revisión corporativa es un procedimiento anual en el que personal del Área de Supervisión Independiente evalúa los procesos y actividades de planta, corporativos y de soporte, y el comportamiento del personal, de forma tal de identificar problemáticas y corregirlas. Se trata de un procedimiento que está en línea con las mejores prácticas promovidas por la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO).

El procedimiento consiste de entrevistas a personal de la empresa para consultar sobre temas de interés previamente definidos entre la Gerencia Planeamiento Estratégico y dicha área. El contenido de las entrevistas luego queda plasmado en un informe final.

La política de compras formaba parte de los temas relevados en las entrevistas. Reina y Blejer colaboraron con el área de Revisión Independiente en la confección y realización de las mismas.

De acuerdo con las fuentes consultadas, un reporte preliminar con respuestas de empleados de la empresa habría molestado a Pantuso, quien a comienzos de diciembre ordenó los despidos de Reina y Blejer y la apertura de un sumario contra los dos.

Sin embargo, la reacción negativa dentro de la compañía los llevó a frenar los despidos. El gerente de Sitio de Atucha I y II, Diego Garde, puso su renuncia a disposición, en abierto rechazo a la decisión tomada por Pantuso y validada por Famá. De todas formas, el sumario contra Blejer y Reina continúa abierto. Por otro lado, el informe final de la revisión independiente anual quedó en un limbo.

El episodio tensionó como nunca antes la convivencia interna en la empresa. “Nunca pasó algo así. Esto quiebra la cultura organizacional de la empresa, que se funda en la transparencia y confianza”, explicó una fuente.

La remoción de los gerentes en Nucleoelećtrica

Finalmente, la interna y un presunto caso de sobreprecios terminó detonando la salida de Famá y Pantuso de sus cargos. El directorio de la empresa resolvió la semana pasada por tres votos contra dos removerlos de sus cargos debido a una denuncia interna promovida desde el Comité de Integridad de la compañía que los vincula en un presunto caso de direccionamiento a favor de una empresa en una licitación de limpieza.

El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, votó en contra de la remoción de los gerentes, y Diego Chaher, integrante del directorio, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, lo hizo a favor. Además de su remoción se les abrió un sumario para investigar la denuncia interna.

La propuesta de tratar en reunión de directorio la remoción o continuidad de los gerentes fue realizada por el vicepresidente de la empresa, Germán Guido Lavalle, quien continúa en el directorio en representación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). “(Guido Lavalle) el 9 de enero mandó un mail solicitando reunión para el 14, como Reidel estaba de vacaciones se fijó para el 21”, contó una fuente.

Famá y Pantuso ingresaron en la empresa cuando Reidel asumió la presidencia en abril de 2025. El primero es un doctor en física con pasos previos por INVAP, Grupo Techint, Arsat y la CNEA, mientras que el segundo es un licenciado en periodismo que tuvo un paso por la política bonaerense durante la gobernación de Daniel Scioli.

En la reunión de directorio también se resolvió designar como gerente general interino a Fernando Monserrat, un histórico de la empresa que ya ofició en ese cargo.

Atucha I: un liderazgo político experimentado para un proyecto complejo

El retorno de Monserrat a la gerencia general fue bien recibido dentro de la empresa. Las prioridades máximas para la línea profesional son la culminación de la extensión de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), dos proyectos que implican una inversión global de US$ 700 millones.

El primer proyecto, formalmente denominado como Parada Prolongada de Reacondicionamiento de Atucha I, busca extender la vida operativa de la central nuclear por al menos 20 años calendarios más, mientras que el almacenamiento en seco es clave para la continuidad operativa de Atucha II.

Atucha I salió de servicio en septiembre de 2024 y está programado que vuelva a operación en marzo de 2027, mientras que el ASECQ II debe entrar en funcionamiento durante 2027 para que Atucha II pueda seguir generando.

En la empresa confían en cumplir con los plazos establecidos en forma razonable, aunque también se reconoce que la extensión de Atucha I es un proyecto con desafíos técnicos únicos que complican el cumplimiento del plazo original.

Los diseños de Atucha I y II son únicos en el mundo. No existen otros reactores comerciales con la configuración de recipiente de presión, uranio natural y agua pesada, por lo que no hay antecedentes para un proyecto de este tipo.

Nucleoeléctrica tiene experiencia probaba con la extensión de vida de Embalse ejecutada durante la presidencia de Mauricio Macri y la culminación y puesta en marcha de Atucha II en la presidencia de Cristina Fernández de Kirchner.

La empresa lleva casi dos décadas planificando la extensión de vida de Atucha I. Para la ejecución del proyecto se conformó una gerencia específica que está ejecutando un plan con cinco líneas de trabajo que implican ejecutar 41 subproyectos indispensables, además de un total de 251 subproyectos no obligatorios para hacer más eficiente a la central.

Las fuentes consultadas no dudan sobre la capacidad técnica de concretar el proyecto en un plazo razonable, pero subrayan cierto desgaste por salida de personal de la empresa y pérdidas salariales. Un desgaste que se magnificó en el último año tras la designación del tercer directorio en la empresa en lo que va de la presidencia Milei.

“Estamos acostumbrados a los cambios de directorio y presidentes, pero el desgaste existe”, sintetizó una fuente.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía formalizó el nombramiento del Marcelo Alejandro Nachón al frente del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). La medida se oficializa luego de la salida de Carlos Casares, cuya renuncia se hizo efectiva el pasado 22 de enero.

Nachón es uno de los tres vocales que conforman la propuesta que el Gobierno nacional elevó al Senado para designar a las nuevas autoridades del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), el organismo unificado con el cual la actual gestión dará por finalizado el proceso de normalización de los entes de contralor y regulación del sector energético.

La llegada de Nachón ocurre en ese contexto de transición, mientras avanza el proceso de conformación del nuevo Ente creado bajo la Ley de Bases. Según la normativa vigente, el mandato en el Enargas se extenderá hasta el 9 de julio de 2026 o hasta que se constituya formalmente el directorio del nuevo organismo unificado.

Los antecedentes de Marcelo Nachón

Nachón es licenciado en Economía, posee experiencia en el sector hidrocarburífero y de regulación energética. Previo a este nombramiento, se desempeñó desde julio de 2024 como integrante del Consejo Asesor del Enargas. En ese rol, participó en la elaboración de marcos normativos y en procesos estratégicos como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la revisión tarifaria quinquenal.

Su carrera incluye más de 16 años en la compañía Wintershall Dea Argentina, donde ejerció funciones de responsabilidad en temas regulatorios y contractuales, representando a la firma en negociaciones tanto en la Argentina como a nivel regional.

Asimismo, Nachón cuenta con antecedentes en la gestión pública: entre 2004 y 2007 ocupó el cargo de director nacional de Economía de los Hidrocarburos dentro de la Secretaría de Energía.

Desde el Gobierno nacional señalaron que su designación busca garantizar la continuidad institucional y el funcionamiento operativo del sistema gasífero durante esta etapa. El economista ya fue evaluado y avalado por el comité de selección para integrar el futuro directorio unificado, proceso que se encuentra en su etapa final de conclusión.

Con este cambio de autoridades, Nachón asumirá las facultades de gobierno y administración establecidas por la Ley 24.076, en un período marcado por la prórroga de la emergencia energética y la reconfiguración del sistema de transporte de gas en el país.

, Redacción EconoJournal

El Gobierno aprobó este lunes la puesta en marcha de un Precio Anual Uniforme del servicio de gas natural con el objetivo de suavizar el impacto en el bolsillo de los usuarios durante los meses de mayor consumo.

El precio del gas que se trasladada a la tarifa ha tenido históricamente un componente estacional. Por lo tanto, es más caro en los períodos de temperaturas frías, lo cual sumado al mayor consumo que se registra en esos meses del invierno, deriva en aumentos significativos.

El cambio que introdujo ahora el gobierno, a través del decreto 26/2026, prevé que el valor del metro cúbico será constante a lo largo del año.

Se aplana el precio del gas

Al «aplanar» la curva de precios, los usuarios tendrán facturas más parejas, facilitando la planificación de los gastos familiares y evitando sobresaltos financieros en invierno.

La Secretaría de Energía aclaró que esto no implica una modificación de los contratos ni del Plan Gas, se preserva la cadena de pagos del sector y se mantiene la señal de precio del gas.

El Estado actuará como un «amortiguador» financiero: seguirá pagando a las productoras el precio estacional correspondiente (más alto en invierno), pero cobrará a los usuarios un precio promedio anualizado. Las diferencias que surjan entre el precio real de mercado y el precio uniforme que paga el usuario serán compensadas por el Estado Nacional, asegurando que no se corte la cadena de pagos del sector.

“El diferencial que surja entre el Precio Anual Uniforme definido por la Autoridad de Aplicación en el marco del Plan Gas Ar y el Precio de Mercado resultante de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional, cualquiera sea su signo, positivo o negativo, estará a cargo del Estado Nacional, o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda”, aclara el decreto en su artículo 1 que sustituye el punto 13 del Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028 aprobado por el artículo 2 del decreto 892 de noviembre de 2020.

La Secretaría de Energía deberá publicar en los próximos días los cuadros con los nuevos valores anualizados que regirán para este ciclo 2026.

, Redaccion EconoJournal

Entre el 26 y el 30 de diciembre del año pasado y desde la Posta de Inflamables N°3 de Puerto Galván, el buque tanque VS Pride cargó aproximadamente 71.000 metros cúbicos de crudo con destino a Estados Unidos haciendo uso del sistema logístico de la Refinería Bahía Blanca y el Oleoducto Derivación, recientemente incorporado al esquema de transporte de la región.

La operación tuvo como eje central la utilización de este nuevo ducto, desarrollado por Trafigura junto con la operadora del sistema troncal Oldelval. La infraestructura permite la conexión directa entre el sistema de transporte principal y la posta de carga en Puerto Galván, lo que reduce restricciones operativas y amplía la capacidad disponible para las exportaciones.

Oleoducto Derivación y el fortalecimiento del perfil exportador de Vaca Muerta 

De acuerdo con la información difundida por los operadores, la conexión directa con el oleoducto troncal facilitó una carga más ágil del VS Pride, un buque de 228 metros de eslora. La coordinación entre la Refinería Bahía Blanca y el consorcio de Puerto Rosales permitió integrar la producción proveniente de la Cuenca Neuquina con el circuito portuario de salida al mercado internacional.

El Oleoducto Derivación fue inaugurado a comienzos de noviembre de 2025 y se presenta como una vía complementaria dentro del sistema nacional de transporte de crudo. Su incorporación apunta a mejorar la flexibilidad operativa y a acompañar el incremento del perfil exportador de la producción de Vaca Muerta.

La nueva infraestructura cuenta con un diámetro de 14 pulgadas y una extensión aproximada de 11 kilómetros. Conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la Refinería Bahía Blanca. La inversión informada para su ejecución superó los 30 millones de dólares y, según los responsables del proyecto, se llevó adelante bajo estándares técnicos, de seguridad y ambientales alineados con las prácticas del sector.

La reciente exportación se enmarca en un contexto de ampliación de la capacidad logística para el transporte y la salida de crudo desde la Cuenca Neuquina, en un momento en el que los operadores buscan optimizar los cuellos de botella en la infraestructura y sostener el crecimiento de los volúmenes destinados a los mercados externos.

, Redaccion EconoJournal

El proyecto de litio Hombre Muerto Oeste (HMW, por sus siglas en inglés) de la minera australiana Galan Lithium comenzará la producción en el primer semestre del año, según informó la compañía en un comunicado. El proyecto está ubicado en Catamarca y tiene la adhesión aprobada al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) por una inversión de US$ 217 millones y se convertiría en el octavo desarrollo de litio que entra en producción en el país.

Ubicado en el Salar del Hombre Muerto, donde se encuentran otros desarrollos importantes de litio, HMW es el segundo proyecto de litio aprobado del RIGI luego de Rincón de la minera Río Tinto, que planea invertir US$ 2.700 millones en Salta.

El inicio de producción del proyecto de Galan Lithium coincide con un repunte del precio a nivel internacional, ya que en los últimos días la tonelada acaba de superar los 20.000 dólares, el doble que en enero del año pasado. La producción de la fase 1 sólo requerirá seis pozos, pero precisará un total de 23 pozos de producción sumando las fases 1 y 2.

Según el informe de actividades que la empresa dio a conocer, que abarca hasta diciembre de 2025, logró avances significativos en la etapa de construcción de la fase 1 del proyecto. “Los tanques de evaporación 4 y 5 se han mejorado y revestido para soportar una tasa de producción de 4.000 toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE)”, indicó Galan Lithium, que analiza ampliar la capacidad de la primer fase a 5.400 toneladas anuales, según el Estudio de Factibilidad Definitivo.

Cómo avanza la construcción del proyecto de litio

La nano-planta de filtración que utilizará el proyecto en la fase 1 se ensambló y probó en Sídney y se espera que llegue en contenedores al país en los próximos días. “Se ha ordenado infraestructura clave, incluido el suministro de energía y las bombas, de acuerdo con los plazos y el presupuesto del proyecto”, explicó la minera australiana.

El proyecto generará un concentrado de cloruro de litio de alta calidad con un 6% de contenido de litio, equivalente a 13% de Li2O o 32% de Carbonato de Litio Equivalente (LCE).

Galan Lithium restauró dos estanques de evaporación que utilizará en la primera etapa de producción. También instaló los revestimientos de estos estanques. En la actualidad la empresa está realizando obras para subdividir los estanques de evaporación donde producirá cloruro de litio.

El director de Galán Lithium, Juan Pablo Vargas de la Vega, destacó que “el sólido progreso en Hombre Muerto West continúa reflejando el fuerte compromiso y trabajo en equipo y con nuestros contratistas y socios en Authium Ltd., completando el ensamblaje y las pruebas de la nano-planta de filtración. El avance de las obras en HMW son hitos importantes a medida que nos acercamos a la primera producción. Estamos en transición entre la fase final de construcción y puesta en marcha”, concluyó.

, Roberto Bellato

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, formalizaron este viernes el acta acuerdo que establece las bases de cooperación institucional y el régimen fiscal que regirá en territorio rionegrino la ejecución del megaproyecto exportador de Vaca Muerta denominado Argentina LNG.

El acuerdo estipula un marco de estabilidad fiscal y regulatoria por un plazo de 30 años. Esta medida funciona de manera complementaria al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), blindando el desarrollo ante eventuales cambios en la matriz impositiva o normativa de la jurisdicción local.

El proyecto Argentina LNG es una iniciativa que en su primera etapa YPF lleva adelante con sus socios internacionales la italiana ENI, y la emiratí Adnoc, que prevé una producción neta de hasta 12 millones de toneladas año (MTPA) de GNL. Una segunda fase esta pendiente de resolución tras la salida de Shell del entendimiento inicial para sumar otros 6 MTPA.

La petrolera y la provincia de Río Negro informaron que, además del marco fiscal, el acta incorpora un Programa de Formación Técnico-Profesional destinado a fortalecer las capacidades locales y promover el empleo en la zona, que será desarrollado en conjunto con la Fundación YPF e instituciones educativas de la zona de influencia del proyecto.

El acuerdo tiene como antecedente otro similar que la provincia firmó a mediados de 2025 con el consorcio VMOS para el proyecto exportador de petróleo, también desde las costas rionegrinas, y de las expresiones del gobernador rionegrino que en septiembre comprometió refrendar los acuerdos mediante una ley de la Legislatura provincial.

De la misma manera, el documento firmado será remitido por el Ejecutivo provincial a la Legislatura de Río Negro, para su ratificación. Lo que se estima ocurrirá en las próximas semanas.

Los pasos del Argentina LNG, el proyecto exportador de Vaca Muerta

Para el management de YPF, la viabilidad del proyecto Argentina LNG dependía de tres condiciones críticas que debían ir alcanzándose para ratificar el entendimiento inicial con ENI y Adnoc, tal como recordaron voceros de la petrolera nacional tras la firma del acuerdo de esta tarde.

El primero de los hitos consistió en asegurar la titularidad de las áreas no convencionales mediante el swap con Pluspetrol, lo que permite integrar los socios internacionales en el segmento upstream y sumar bloques de gas húmedo para optimizar la producción de líquidos. Para esto, YPF se hizo con el 50% de las participaciones de las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas.

El segundo pilar se consolidó con el acuerdo de estabilidad fiscal por 30 años en Río Negro acanzado hoy que, entre otras cuestiones, contempla una Contribución por Aporte Comunitario a favor de la provincia, que se traducirá en inversiones anuales destinadas a seguridad, salud y obras que beneficien directamente a la comunidad rionegrina.

Por delante sólo resta lograr la ratificación de la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en el ámbito nacional que ofrecerá beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios que hacen viable la economía del proyecto, lo que acercará de forma definitiva a la firma definitiva con XRG, el brazo financiero de Adnoc.

Previsibilidad técnica y fiscal por tres décadas

El acuerdo firmado este viernes establece un marco de estabilidad política, económica y fiscal que otorga previsibilidad a la mayor inversión extranjera prevista en la Argentina, centrada en la exportación de hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL desde el Golfo San Matías.

Entre los compromisos específicos, y más allá de la Contribución por Aporte Comunitario a favor de la provincia de Río Negro, el convenio garantiza la puesta en marcha de un Programa de Formación Técnico-Profesional coordinado entre la compañía, la Fundación YPF e instituciones educativas rionegrinas.

Esta iniciativa tiene como objetivo la capacitación de recursos humanos locales para cubrir los perfiles técnicos necesarios en la cadena de valor del GNL, asegurando que la demanda de empleo —estimada en 30.000 puestos directos e indirectos durante la construcción y operación— sea satisfecha por trabajadores de la zona de influencia del proyecto.

Finalmente, atendiendo otra preocupación de la provincia ante el desarrollo de los proyectos hidrocarburíferos, se plantea un marco de convivencia necesario, mediante la definición de estándares de fiscalización ambiental y control que eviten la judicialización de las operaciones.

Así será la operatoria del Proyecto Argentina LNG

El complejo industrial del Proyecto Argentina LNG incluirá la totalidad de las instalaciones necesarias para que el gas natural licuado esté en condiciones de ser exportado. El esquema contempla una Planta de Tratamiento de Gas en tierra y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que estarán ubicadas en el Golfo San Matías.

Las dos unidades FLNG estarán emplazadas mar adentro, a una profundidad aproximada de 40 metros y a una distancia cercana a los 7 kilómetros de la línea de costa. Cada unidad contará con una capacidad de producción de 6 millones de toneladas por año y estará diseñada para licuar, almacenar y exportar GNL, requiriendo únicamente un pretratamiento mínimo a bordo.

En conjunto, dispondrán de una capacidad total de almacenamiento de aproximadamente 270.000 metros cúbicos y operarán con sistemas de amarre submarino de diseño flexible.

La exportación se realizará mediante la transferencia de GNL a buques metaneros de entre 140.000 y 215.000 metros cúbicos, en modalidad side-by-side. Para estas operaciones se prevé la utilización de infraestructura portuaria destinada a maniobras marítimas, soporte logístico, mantenimiento, áreas de almacenamiento e instalaciones de respuesta ante emergencias, conforme a un estudio logístico integrado.

En términos de capacidad, el proyecto prevé una producción neta que equivale a una demanda promedio de alrededor de 45 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Para abastecer este volumen, se estima una extracción superior a los 56 millones de metros cúbicos diarios, destinados a la exportación.

, Ignacio Ortiz

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) avanzará con una licitación nacional e internacional para concesionar la operación y mantenimiento de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) en Neuquén.

La empresa que se quede con la concesión deberá invertir en la reactivación de la planta, según pudo saber EconoJournal. La inversión necesaria está en el orden de las decenas de millones de dólares, en un activo que despierta interés entre empresas de Canadá y Europa.

La decisión de avanzar con una licitación llega tras la caída del contrato de conservación de la PIAP entre la CNEA y la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), vigente desde 2017 y que fue extendido hasta octubre de 2025. Tampoco hay en la actualidad un contrato de concesión.

La planta fue desactivada en 2017 por la falta de demanda de agua pesada para nuevas centrales nucleares en el país y el mundo. La CNEA cubrió la totalidad de las necesidades operativas de la conservación de la planta desde entonces, incluyendo el pago de salarios, insumos, energía eléctrica, gas natural, mantenimiento, laboratorios y cargas impositivas.

La institución científica nuclear es la propietaria de la planta, mientras que ENSI es una empresa conjunta creada entre la CNEA y la provincia de Neuquén para operar, mantener y gestionar el activo.

La CNEA cambia de estrategia para reactivar la planta de agua pesada

En concreto, la CNEA estaría avanzando en un cambio de estrategia para reactivar la Planta Industrial de Agua Pesada, ya vencidos los contratos de concesión y de conservación.

El anterior presidente de la institución, Germán Guido Lavalle, estuvo negociando con la provincia de Neuquén para ceder la participación accionaria de la CNEA en ENSI y ceder las instalaciones por un período mínimo de 25 años a la provincia de Neuquén, a cambio del pago de un canon a la CNEA, según lo informado en octubre por EconoJournal.

La intención era dar a la provincia de Neuquén mayor libertad para negociar con potenciales clientes la reactivación de la planta a partir de la firma de contratos de producción y venta de agua pesada. Bajo ese esquema la CNEA seguiría siendo la propietaria de la planta, además de recuperar know-how tecnológico y operativo de la misma.

En cambio, las nuevas autoridades en el área nuclear impulsan una compulsa abierta nacional e internacional para otorgar un nuevo contrato de concesión, que en los hechos obligaría a la provincia de Neuquén a invertir en la reactivación de la planta.

El pago de un canon a la CNEA

El ganador deberá invertir en el revamping de la planta, asumir todos los costos operativos y pagarle a la CNEA un canon de alrededor de 8 millones de dólares por año por el usufructo de la instalación.

“Con ese canon en realidad la CNEA estaría ganando 20 millones, porque dejará de gastar los 12 millones actuales por el OPEX de la planta”, explicó una fuente con conocimiento de la operación de la PIAP.

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y el presidente de la CNEA, Martín Porro, viajaron este viernes a Neuquén a visitar la PIAP en Arroyito.

Por otro lado, fuentes dentro de la CNEA afirman que existe una discrepancia con ENSI por facturas cercanas a los 5000 millones de pesos. ENSI le habría facturado a la institución cerca de 32.000 millones de pesos entre 2023 y 2025.

La CNEA habría pagado pagado prácticamente el total, aunque la nueva presidencia y la secretaria estarían poniendo la lupa en facturas por gastos por 5000 millones. “Las rendiciones de cuentas no están debidamente justificadas”, explicó una de las fuentes.

Ante una consulta de Econojournal, desde la gobernación neuquina afirmaron que los gastos remitidos por el mantenimiento y conservación de la planta fueron auditados por la CNEA y externamente.

Empresas de Canadá y Europa muestran interés en la PIAP

La gobernación de Rolando Figueroa busca reactivar la producción de la PIAP a partir de la firma de contratos entre ENSI y clientes internacionales de agua pesada.

Con ese objetivo fue que la provincia de Neuquén realizó una convocatoria internacional para sonder el interés del mercado a través de cartas de intención, obteniendo respuesta afirmativa de al menos cinco empresas, según lo publicado en su momento por Diario Río Negro. Algunas de las compañías que fueron sondeadas son Isowater, Candu Energy, Wuhan Spectral, Isotope Technology y Merk.

EconoJournal supo que el gigante químico alemán Linde se contactó con la CNEA y ofreció financiamiento para reactivar la PIAP y comprar la producción completa durante al menos cinco años, aunque pidió garantías de la provincia de Neuquén o del gobierno nacional.

«Pidieron garantías de producción, considerando la incertidumbre del proyecto de puesta en marcha de una planta parada por 8 años con tecnología única», explicó una fuente.

Agua pesada

La PIAP en Arroyito fue construida para proveer agua pesada para las centrales nucleares argentinas, las cuales utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante.

La planta fue diseñada pensando en potenciales ampliaciones del parque nuclear argentino, por lo que cuenta con dos líneas de producción nominal de 100 toneladas anuales cada una.

El diseño de esa capacidad en dos líneas condicionó la economía de la planta desde su inicio de operación en 1993, en la medida que no había demanda en el mundo para volúmenes tan altos.

Sin embargo, esta situación comenzó a cambiar en los últimos años con la aparición de nuevas demandas industriales de agua pesada y la expectativa de construcción de nuevas centrales uranio natural y agua pesada en Canadá y otros países.

La canadiense Candu Energy fue hasta ahora la empresa más activamente interesada en rubricar acuerdos por la PIAP con CNEA. Las partes firmaron el año pasado un memorando (MoU) según el cual Candu Energy asegurará el financiamiento para reactivar la planta.

A cambio, la CNEA pagaría con la producción y entrega del agua pesada, según informó este medio en su momento. Sin embargo, hasta el momento no se dieron pasos concretos en esa dirección.

, Nicolás Deza

La petrolera argentina Pluspetrol concretó este jueves la venta de sus activos en tres áreas mediante un swap con YPF que le habilitó el ingreso a La Escalonada y Rincón de las Ceniza como parte de su estrategia corporativa que implica concentrarse en la producción de crudo y apalancar un ambicioso proyecto que necesita la Cuenca Neuquina: el Vaca Muerta Liquids. Se trata de una planta de procesamiento de líquidos de gas natural, o NGLs por sus siglas en inglés, para exportación.

Fuentes de la compañía confirmaron a EconoJournal que el proyecto se encuentra en una fase inicial y que el objetivo es participar en partes iguales con YPF, atado a la Decisión Final de Inversión (FID). Posteriormente, permitiría el ingreso de compañías norteamericanas y otras interesadas: “Es un proyecto que requiere de una estructura de financiamiento de gran envergadura. Estimamos que en un principio la producción saldrá de los bloques en asociación con YPF”, aseguraron.

Para concretar este desarrollo, la petrolera estima que se necesitarán unos US$ 2.000 millones de inversión que permitirían construir una planta y un poliducto para evacuar los líquidos hacia el Océano Atlántico.

La jugada por los gases líquidos en Vaca Muerta

Tras adquirir los activos de ExxonMobil en 2024, Pluspetrol decidió enfocarse en los desarrollos de La Calera y Bajo del Choique-La Invernada. Posteriormente, inició un proceso que implicó la venta de Los Toldos II Oeste a la petrolera estadounidense Continental Resources y tantear también en el mercado el interés por Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur.

La gran cantidad de gases líquidos que surgen en Vaca Muerta, y que incluyen productos como propano, butano y gasolina, abrió la posibilidad de ampliar el negocio de la venta de estos hidrocarburos mediante un proyecto que permita su elaboración y posterior exportación.

Según estimaciones de la propia compañía, si la Cuenca alcanzara los 100 millones de metros cúbicos de gas rico -incluyendo el gas asociado y el de áreas como La Calera-, se podrían producir 12 millones de toneladas por año de hidrocarburos licuables, que se traducirían en unos US$ 5.000 millones por año en facturación.

Con este objetivo en la mira, Pluspetrol decidió desprenderse de su participación en Las Tacanas, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza, tres bloques principalmente productores de gas y que YPF sondeaba para apalancar inversiones en el marco del proyecto Argentina LNG.

Al incorporarse a Rincón de la Ceniza y La Escalonada, Pluspetrol alineó junto con La Calera su estrategia para producir esos gases líquidos. “Los NGLs se venden entre diez y doce dólares porque ya se trata de insumos petroquímicos que tienen alta demanda internacional”, había dicho Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol, en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

Fuentes consultadas también aseguraron que el proyecto de Vaca Muerta Liquids buscará adherirse a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Si bien en un principio se había planteado iniciar los primeros trabajos en 2026, con el objetivo de completar el desarrollo para el año 2029, indicaron que actualmente está en una “fase embrionaria”.

, Laura Hevia

GeoPark, la compañía energética independiente con operaciones en América Latina, produjo 28.351 barriles equivalentes de petróleo por día durante el cuarto trimestre del año pasado, un 1% más que en trimestre anterior, reflejando estabilidad en los activos operados y no operados, además del aporte inicial de los bloques recientemente integrados en Vaca Muerta.

En paralelo, GeoPark puso en marcha un proyecto de inyección de polímeros en el bloque Llanos 34, en Colombia. Se trata de una iniciativa orientada a fortalecer la recuperación secundaria en uno de sus campos estratégicos.

Durante el año, GeoPark operó con seis equipos de perforación activos —tres de perforación y tres de workover— y completó 16 pozos, en línea con su plan de desarrollo en Colombia y su fase de transición operativa en la Argentina.

La integración de GeoPark en Vaca Muerta

En Vaca Muerta, GeoPark completó de manera anticipada y sin incidentes la toma de control operativo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste el 16 de octubre de 2025. La producción promedio del cuarto trimestre fue de 1.234 boepd brutos, con un aumento asociado principalmente a las mejoras en el bloque Loma Jarillosa Este, donde se registró un incremento promedio del 25% en la producción tras la instalación de sistemas de levantamiento artificial en tres pozos del Pad 1020.

La compañía también inauguró su oficina operativa en Neuquén, consolidando su presencia local y fortaleciendo la coordinación con contratistas y autoridades regulatorias. En la actualidad, cerca del 90% del personal operativo está conformado por profesionales locales con experiencia en Vaca Muerta.

En tanto, en diciembre pasado, GeoPark concretó la desinversión de los bloques Espejo y Perico en Ecuador, y completó la transferencia del campo de gas Manatí en Brasil, operación que dejó a la compañía sin participación en ese activo. Los trámites administrativos finales están previstos para el primer trimestre de 2026.

GeoPark en Colombia: Llanos 34 y CPO-5

Uno de los hitos del cierre de 2025 fue el inicio del Proyecto de Inyección de Polímeros en el bloque Llanos 34, operado por GeoPark con una participación del 45%. El proyecto comenzó el 26 de diciembre, con la puesta en marcha de dos pozos inyectores en el área Tigui.

En el cuarto trimestre, el bloque registró una producción promedio de 16.137 boepd netos, afectada por la declinación natural y eventos operativos, como tareas de mantenimiento y restricciones por calidad de agua.

Los proyectos de inyección de agua aportaron cerca del 18% de la producción bruta, mientras que una campaña de workover en 28 pozos sumó más de 3.200 boepd brutos y permitió reducir la producción de agua en aproximadamente 25.200 barriles por día.

En el bloque CPO-5, también en Colombia y donde GeoPark posee una participación del 30%, la producción promedio del trimestre fue de 6.153 boepd netos, con una baja del 13% respecto del período anterior, debido a bloqueos temporales ocurridos entre fines de octubre y principios de noviembre.

La campaña de avanzada en el bloque Llanos 123 mostró resultados positivos. La producción neta del trimestre alcanzó los 2.739 boepd, un incremento del 26% impulsado por nuevos pozos en la Formación Barco, entre ellos Currucutú-2, Toritos Norte-3 y Toritos Este-1.

Geopark en 2026: agenda para el primer trimestre y cambios en el Directorio

De cara al inicio de 2026, GeoPark anticipó la perforación de entre cinco y seis pozos en Colombia, con foco en proyectos de desarrollo convencional en los bloques Llanos 34 y Llanos 123. En Argentina, la compañía avanzará con la contratación de equipos de perforación y servicios para iniciar una nueva fase de desarrollo en Loma Jarillosa Este, con miras a un esquema de perforación en serie hacia fines de año.

Finalmente, La empresa informó la renuncia de Somit Varma a su cargo en el Directorio de GeoPark, efectiva a partir del 19 de enero de 2026, por motivos personales. Varma se había incorporado en 2020 y participó en comités vinculados a estrategia, auditoría, riesgos y gobierno corporativo.

, Loana Tejero

La petrolera YPF confirmó esta tarde la ejecución de un swap con Pluspetrol que le permitió obtener los activos en tres áreas estratégicas para el proyecto Argentina LNG y donde espera concretar el ingreso a Vaca Muerta de la italiana ENI y la firma de Abu Dhabi, ADNOC. En paralelo, la operatoria avaló el ingreso de Pluspetrol a Rincón de la Ceniza y la Escalonada, dos áreas donde YPF había adquirido la participación de Total.

La compañía que lidera Horacio Marín confirmó que hoy firmó un acuerdo de intercambio de activos que le permite a YPF hacerse con la totalidad de los activos de los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas donde Pluspetrol tenía el otro 50%.

Tal como había adelantado EconoJournal en noviembre, estas áreas ubicadas en la ventana del gas seco y húmedo apalancarían la producción de cara al proyecto Argentina LNG donde YPF planea producir 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL) en asociación con ENI y ADNOC.

En un comunicado, YPF aseguró que mediante el acuerdo con Pluspetrol “ambas compañías refuerzan su apuesta en Vaca Muerta y avanzan en el desarrollo de áreas clave de la formación no convencional”. En este contexto, calificó al proyecto de producción de LNG como “uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía y de la generación de exportaciones energéticas para el país”.

Para poder concretar el ingreso de las dos petroleras extranjeras, YPF deberá aún concluir la reconversión de las mismas como una Concesión de Explotación No Convencional (CENCH), proceso que deberá ser solicitado a la provincia de Neuquén. Para esto, fuentes de la gobernación de Neuquén confirmaron que deberá ajustarse a los nuevos requerimientos que implican un pago del 18% de regalías y la posible participación accionaria de un 10% para GYP.

Según informaron las compañías, esta operación no implicó erogación ni ingresos para las partes, “más allá de eventuales ajustes de precio menores que pudieran corresponder al momento del cierre de la transacción y una vez cumplidas las condiciones precedentes”.

Cómo funcionará el intercambio entre YPF y Pluspetrol

Según la información brindada por YPF a la Comisión Nacional de Valores, a cambio de las participaciones en las tres áreas mencionadas, el acuerdo le permitirá a Pluspetrol obtener el 44,44% de las acciones de Vaca Muerta Inversiones S.A.U. (VMI), una sociedad que YPF creó para obtener la participación accionaria de Total en La Escalonada y Rincón de la Ceniza.

Actualmente, VMI es una sociedad controlada al 100% por YPF y titular del 45% de participación en los contratos de Unión Transitoria y Acuerdo de Operación Conjunta correspondientes a los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza en la Cuenca Neuquina. Otro 45% le corresponde a Shell y el 10% restante a GYP.

La Escalonada tiene un fuerte potencial en producción de shale oil. En febrero TotalEnergies había informado que el pozo LEsc-12(h), ubicado en el PAD3 de ese bloque, había alcanzado un promedio de 3.669 barriles de petróleo por día, convirtiéndose en el pozo más productivo de la Cuenca Neuquina. A su vez, está ubicado en forma contigua a Bajo del Choique, el principal campo que el año pasado adquirió Pluspetrol de manos de ExxonMobil.

Rincón de la Ceniza, en cambio, tiene un importante potencial gasífero y a su vez está ubicado sobre la ventana de condensados. Por lo tanto, puede ocupar un lugar importante en el mediano plazo en la estrategia de desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL).

, Laura Hevia

YPF comunicó este jueves el cierre exitoso de la reapertura de su bono internacional con vencimiento en el año 2034. La colocación uan Obligación Negociable que alcanzó los US$550 millones, consolidando una operación financiera que refleja la confianza de los mercados en la empresa y en activos locales.

La tasa de corte se ubicó en un 8,1%, cifra que se posiciona como la más competitiva obtenida por la firma en el mercado de capitales externo desde hace casi una década, según destacaron esta tarde fuentes de la compañía.

Esta serie de títulos de YPF corresponde a las Obligaciones Negociables Clase XXXIV, emitidas originalmente en enero de 2025. En aquella oportunidad, la firma captó US$1.100 millones a una tasa del 8,5%.

Con esta nueva incursión, el valor nominal total del bono asciende ahora a los US$ 1.650 millones, fortaleciendo la liquidez del instrumento en el mercado secundario.

Fuerte respaldo de los inversores

Fuentes del mercado destacaron también el interés por los activos de YPF, en una operación que mostró solidez. En ese sentido, la demanda combinada de inversores locales e internacionales superó ampliamente las expectativas iniciales, con ofertas que totalizaron los u$s1.400 millones.

Esta sobre-suscripción permitió a la petrolera no solo asegurar el monto buscado, sino también presionar a la baja el costo de financiamiento respecto a la emisión original.

Uno de los colocadores de la ON consideró que en una semana con volatilidad y selectividad por parte de los inversores, YPF mostró disciplina para elegir la ventana adecuada y ejecutar con éxito. La operación consolida un arranque de año muy activo para el mercado corporativo argentino en los mercados internacionales.

En ese sentido, la operación de la petrolera sigue a colocaciones recientes de Pan American Energy por US$375 millones, Telecom por US$600 millones, Banco Macropor US$400 millones y ahora YPF US$550 millones, reflejando una demanda firme para créditos de primera línea.

Destino de los fondos y desendeudamiento

La estrategia financiera detrás de esta colocación busca, por un lado, la optimización del perfil de deuda. Los fondos obtenidos, se informó desde YPF, se utilizarán para la precancelación total de un préstamo AB otorgado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) en 2023, el cual tenía vencimiento final en 2030.

Por otro lado, lo levantado del mercado se destinará a inversión productiva, ya que el remanente del capital se inyectará directamente en el plan de inversiones de la compañía, orientado a potenciar la producción de hidrocarburos y la infraestructura energética.

Mediante esta transacción, YPF logró reducir el costo promedio de su pasivo y mejorar el perfil de vencimientos al extender la vida promedio de su deuda, ganando previsibilidad financiera para los próximos años.

La operación contó con el respaldo de un consorcio de entidades en el plano internacional que actuaron como colocadores: Citibank, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En tanto, en el mercado local, la colocación estuvo liderada por Allaria, Balanz, CMF, Cucchiara, Galicia, Macro y Santander.

, Redacción EconoJournal

Una denuncia interna en Nucleoeléctrica Argentina por presuntos sobreprecios en un contrato que finalmente no se aprobó desencadenó en las últimas horas en la suspensión del gerente general, Marcelo Famá, y al gerente de Coordinación Administrativa, Hernán Pantuso.

La decisión la tomó este miércoles el directorio de la compañía en una votación dividida. Demian Reidel, presidente de la empresa, votó en contra, y Diego Chaher, integrante del directorio, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, lo hizo a favor.

Fuentes de Nucleoeléctrica aseguraron a EconoJournal que no es una suspensión sino que solo les congelaron la firma mientras se investigan los hechos. Por el momento, la firma de ambos fue delegada a Fernando Monserrat, ex gerente general de la empresa.

La denuncia por supuestas irregularidades en la contratación de un servicio de limpieza fue presentada el 5 de enero por el gerente de la Planta Central Nuclear Atucha I-II, Juan Pablo Nolasco Sáenz, ante el Comité de Integridad de la Empresa

En su presentación, el funcionario relató una serie de episodios que comenzaron el 12 de noviembre con la apertura de ofertas para la licitación y que describen intervenciones de Pantuso que habrían apuntado a direccionar la contratación en favor de la empresa de limpieza LX Argentina. El contrato que se consideraba asignar a dicha empresa tenía un costo 140% más alto que el valor que en la actualidad paga Nucleoeléctrica por ese servicio, según lo publicado originalmente por Perfil.

El directorio suspendió a dos gerentes

El directorio de Nucleoeléctrica aprobó este miércoles por tres votos contra dos la suspensión de sus cargos y una apertura de sumarios contra Famá y Pantuso. “Se hizo un sumario por las denuncias”, sintetizó una fuente.

Reidel y el director Marco Campolonghi votaron en contra, mientras que el vicepresidente de la empresa, Germán Guido Lavalle, y los directores Diego Chaher y Axel Larreteguy lo hicieron a favor.

Guido Lavalle fue desplazado recientemente de la presidencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), pero continúa en el directorio de NA.SA. en representación de la institución, la cual tiene una silla permanente. El gobierno creó en diciembre una Secretaria de Asuntos Nucleares a cargo de Federico Ramos Napoli y designó a Martín Porro en la presidencia de la CNEA en reemplazo de Guido Lavalle.

No está claro si el tratamiento de las suspensiones estaba incluido en el temario o fue propuesto sobre tablas. “Reidel y Campolonghi votaron en contra, el resto a favor. Reidel y Fama se levantaron de la reunión y quedó a cargo de la RD el VP, Guido Lavalle”, contó la misma fuente. En cambio, otra fuente indicó que el tratamiento del caso estaba en el temario. «El tema estaba hace una semana dando vueltas», dijo.

Conflicto entre la línea política y la línea técnica en Nucleoeléctrica

Fuentes en Nucleoeléctrica vienen describiendo un clima conflictivo generado por los cambios en el funcionamiento de la empresa promovidos desde la Gerencia de Coordinación Administrativa que comandaba Pantuso. En concreto, existen diferencias cada vez más expuestas sobre cambios en la política de compras dentro de la empresa que estarían dificultando la ejecución de tareas de mantenimiento y proyectos en los plazos esperados.

Desde la Gerencia de Coordinación Administrativa se impulsó una política de agrupación de compras de insumos para las centrales nucleares. Hasta ese momento, cada una de las tres centrales nucleares gestionaba las licitaciones de las compras de los insumos necesarios para la operación y mantenimiento, siempre con la aprobación final por parte de la subgerencia de Abastecimiento y Contrataciones dentro de Coordinación Administrativa.

Para gestionar las compras cada central nuclear contaba con un comité de preadjudicación y un comité de recepción. Pero estas áreas fueron anuladas y las compras para las centrales pasaron a estar concentradas por Abastecimiento y Contrataciones. Fuentes en Nucleoeléctrica indican que el cambio impactó en los tiempos de recepción de insumos y componentes por el estiramiento en los plazos de pago de las facturas, generando una ralentización en la ejecución de tareas.

Un hecho puntual que agudizó la tensión dentro de la empresa por la política de compras ocurrió en diciembre. El subgerente de producción en Atucha I y II, Martín Reina, y el jefe de departamento asistencia de producción, Gabriel Blejer, asistieron al Área de Supervisión Independiente de la empresa en la realización de la revisión corporativa del año pasado.

La revisión corporativa es un procedimiento anual en el que personal del Área de Supervisión Independiente evalúa los procesos y actividades de planta, corporativos y de soporte, y el comportamiento del personal, de forma tal de identificar problemáticas y corregirlas. El procedimiento consiste de entrevistas a personal de la empresa para consultar sobre temas de interés previamente definidos entre la Gerencia Planeamiento Estratégico y dicha área.

La política de compras formaba parte de los temas relevados en las entrevistas. Reina y Blejer colaboraron con el área de Revisión Independiente en la confección y realización de las mismas. Fuentes señalan que un reporte preliminar con respuestas de empleados de la empresa habría molestado a Pantuso, quien ordenó el despido de Reina y Blejer y la apertura de un sumario contra los dos.

Sin embargo, la reacción interna lo llevó a frenar esos despidos. El gerente de Sitio de Atucha I y II, Diego Garde, puso su renuncia a disposición, en abierto rechazo a la decisión tomada por Pantuso y validada por Famá. De todas formas, el sumario contra Blejer y Reina continúa abierto.

Otra denuncia por sobreprecios

Otra denuncia por irregularidades en contrataciones dentro de Nucleoelećtrica también fue formulada en las últimas horas desde la Asociación de Trabajadores del Estado. La Junta Interna y el Secretariado de la Seccional Zárate de ATE notificó formalmente el último martes al presidente de la compañía una denuncia por una contratación en la que el precio final presenta una diferencia de 6,4 millones de dólares con respecto al presupuesto original.

En la carta vista por EconoJournal, el gremio describe una contratación IT vinculada a una migración SAP→HANA/S/4HANA con salto de US$ 600.000 a US$ 7.000.000, absorbiendo el presupuesto anual de IT y forzando reasignaciones,

“La magnitud del salto exige explicación formal documentada: alcance real, aprobaciones, modalidad de selección, comparativas, hitos, entregables, órdenes de cambio y recepción”, reclama el gremio.

, Nicolás Deza

Carlos Casares, interventor del Enargas, presentó este miércoles su renuncia a la conducción del ente regulador del gas que se hará efectiva en las próximas horas. La decisión de Casares, el único integrante de la primera línea del área energética que se mantenía en su cargo desde el inicio de la gestión de La Libertad Avanza (en octubre de 2024 se produjo un recambio de las principales autoridades de la Secretaría de Energía tras el desplazamiento de Eduardo Rodríguez Chirillo), se materializa pocos días después de que el funcionario quedara fuera del Directorio que asumirá el ente unificado de gas y electricidad.

Se estima que el nuevo organismo entrará en funciones recién en marzo, una vez que Presidencia de la Nación eleve al Congreso el listado de cinco miembros que asumirá la conducción del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad (ENRGE). Por lo que, en un principio, se esperaba que Casares continúe al frente del Enargas por 30 o 45 días más. Pero en disconformidad con no haber sido seleccionado para integrar el Directorio del nuevo organismo, el funcionario anticipó ayer su salida con una carta dirigida al viceministro de Energía y Minería, Daniel González, y a la Secretaría de Energía, María Tettamanti. En su misiva, a la que accedió EconoJournal, Casares incluye un punteo de unos 20 logros obtenidos durante su gestión del ente regulador.

La salida de Casares

“Por lo hecho, por lo que estaba en curso de ejecución y por lo proyectado, era mi voluntad continuar colaborando con el proyecto de la unificación de los entes reguladores (Ente Nacional Regulador del Gas y de la Electricidad), con la finalidad de que este nuevo Organismo Autárquico tenga niveles de calidad comparables con los mejores internacionales y, en consecuencia, me presenté al Concurso Público de Antecedentes para la conformación de su Directorio. Ahora bien, atento sus resultados y más allá de que no deja de sorprenderme la propuesta elevada, entiendo que, a pesar de lo antes detallado, no he satisfecho vuestras expectativas y/o no cuento ya con vuestra confianza para continuar colaborando”, concluye la carta de renuncia subida ayer por la tarde al sistema de gestión documental electrónica (GDE).

Al concurso del cual surgieron los nombres de los cinco directores que asumirán en el ENRGE), Casares se había postulado para ser elegido como presidente o como vicepresidente. El interventor fue incluido en la terna de candidatos que elevó el comité de selección para el cargo de presidente, pero el Poder Ejecutivo —tanto funcionarios del área energética como de Presidencia— se inclinó por seleccionar a Néstor Lamboglia, actual interventor del ENRE, para esa posición.

Fusionar estructuras

Lamboglia es un abogado que se desempeñaba en el área de Legales de la Secretaría de Energía y fue el único funcionario que se sumó al staff del ente regulador de electricidad a pedido de Osvaldo Rolando, quien se desempeñó como interventor del ENRE durante todo 2025. Cuando Rolando dejó el cargo en noviembre pasado propuso a Lamboglia como su sucesor.

Cuando se cumpla el proceso legal y administrativo para validar al Directorio del nuevo ente —primero Presidencia deberá ratificar las designaciones y luego el Congreso tendrá 30 días para expresarse sobre los nombramientos, aunque en los hechos la Ley Bases autorizaría al Ejecutivo a saltearse esa etapa—, Lamboglia tendrá el desafío de imprimirle el ritmo de gestión al nuevo ente regulador, articulando con el Poder Ejecutivo para fusionar las áreas del Enargas y del ENRE integrando estructuras y seleccionando a los directivo que liderarán cada uno de los departamentos técnicos del organismo unificado. Estaría acompañado por Vicente Serra Marche como vicepresidente y por Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Sergio Falzone como vocales.

, Redaccion EconoJournal

El ministro de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, anunció que el gobierno nacional participará de un encuentro inaugural sobre minerales críticos organizado por el gobierno de los Estados Unidos.

El encuentro será la punta de lanza para la firma de acuerdos internacionales que buscan garantizar el suministro de EE.UU. frente a China y que podría incluir el establecimiento de precios mínimos para los minerales críticos. Actualmente, EE.UU. importa litio principalmente de la Argentina y Chile.

«Argentina fue convocada a participar del encuentro inaugural sobre Minerales Críticos que encabezará el Secretario de Estado, Marco Rubio, el 4 de febrero en el Departamento de Estado», publicó Quirno este miércoles en su cuenta de X. El canciller forma parte de la delegación oficial que esta acompañando al presidente Javier Milei en el Foro Económico Mundial en Davos, Suiza.

El Departamento de Estado de EE.UU convocó a docenas de ministros de relaciones exteriores de países considerados aliados a un encuentro en febrero para alcanzar un acuerdo diseñado para ayudar a reducir su dependencia de los minerales críticos provistos por China, según reveló la semana pasada la agencia Bloomberg.

La invitación fue cursada principalmente a países de la Unión Europea, en un momento de tensión extrema con los EE.UU. por la puja en torno a Groenlandia. El presidente estadounidense, Donald Trump, brindó este miércoles en Davos un discurso en el que descartó una intervención militar para tomar el territorio que pertenece a Dinamarca pero llamó al gobierno danés a tener «negociaciones inmediatas» para «discutir la adquisición de Groenlandia».

EE.UU. quiere negociar con Argentina precios mínimos de importación

Bloomberg reportó que el secretario de Estado debatirá con sus homológos de otros países cómo diversificar y fortalecer las cadenas de suministro de minerales críticos para reducir la exposición de los EE.UU. a China. El encuentro ocurrirá tras un anuncio oficial por parte de Trump que autoriza al gobierno a iniciar conversaciones con otros países para establecer precios mínimos de importación para los minerales críticos.

En efecto, Trump publicó la semana pasada una proclama en la que anunció su nueva política oficial para el abordaje del suministro de minerales críticos. En ese sentido, autorizó al Departamento del Tesoro y al Representante Comercial a «considerar los precios mínimos para el comercio de minerales críticos y otras medidas restrictivas del comercio» en sus negociaciones con otros países.

El objetivo es que el establecimiento de estos precios mínimos de importación para los minerales en los EE.UU., fomenten las inversiones domésticas en minería y el procesamiento de minerales. El listado oficial de minerales críticos fue actualizado en noviembre e incluye minerales como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio.

La idea de establecer precios mínimos comenzó durante la administración de Joe Biden. El Departamento de Energía evaluó en ese momento ofrecer precios sostén a productores y procesadores domésticos de minerales críticos. La propuesta consistía en establecer un precio mínimo y pagar la diferencia cuando los precios en el mercado cayeran por debajo de ese umbral para minerales críticos.

Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento de Energía haya determinado que están cerca de ser competitivos, pero que están siendo desafiados por la manipulación de precios en el extranjero.

Los fundamentos de la política de precios mínimos de EE.UU.

La nueva política se funda en una investigación reportada por el Departamento del Tesoro sobre los efectos de las importaciones de minerales críticos procesados ​​y sus productos derivados (PCMDP por sus siglas en inglés) sobre la seguridad nacional de los Estados Unidos.

«El Secretario concluyó que Estados Unidos depende demasiado de fuentes extranjeras de PCMDP, carece de acceso a una cadena de suministro de PCMDP suficientemente segura y confiable, está experimentando una volatilidad de precios insostenible con respecto a los mercados de minerales críticos y sufre un debilitamiento de la capacidad de producción y fabricación interna de PCMDP», explica la proclama de Trump.

EE.UU. y Australia firmaron el año pasado un acuerdo sobre suministro y procesamiento de minerales críticos y tierras raras. El documento del acuerdo explicitó la intención de la administración Donald Trump de blindar las inversiones en minería de la volatilidad de precios inducida por China.

El secretario del Tesoro, Scott Bessent, había anticipado en octubre la intención de poner precios sostén en algunas industrias para hacer frente a China. “Vamos a establecer precios mínimos y compras a futuro para asegurarnos de que esto no vuelva a suceder y lo vamos a hacer en una variedad de industrias”, dijo Bessent.

, Nicolás Deza

El gobierno nombró a nuevas autoridades en Cammesa, la compañía clave del sector energético que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Eduardo Hollidge asumió como vicepresidente y Juan Luchilo es el nuevo gerente general, según confirmó EconoJournal de distintas fuentes oficiales.

Se trata de la designación de dos históricos técnicos de Cammesa que integran el staff de la compañía encargada del despacho del MEM desde su creación a principios de la década del 90.

Vicepresidencia de Cammesa: un cargo clave en el vínculo con el Poder Ejecutivo

El cargo de vicepresidente que asumió Hollidge estaba vacante desde abril del año pasado con la salida de Mario Cairella, actual asesor de Presidencia en temas energéticos que no tenía buena relación con funcionarios que responden al Ministerio de Economía, como el viceministro de Energía, Daniel González.

Hollidge se desempeñaba en Cammesa como gerente general. La vicepresidencia de la empresa mixta donde lo nombraron es el cargo que tiene mayor vinculación con el Poder Ejecutivo. Por este motivo, no es extraño que hayan designado a Hollidge que, como gerente general, venía funcionando como puente de vinculación con funcionarios de la Secretaría de Energía.

Por su parte, Juan Luchilo, que se desempeñaba como gerente de Análisis y Control Global en Cammesa desde 1997, reemplazó a Hollidge en la gerencia general. La designación de Luchilo tampoco es extraña dado que es un factótum en el plano técnico de la reforma eléctrica que viene llevando adelante el gobierno.

El equipo de Luchilo fue el que redactó los nuevos lineamientos que pusieron en marcha la reforma eléctrica. También fue el técnico que diseñó el instrumento contractual para instalar unidades de almacenamiento de energía bajo la licitación AlmaGBA en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) que lanzó la Secretaría de Energía.

, Roberto Bellato

La Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial los criterios de exclusión que determinan qué usuarios no pueden recibir subsidios en las tarifas de gas y electricidad en todo el país. El nuevo Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que comenzó a regir desde enero, reemplazó a la segmentación tarifaria que dividía a los usuarios en tres niveles.

A partir de este año habrá solo dos grupos: los hogares con subsidios y los hogares sin subsidios. El universo que recibirá subvenciones estatales está conformado por los usuarios que estaban en el Nivel 2 (ingresos bajos) y Nivel 3 (ingresos medios).

Subsidios: quiénes quedarán excluidos

La Disposición 2 de la Subsecretaría de Planeamiento y Transición Energética hará una evaluación patrimonial para contemplar que no reciban subsidios en el gas y la electricidad los siguientes grupos:

• Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años (antes eran cinco años). Este criterio no se aplica en el caso de contar con un integrante del hogar titular de un Certificado Único de Discapacidad (CUD).

• Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles (antes eran dos inmuebles).

• Hogares en los que al menos un integrante posea una embarcación de lujo.

• Hogares en los que al menos un integrante posea una aeronave.

• Hogares en los que al menos un integrante posea activos societarios.

En 2024 se había eliminado la restricción para recibir subsidios energéticos a los usuarios que compraron divisas extranjeras. Tampoco continúa la restricción a quienes viajaron al exterior o tienen medicina prepaga.

El esquema con el que el gobierno planea reducir subsidios este año de 0,65% a 0,50% del PBI también alcanza a los usuarios de gas propano por redes y beneficiarios del Programa Hogar para garrafas de 10 kilos. Los usuarios ya inscriptos en el viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no tienen que presentar una nueva declaración jurada.

El gobierno también publicó la Disposición 1 donde está el nuevo formulario de declaración jurada para que completen los usuarios que todavía no lo hicieron en anterior esquema RASE.

ReSEF: Criterios y control de subsidios

El criterio central del nuevo esquema ReSEF -que ya había publicado la Secretaría de Energía a través del Decreto 943 del 31 de diciembre de 2025- establece que los hogares subsidiados no podrán tener ingresos mensuales netos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un Hogar 2 (dos adultos y dos menores) según el INDEC, que en enero es de 3,9 millones de pesos.

El control sobre los usuarios se realizará mediante el cruce de distintas bases de datos de variados organismos estatales como el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), la ANSES, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), el ENRE y ENARGAS.

Este lunes el gobierno publicó el Decreto 23 donde aprueba un préstamo de US$ 400 millones a la Corporación Andina de Fomento (CAF) para Programa de Enfoque Sectorial Amplio (SWAP) de Apoyo a la Sostenibilidad del Sector Energético. Se trata de un monto para “el fortalecimiento del marco regulatorio”, aplicar “mejoras en la focalización de los subsidios” (bases de datos del ReSEF) y “promocionar el uso eficiente de la energía”.

El gobierno también utilizará la georreferenciación para determinar zonas donde se entiende que hay usuarios con ingresos para afrontar las facturas sin subsidios, como countries o barrios de alto poder adquisitivo como Puerto Madero, como realizó en 2025.

El ajuste fiscal en materia de subsidios que diseñó el gobierno de Javier Milei ya tuvo el trazo grueso. En 2023 habían explicado el 1,5% del PBI, mientras que en el primer año de Milei en 2024 cayeron a 1%. En 2025 el ajuste continuó a una velocidad menor, ya que los subsidios implicaron un 0,65% del PBI. La Secretaría de Energía tiene como meta que en 2026 se achiquen a 0,50% del PBI.

Quiénes sí recibirán subsidios

Según el Decreto 943, pasarán a recibir automáticamente subsidios en las facturas los hogares que cuenten con un Certificado de Vivienda Familiar del Registro Nacional de Barrios Populares de Argentina (ReNaBaP); con una Pensión Vitalicia de Veteranos de Guerra; o un Certificado Único de Discapacidad (CUD).

Los usuarios que ya están inscriptos en el RASE no deberán completar un formulario nuevo. Sí podrán actualizar la información de su declaración jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina.

, Roberto Bellato

La balanza comercial energética alcanzó en 2025 un superávit de US$ 7.815 millones, la cifra más alta registrada en la serie histórica del rubro, tal como se desprende de los resultados del reporte de Intercambio Comercial Argentino (ICA) que dio a conocer este martes el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

Durante el acumulado de los doce meses, las exportaciones de Combustibles y Energía (CyE) ascendieron a US$ 11.086 millones, lo que representó un incremento del 14,1% respecto al año anterior, aún en un contexto de precios internacionales del crudo a la baja, lo que fue compensado largamente por mayores volúmenes provenientes en exclusivo del no convencional de Vaca Muerta.

De acuerdo al Indec, este desempeño sectorial de las exportaciones se explicó por un aumento del 28,5% en las cantidades despachadas, que logró compensar una caída del 11,2% en los precios internacionales. Por el lado de las importaciones del sector, se registró una caída del 18% interanual, con un desembolso total de US$ 3.271 millones.

De esta manera, el sector energético representó casi 7 de cada 10 dólares de superávit en el cierre de 2025, ya que el saldo entre las exportaciones y las importaciones totales de la Argentina que culminó, con las cifras de diciembre, en US$11.286 millones.

El peso de la energía en el total de las exportaciones

En términos globales, la Argentina cerró el año 2025 con exportaciones totales sumaron US$ 87.077 millones, lideradas por las Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA) con un 35,0% de participación, seguidas por las Manufacturas de Origen Industrial (MOI) con el 26,8% y los Productos Primarios (PP) con el 25,4%.

En este sentido, si se considera solamente los ingresos por exportaciones, el rubro de energía ya representa el 12,7% de los despachos totales del país, de acuerdo al reporte del Indec.

Particularmente en diciembre, la balanza comercial presentó un superávit de US$ 1.892 millones, con un incremento de US$ 211 millones frente al mismo mes de 2024. No obstante, el índice de términos del intercambio marcó una disminución del 0,9%, lo que refleja un ligero deterioro en los precios relativos de los productos argentinos en el mercado mundial.

Este resultado histórico se enmarca en un proceso de transformación del sector hidrocarburífero. La tendencia de declino productivo iniciada a fines de los años 90, que profundizó la restricción externa del país, se revirtió mediante el desarrollo de los recursos no convencionales en la última década, por la irrupción de Vaca Muerta.

En ese esquema, la mayor capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina fue clave para sustituir importaciones de GNL y combustibles líquidos, reduciendo la dependencia externa.

Exportaciones energéticas: proyección 2026

A diferencia del pasado reciente, la recuperación de la producción de crudo y gas natural permitió primero reducir el déficit y, desde 2024, consolidar un saldo positivo. En aquel año, el superávit fue de US$ 5.600 millones, cifra ampliamente superada por el registro actual, luego de un 2023 con saldo neutro y un 2022 con un déficit millonario de casi US$4.500 millones.

De cara al próximo año, los analistas prevén que la gravitación de la energía en el comercio exterior sea todavía más significativa. Se estima que en 2026 el superávit del sector podría acercarse a los US$ 9.000 millones, tal como expresó en su último informe la consultora especializada Economía y Energía, del economista Nicolás Arceo.

Este crecimiento esperado se sustenta en una proyección de exportaciones energéticas superiores a los US$ 12.200 millones, impulsadas principalmente por los embarques de petróleo crudo. Y se espera que la tendencia siga en alza con la puesta en marcha hacia fines de 2026 de la mega plataforma exportadora del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

, Ignacio Ortiz

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Martín Porro, justificaron la importancia de reorganizar el sector nuclear para garantizar la sostenibilidad económica y generar ingresos a partir de los proyectos nucleares, en una entrevista exclusiva concedida a EconoJournal.

Federico Ramos Napoli, un joven abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, fue designado por el Gobierno en diciembre para conducir una nueva Secretaria de Asuntos Nucleares. Previamente se desempeñó en Dioxitek, primero como gerente general y luego como presidente. En la empresa estatal productora de dióxido de uranio lideró un proceso de reestructuración con la meta de volverla rentable.

La creación de esta secretaría llegó acompañada de cambios en la CNEA. Martín Porro, un ingeniero químico con 30 años de trayectoria en el ámbito nuclear y energético, asumió la presidencia de la institución científica en reemplazo de Germán Guido Lavalle. El nuevo presidente dedicó su carrera en la institución a la construcción, puesta en marcha, operación, mantenimiento y gestión de instalaciones nucleares.

La reorganización del sector nuclear a partir de la CNEA

Las nuevas autoridades subrayaron que las experiencias recientes en la CNEA a la hora de definir modelos comerciales para los proyectos nucleares no es positiva. La consecuencia principal es la generación de nuevos costos operativos para la CNEA y la ralentización o paralización en la ejecución de los proyectos.

El reordenamiento del sector nuclear que se propone tendrá como norte la generación de modelos de negocio para darle viabilidad económica a las inversiones estatales en proyectos nucleares. “La CNEA una vez que culminó con el desarrollo de un proyecto tiene que reportarle un beneficio económico sostenido en el tiempo porque es lo que va a seguir financiando y poniendo la rueda en movimiento”, evaluó el secretario de Asuntos Nucleares.

-Hace un año el gobierno anunció un Plan Nuclear y la creación de un Consejo Nuclear. Un año más tarde se creó la Secretaría de Asuntos Nucleares. ¿Qué agenda tienen en mente para el sector nuclear?

Federico Ramos Napoli: 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. Ya sea por gobernanza interna de la Comisión, porque hay un esquema de incentivos rotos, o bien porque se deciden proyectos quizás con una escala que no es la correcta.

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.

¿Con esas 280 toneladas podés llegar a algún mercado? ¿Tenés un jugador lo suficientemente relevante como para colocarlas? Entonces, esa falta de modelo de negocio para las cosas que se hacen es lo que hoy nos lleva a tener proyectos parados, sin financiamiento o sin una viabilidad comercial.

La CNEA una vez que culminó con el desarrollo de un proyecto tiene que reportarle un beneficio económico sostenido en el tiempo porque es lo que va a seguir financiando y poniendo la rueda en movimiento. De lo contrario en algunos casos sucede que la Comisión se hace cargo del desarrollo, gestión y construcción del proyecto y después también tiene que financiar o gastar recursos en la operación o en mantener el activo en los casos en los que no pudo terminar el proyecto.

Hoy la Argentina tiene una serie de proyectos o facilidades nucleares que están en desuso, lo que genera un costo por mantenimiento altísimo. Lo hemos visto con el caso de la Planta Industrial de Agua Pesada lo hemos visto con el caso de la planta de Dioxitek en Formosa.

Martín Porro: Otro caso mucho más reciente y quizás hasta mucho más relevante es el RA-10. Primero nació como un reactor muy similar al RA-3, con un poquito más de potencia. Después empezaron a incrementarle facilidades y algunos esquemas para irradiar nuevas tecnologías que generaron que ese reactor que arrancó con un valor X se multiplicara por 2 o por 3. Pero lo más preocupante es que no hubo un plan de negocios asociado a ese crecimiento, con lo cual hoy la CNEA tiene un reactor modelo a nivel internacional sin una escala comercial de todo lo que podría potencialmente salirse a vender.

-¿Cómo progresa la ejecución del proyecto RA-10?

FRN: A fines de este año o principios del que viene el reactor debería estar poniéndose a crítico. Se sigue trabajando muy bien para que eso suceda, y ahí es donde la colisión de culturas organizacionales dentro de la CNEA expone un problema para el sector. Tenés el hito tecnológico producto de la investigación y desarrollo que desembocaron en el RA-10.

Ahora bien, el día 2 del RA-10, que es producción de radisótopos, dopaje de silicio, poner la falicidad del laboratorio de haces de neutrones a disposición y también el servicio de prueba de combustibles para reactores tanto de potencia como de investigación, todo eso no tiene un modelo de negocios asociado. Entonces, el hito tecnológico lo va a cumplir la Comisión, pero ahí es donde se nos abre el resto de las preguntas y también te lleva a repensar el rol de la comisión en todo esto.

Una vez que gestó el proyecto, ¿lo tiene que operar en su seno de forma subóptima? ¿O es más coherente buscar una estructura que tenga la capacidad de operar y de utilizar el activo y maximizar los beneficios que se pueden obtener a partir de ese activo? En eso estamos trabajando en este momento.

-¿Cuál debería ser el rol de la CNEA?

MP: El rol de la CNEA debería estar orientado fuertemente a la investigación y desarrollo y desde ahí tener la capacidad de hacer los spin-off de aquellas herramientas y de equipos que tienen realmente capacidad de crecer técnicamente y de comercialmente ser interesante para la industria. 

FRN: Además de la investigación y desarrollo e impulsora de algunos proyectos la CNEA debería ser incubadora de otras estructuras comerciales y a partir de ello desentenderse de su operación. El driver o lo que motiva a una persona que busca correr la frontera tecnológica es muy distinto a lo que motiva a una persona que está detrás de la búsqueda de maximizar la producción. Son culturas distintas. El día a día de un proyecto tiene otra cultura que no es la de la investigación y desarrollo, es eminentemente productiva.

Es algo que lo vimos muy manifiesto en Dioxitek. Mudamos a la empresa de las instalaciones de la CNEA a oficinas propias. A partir de ese hito empezó a cambiar la cultura de los trabajadores de Dioxitek. Lo primero era maximizar la producción de dióxido de uranio. Luego hay una coordinación orientada a los proyectos de la empresa, pero el tipo de perfil que definimos en esa coordinación es muy distinto al perfil del equipo que se encarga del mantenimiento de las instalaciones.

–Los salarios en CNEA llevan casi una década perdiendo contra la inflación, con alguna salvedad momentánea, provocando fuga de talento al sector privado o al extranjero. ¿Cómo se resuelve esa problemática durante este periodo de transición a un nuevo modelo?

FRN: El problema además de lo salarial es la motivación. La CNEA, el sector nuclear argentino en general, tiene el problema de el proyecto que se sobreextiende en el tiempo o que directamente fracasa. La persona no recibe una compensación salarial acorde, producto de que hay una restricción presupuestaria muy grande y también hay un sobredimensionamiento.

La dotación en CNEA aumentó significativamente a lo largo de los últimos años, sin que eso haya implicado incorporar nuevas líneas de negocio o nuevas líneas de investigación. El RA-10 no es un proyecto novedoso, tiene más de 12 años. El CAREM está en idas y vueltas desde los 80, 90. La CNEA no agregó nada significativamente nuevo como para justificar que se haya duplicado la dotación en la Comisión.

MP: Ni siquiera en sus áreas productivas que están vigentes todo está funcionando de manera óptima, sino que todo lo contrario. Todas las áreas productivas que tenemos hoy dentro de la CNEA, en cualquiera de los centros atómicos, está operada subóptima o no está funcionando por lo menos como corresponde. Eso es un gran problema también a la hora de pensar cómo se trabaja lo salarial.

-Pero dentro de CNEA también conviven investigadores de otros organismos científicos, como es el caso del Departamento de Energía Solar.

FRN: Sí, en facilidades de la CNEA podés encontrar investigadores de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE), del CONICET. No son orgánicos de CNEA, pero por ejemplo tenés una facilidad que en realidad la utiliza CONAE, este otro espacio lo utiliza el Conicet.

Ahí se diluyen los objetivos que tiene la gente, porque la realidad es que el Conicet hace un tipo de investigación que en los papeles debería ser bastante distinta a la que hace la CNEA, que tiene que bregar por la investigación aplicada y no la investigación simple. Lo mismo para la CONAE. Este mix de culturas repercutió en cómo hoy la Comisión se percibe a sí misma.

-¿Es una situación que deben abordar con la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología?

MP: Exactamente. Pero por ejemplo, en el caso del nexo con el CONICET, nosotros dentro de CNEA tenemos gente de CNEA que trabaja para CNEA y para Conicet, gente que tiene, para decirlo de manera gráfica, los dos sombreros. También tenemos gente que es pura de CONICET trabajando en CNEA.

Eso implica que a veces este entrecruzamiento no queda claro y la barrera de lo tecnológico orientado hacia el Conicet u orientado hacia la CNEA se termina desdibujando en el norte de los dos. O sea, CONICET empieza a meterse en lo aplicado y CNEA empieza a darle mucha más interacción a la ciencia básica y el desarrollo de innovación no tan orientada a la nuclear y eso nos genera varios inconvenientes.

El futuro de las empresas del sector nuclear

-¿Qué ocurrirá con las empresas de sector nuclear en las que el Estado es dueño o accionista?

FRN: Son situaciones muy distintas. CONUAR tiene un modelo desde su génesis en el cual la CNEA es accionista minoritario y hay un grupo privado que tiene el resto del paquete accionario. Es hasta un buen ejemplo, porque año tras año la CNEA, en pos de cierto capital inicial y ciertas innovaciones que aportó, recibe los dividendos de esa empresa. Adicionalmente, esa empresa paulatinamente consume servicios y tecnología de la Comisión. El resultado operativo de la compañía, habrá años mejores, años peores, pero siempre paga dividendos.

La diferencia entre Nucleoeléctrica y DIOXITEK es que la primera entró en la ley bases y hay una incorporación de capital privado de hasta el 44% del paquete accionario en marcha. DIOXITEK no está dentro de la ley bases, pero bien podría ser un negocio en el cual participe un privado, porque tanto la conversión de uranio como el negocio de las fuentes selladas en el mundo también lo hacen los privados. Obviamente, la persistencia de una parte del paquete accionario de la Comisión vehiculiza este ida y vuelta de bienes, por un lado, o de flujo de dinero hacia el entorno que fundó esto, pero también permite transferir tecnología. 

-Del decreto de privatización de Nucleoeléctrica se desprende que la CNEA seguirá siendo accionista y quizás mantenga su silla en el directorio. ¿La rentabilidad de Nucleoeléctrica podría ser una fuente de financiamiento para la CNEA?

FRN: Bajo los parámetros actuales no, porque la ley 24.065 (NdR: Ley de Energía Eléctrica) en su artículo 37 establece que a las generadoras de capital público se les reconocería solo el OPEX. Pero hubo un avance normativo con la incorporación del 37bis en la ley y conforme avance la privatización de Nucleoeléctrica pasaría a estar alcanzado por el artículo 37bis. Ahí sí se podría rediscutir la tarifa de la generación Nucleoeléctrica, en cuyo caso de avanzar en esa línea la Comisión Nacional de Energía Atómica tomará de los dividendos generados el porcentaje que le corresponda a su paquete accionario.

Oportunidades comerciales con EE.UU.

-Argentina y Estados Unidos tienen una relación de cooperación materia nuclear de larga data. ¿Qué oportunidades se pueden generar a partir de la relación estratégica que el presidente Milei promueve con Estados Unidos? 

FRN: Argentina tiene una gran oportunidad de volverse proveedor de bienes y servicios al sector nuclear estadounidense. En Dioxitek se empezó a evaluar la posibilidad de producir hexafluoruro de uranio, eso tiene como objetivo penetrar mercados como el de Estados Unidos, que están ávidos de adquirir ese producto.

MP: También en el caso de Dioxitek hay otras líneas de negocio que han sido consultadas, puntualmente para desarrollo de fuentes específicas para el sistema médico de EE.UU. Desde CNEA también esta nueva ordenanza que tenemos para poder vender servicios está muy orientada a la demanda de las empresas americanas, asociadas a nuevas tecnologías y nuevos desarrollos.

Puntualmente, nos han consultado bastante sobre algunos componentes para SMR (NdR: reactores modulares pequeños). Hay un mercado en EE.UU. en el que tanto Dioxitek como la propia CNEA pueden entrar a participar fuertemente y ojalá que sea de manera rápida. Es necesario para el sector nuclear argentino a través de la nueva secretaría poder entrar con un norte claro y una línea de negocios clara para ofrecer, y siempre con un un interlocutor válido.

Minería y enriquecimiento de uranio

-¿Por qué es importante reactivar la minería de uranio?

FRN: No solo que repercutiría de forma excelente en las economías regionales, dinamizando tanto al sector de la minería específica como a todos los bienes y servicios conexos, sino que además Argentina tiene todo el conocimiento y las capacidades latentes para agregar valor a ese uranio. Entonces no estaríamos exportando solamente el mineral o el yellow cake.

Argentina además del dióxido de uranio tiene know how para hacer hexafluoruro. También CONUAR está en condiciones de fabricar elementos combustibles a partir de ese uranio. No es simplemente exportar una materia prima, sino que hay distintas instancias de agregación de valor muy importantes para la Argentina.

-¿Qué se puede esperar en materia de enriquecimiento de uranio?

MP: La CNEA está trabajando a través de lo que es Pilcaniyeu en algunos puntos críticos que pueden ser orientados a la centrífuga o al sistema de láser. Tenemos un prototipo de centrífuga. Todavía son etapas de desarrollo muy incipientes, en donde hay que poder sentarse a pensar en escalar un proyecto de esta envergadura.

El enriquecimiento no se plantea ni con una ni con dos ni con cinco centrífugas, ni probando a jugar que tenemos el láser o no. Para escalarlo y sentarse a hablar de algo industrializable, son muchos años y muchos miles de millones de dólares que, de vuelta, en en un esquema en donde la CNEA tiene que salir del atolladero que tiene que ver con lo estructural y con lo financiero, es algo que no es de primera urgencia.

El futuro del CAREM

-¿Cuál es el estatus del proyecto CAREM? 

FRN: Hay distintas situaciones que analizar vinculadas al CAREM. La ingeniería del prototipo no está culminada y no hay certezas sobre su funcionamiento a pesar de que gestiones anteriores decidieron gastar cientos de millones de dólares en la construcción de un prototipo. El mundo dejó de construir prototipos de reactores hace por lo menos veinte años.

Existe una vía mucho más idónea, económica y simple de obtener certeza sobre el funcionamiento de un diseño que son las simulaciones computarizadas. En cambio, el proyecto de un CAREM versión comercial sigue en marcha. Pero el prototipo, sobre el cual no hay evidencias suficientes de su funcionamiento, sí está siendo reevaluado exhaustivamente.

MP: Además, ya tenemos varios trabajos realizados con los equipos de ingeniería del CAREM en algunas líneas accesorias relacionadas con la venta de servicios, que para nosotros tiene que ser parte importante y fundamental de esta nueva CNEA. Hay que salir a vender esos servicios de alto valor técnico pero con una cabeza completamente distinta, realmente pensado para negocios. Como algo positivo dentro del proyecto CAREM es el aprendizaje de todas esas capacidades nuevas para poder salir a comerciar, una palabra que es mal vista en la institución.

FRN: Por poner un ejemplo, el equipo de ingeniería diseñó el recipiente de presión de un SMR. No tenemos todas las herramientas para tomar la decisión de montarlo o no, de culminar el prototipo, pero sí están las capacidades acreditadas de que la Argentina puede proveer eso.

Entonces, un ecosistema con setenta y cinco años de inversión en desarrollo de materia gris y con una situación macroeconómica mucho más ordenada resulta atractiva, no solo para que proliferen algunos proyectos desde lo público, sino también para que haya inversiones privadas vinculadas a la tecnología nuclear. 

, Nicolás Deza

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) tiene programado avanzar en los próximos dos años en la culminación del reactor multipróposito RA-10 y del Centro Argentino de Protonterapia, además de profundizar en líneas de investigación aplicada como la producción de imanes, explicaron el presidente de la institución Martín Porro y el secretario de Asuntos Nucleares Federico Ramos Napoli en una entrevista conjunta con EconoJournal.

El reactor multipropósito RA-10 y el Centro Argentino de Protonterapia (CAdP) son dos grandes proyectos nucleares que sumarán nuevas capacidades industriales y medicinales al país. Sin embargo, Porro y Napoli advirtieron que estos proyectos hoy carecen de un modelo de generación de ingresos que permita solventar sus costos operativos, una situación que buscarán corregir en los próximos meses.

Las dificultades de la CNEA para generar modelos de negocio en torno a los proyectos nucleares que permitan generar ganancias o siquiera pagar sus costos operativos y de mantenimiento es una problemática que la Secretaria de Asuntos Nucleares quiere abordar de lleno.

«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. Ya sea por gobernanza interna de la Comisión, porque hay un esquema de incentivos rotos, o bien porque se deciden proyectos quizás con una escala que no es la correcta», evaluó Ramos Napoli.

RA-10: el proyecto nuclear más ambicioso de la CNEA

El reactor multipropósito RA-10 es el proyecto nuclear en términos de inversión y de frontera tecnológica más ambicioso en ejecución en el país. La CNEA dio esta semana otro paso clave hacia la culminación y activación del reactor en el Centro Atómico Ezeiza, esperado para finales de este año o principios de 2027.

La institución anunció este lunes que inició pruebas clave del sistema de refrigeración primario del reactor, como la puesta en funcionamiento de la primera bomba del circuito de refrigeración primario, procediendo al primero llenado del reactor con agua desmineralizada. Se trata de una de las tres bombas que integran este circuito de refrigeración primario.

De manera complementaria, se concretó otro avance clave con la configuración del núcleo del RA-10, conformado por elementos combustibles denominados dummies, es decir, sin carga de uranio pero con la geometría y disposición final del núcleo definitivo. Estos elementos fueron provistos por la Planta de Fabricación de Elementos Combustibles para Reactores de Investigación (ECRI), ubicada en el Centro Atómico Constituyentes.

El reactor RA-10 diseñado por INVAP permitirá a la Argentina incrementar la producción de radioisótopos médicos que ya se producen en otros reactores (como el molibdeno 99), otros nuevos (lutecio 177), realizar investigación con haces de neutrones, brindar servicios industriales (análisis de materiales) y realizar ensayos fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Otra funcionalidad que será novedosa para el país será el dopaje de silicio.

Sin embargo, el presidente de la CNEA afirmó que no hay un modelo de negocio establecido para todas esas capacidades. «No hubo un plan de negocios asociado a ese crecimiento, con lo cual hoy la CNEA tiene un reactor modelo a nivel internacional sin una escala comercial de todo lo que podría potencialmente salirse a vender», dijo Porro.

«Estamos trabajando en este momento para que no sea solamente un hito que corre la frontera tecnológica de los reactores de investigación, sino que también repercuta en ingresos por exportaciones de radioisótopos, de servicios o de silicio dopado», complementó el secretario de Asuntos Nucleares en la entrevista con este medio.

Los desafíos del Centro Argentino de Protonterapia

El otro proyecto cercano a su culminación es el Centro Argentino de Protonterapia (CeArP) frente al Instituto Roffo en la Ciudad de Buenos Aires. Será la primera instalación en Latinoamérica en poder realizar tratamientos con protonterapia, un tipo de radioterapia que utiliza protones para combatir tumores y que por su elevado nivel de precisión esta orientada especialmente al tratamiento de niños.

El secretario de Asuntos Nucleares dijo que estan trabajando en minimizar la estructura de costos del futuro centro para poder brindar los tratamientos de protonterapia.

«Hoy nos encontramos frente a una innovación que va a ser mucho bien, pero para la que, si se persigue su funcionamiento, la CNEA tendría que seguir hundiendo dinero en su costo operativo. Es desafiarse de forma tal de que podamos bajar el OPEX a la expresión más mínima pero razonable a la vez», explicó Ramos Napoli.

La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) otorgó el año pasado la licencia de Puesta en Marcha a la instalación Clase I del CeArP. La licencia abarca la puesta en marcha del ciclotrón, la línea de transporte del haz de protones y el laboratorio LAIDEP, que son los sectores del CeArP que integran la instalación clasificada por la ARN como “Clase I”, en función del riesgo radiológico asociado y su complejidad tecnológica, entre otros aspectos. El ciclotrón generará los protones para los tratamientos e investigación de materiales.

Las líneas de investigación aplicada de la CNEA

En paralelo a estos grandes proyectos, la CNEA avanza con otras líneas de investigación aplicada. Entre los objetivos figura continuar avanzando en materia de enriquecimiento de uranio. La CNEA realizó este años pruebas con un prototipo de centrífuga de uranio en el Complejo Pilcaniyeu en Río Negro.

El presidente de la CNEA destacó que trabajarán en el desarrollo de imanes. «Estamos trabajando en imanes de muy alta performance con tierras básicas, no tierras raras. Estamos saliendo a generar una especie de spin-off vinculado a esto», concluyó Porro.

, Nicolás Deza

La empresa Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, nombró a Luciano Rojas como su nuevo director Comercial en el país. Rojas regresa a la Argentina luego de desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en la casa matriz de la compañía en Francia, posición que asumió en septiembre de 2023. Reemplazará a Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la compañía en Francia.

Rojas tendrá el desafío de “impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible”, indicó la compañía en un comunicado.

En la Argentina, la compañía opera el 25% de la producción de gas con activos en las provincias de Neuquén y Tierra del  Fuego, siendo así la primera operadora de producción privada del país. En el sector de energías renovables opera centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.

TotalEnergies

Con más de 23 años en TotalEnergies, Rojas ocupó roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la gerencia Comercial y de la gerencia de Estrategia de Total Austral.

El nuevo director Comercial de Total Austral en la Argentina es licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y cuenta con un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA).

“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en la Argentina y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, remarcó Rojas.

Por su parte, Sergio Mengoni, director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, afirmó: “es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de la Argentina y cinco centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años”.

TotalEnergies es una compañía energética global e integrada con presencia en más de 120 países. “Cuenta con más de 100.000 colaboradores comprometidos en producir energía más confiable, accesible y sostenible para la mayor cantidad de personas posible”. En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo desde 1978 y cuenta con más de 1.100 colaboradores.

, Redaccion EconoJournal

NEUQUÉN.- El 2025 volvió a ser un buen año para Vaca Muerta y sus proyectos asociados, pero dejó a la gobernación de Neuquén con menos regalías de las que había previsto en su presupuesto, producto de las oscilaciones en el precio del barril de petróleo. Este commodity sobre el cual la provincia no puede incidir, pero del que dependen casi el 70% de sus ingresos corrientes, inició otro año de vaivenes empujado por la intervención de Estados Unidos en Venezuela y la revuelta social en Irán.

La gestión de Rolando Figueroa cerró el año con un acumulado de recursos corrientes de 5,03 billones de pesos y una predominancia del 46% por parte de las regalías por el gas y el petróleo que se extraen en la provincia. En la administración neuquina explicaron que diciembre fue “el peor mes”, con una cotización que terminó un 5% abajo respecto de noviembre, pero esperan que actúe como un “piso” para el 2026.

“Va a ser un año parecido al año pasado en el hecho de que vamos a tener que ir mirando la caja trimestre a trimestre”, definió a EconoJournal la secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano, quien explicó que el resultado a la baja en las regalías del 2025 se dio por un menor precio del barril de petróleo del esperado.

Los datos oficiales publicados por la subsecretaría de Ingresos Públicos de Neuquén revelaron que, de enero a diciembre, las regalías hidrocarburíferas le aportaron a la canasta de recursos de Neuquén 2,32 billones de pesos, el 46% de los recursos corrientes del año.

Regalías, números

El número quedó unos $ 100.000 millones por debajo de lo que Figueroa había proyectado en la Ley de Presupuesto, por efecto de una menor recaudación de las regalías petrolíferas: estaba previsto que ingresaran 1,8 billones en el año y el resultado fue de 1,7.

Si bien hubo una clara predominancia de estos ingresos, que aportaron más del triple que el gas en la mayoría de los meses del año pasado, las oscilaciones en el precio del petróleo conspiraron contra el resultado final.

La Provincia había utilizado un valor de 71,5 dólares el barril para el cálculo de sus regalías petrolíferas, pero el promedio de venta osciló los 67 dólares en el año.

Pogliano explicó que, por el contrario, el tipo de cambio esta vez “jugó a favor”, especialmente a partir del segundo semestre, cuando el gobierno nacional eliminó el sistema de crawling peg que convalidaba una devaluación mensual del 1% menor que la inflación. “Eso ayudó a compensar la caída del precio del barril”, afirmó.

Los datos también fueron buenos en cuanto a la producción en Vaca Muerta. El presupuesto había estimado un crecimiento interanual de un 8%, sustentado “exclusivamente” en la producción de petróleo no convencional, con un promedio de 517.000 barriles diarios. Esa meta se alcanzó con el salto de producción que comenzó a partir de septiembre.

Ese también fue el mejor mes para las regalías petrolíferas, con recursos que alcanzaron los 174.441 millones de pesos. El peor fue marzo, con la entrada de 108.400 millones por el mismo concepto.

En cuanto al gas, el presupuesto del 2025 había estimado ingresos de regalías por casi 561.200 millones de pesos en todo el año e ingresaron en el año 570.500, apenas por encima de lo previsto. Es decir, a diferencia de lo que ocurrió con el petróleo, Figueroa pudo sobrecumplir la meta en este segmento que, sin embargo, es menos significativo en el acumulado de los recursos de la provincia.

Si bien aún no se conoce el resultado económico del 2025, Pogliano precisó que hubo recursos extraordinarios sobre finales del año que ayudaron a compensar la caja en el consolidado final como los dividendos que ingresaron por la hidroeléctrica de El Chocón y la renegociación de algunas áreas en Vaca Muerta.

Factor Irán y Venezuela

“Este mes no va a ser de holgura, pero lo vamos a ir sorteando. Si bien el dólar va a quedar más alto de lo que presupuestamos para el 2026, ese mayor dólar va a ir compensando también la mayor inflación”, anticipó Pogliano.

Para enero, el gobierno de la provincia espera que el barril termine oscilando entre los 62 y 64 dólares: si bien se registró una pequeña caída tras la captura de Nicolás Maduro y la intervención de Estados Unidos en Venezuela, las protestas en Irán hicieron que la tendencia se revierta al alza pocos días después.

El presupuesto de Rolando Figueroa para este año se elaboró con un precio del barril bruto de 63 dólares y un valor de liquidación de regalías en 55. El total de ingresos corrientes está estimado en 7,5 billones de pesos, con las regalías hidrocarburíferas como protagonistas con casi 4 billones.

Crecimiento para 2026

La provincia espera para este 2026 un crecimiento de la producción de petróleo del 29%, llegando a un promedio diario de 665.720 barriles, sustentado en el no convencional de Vaca Muerta. En función de esas estimaciones, calculó regalías petrolíferas para el año que viene por 2,3 billones de pesos, número que dependerá, otra vez en buena medida, de lo que suceda con el barril en un escenario geopolítico todavía impredecible.

En el gobierno hay quienes conservan la expectativa de el barril pueda alcanzar los 66 dólares en el transcurso del año, aunque no parece ser el pronóstico del ministro de Energía, Gustavo Medele.

Para poner en perspectiva estos números dentro del presupuesto de la provincia, un mes de salarios de los empleados estatales en Neuquén equivale a casi 308.000 millones de pesos. El gobierno necesita echar mano de todas las regalías, de los ingresos de coparticipación federal y de una parte de los ingresos por recaudación de impuestos propios para cubrir ese número que volverá a subir en enero, producto del acuerdo que tiene con los sindicatos para actualizar los haberes trimestralmente con la inflación.

A esos gastos se le suman un compromiso de obra pública de 1 billón de pesos para este año y otro abultado calendario de pagos de deuda pública.

, Andrea Durán

“Lo que dejan en evidencia estos dos últimos apagones es que el volumen de corte está absolutamente desproporcionado con el nivel de las fallas registradas«: en esos términos describió un alto directivo del sector eléctrico el estado de la red de transporte y distribución de energía en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

La fragilidad del sistema quedó expuesta en los dos últimos apagones de Edesur y Edenor registrados de los últimos 15 días. «Se ven afectados muchos más usuarios de los que deberían si la infraestructura fuese la indicada. Es como bajar por una escalera sin baranda, te caes desde cualquier escalón y te vas directo al piso”, ejemplificó.

En ambos casos, las fallas se registraron en estaciones transformadoras de cabecera de media y baja tensión de las dos distribuidoras.

Cortes de luz de Edenor y Edesur y la falta de inversión

“La falla de este jueves en Edenor fue compleja, pero no te puede llevar puesto 3.300 MW de demanda”, remarcó otro directivo del sector. De fondo, lo que queda en evidencia es la falta de inversión en infraestructura de transporte y distribución como resultado de los congelamientos y atrasos tarifarios en lo que incurrieron de manera casi permanente los gobiernos kirchneristas en los últimos 25 años.

Sólo en escasos períodos durante el primer cuarto de siglo las tarifas alcanzaron a cubrir los costos de operación y expansión del sistema. La norma fue el atraso del valor de la energía que pagan los usuarios, lo que derivó en la imposibilidad de poder cubrir los planes de inversión presentados por los privados.

Por eso, en la actualidad quedan en evidencia las consecuencias de operar sistemas de transmisión y distribución que durante el pico de consumo lo hacen al máximo de su capacidad; a diferencia de lo que sucede en países desarrollados, que incluso en momentos de mucho consumo cuentan con líneas de media y baja tensión de respaldo para diversificar el despacho y no depender de una sola ruta como sucede en la Argentina.

Si se complica una línea, los sistemas N-1 o N-2 de mercados más robustos cuentan con alternativas para encapsular y neutralizar problemas de carga que se registran en la red. Nada de eso sucede en la Argentina, que opera al límite, sin back up en los días de alto consumo de energía.

Sistema de consumo de respaldo insuficiente

En el país no se construyen líneas de alta tensión desde hace años. En el AMBA, donde se consume casi el 50% de la energía de la Argentina, la operación es crítica, sobre todo en días de pico de demanda por altas temperaturas.

En los hechos, la falta de compensación ante un inconveniente o perturbación en el sistema provoca que no se pueda abastecer a la demanda afectada a través de otras líneas y subestaciones alternativas.

La red eléctrica argentina no funciona como N-1 (N menos uno), lo que en la jerga se conoce a un sistema que opera de manera óptima y confiable porque cuenta con un sistema igual al máximo de consumo de respaldo. Un sistema N-1 implica que una infraestructura energética cuenta con una capacidad que soporta una falla de un elemento clave y puede ser compensada por el mismo sistema.

Existen en el mundo sistemas que operan en N-2 o N-3, como las empresas Hydro-Québec en Canadá y Électricité de France (EDF) de Francia, que son ejemplos mundiales en confiabilidad en la operación que están diseñados para poder absorber más de una falla significativa sin interrumpir masivamente a los usuarios.

Al no poder compensar una falla, el sistema eléctrico argentino termina generando un corte significativo en la demanda. Una fuente del sector consultada por EconoJournal señaló que “la Argentina no funciona como N-1. Sólo es N-1 en condición de baja demanda. En días de mucho calor como el de este jueves el sistema opera al límite”.

La Estación Transformadora Morón de Edenor cubre una demanda de 1.150 MW en líneas de 220 kV, pero la falla de este jueves terminó provocando un colapso en el sistema. Según fuentes oficiales se perdieron un total de 3.100 MW del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con impacto también sobre el segmento de generación de Buenos Aires.

AMBA I: la obra que buscaría revertir la situación

Es una obra crítica para todo el segmento de transmisión eléctrica que refuerza el anillo del AMBA. Contempla la construcción de 500 kilómetros de línea de alta tensión y otras obras adyacentes de líneas de 220 kV en las áreas de las distribuidoras Edenor y Edesur. El diseño original fue presentado en 2020 durante el gobierno de Alberto Fernández, que no avanzó más allá del anuncio. También está prevista la obra de AMBA II, que refuerza el sistema del conurbano cerca de General Rodríguez.

El gobierno de Javier Milei está trabajando en un esquema de ampliación general del sistema de transporte eléctrico y en particular tiene prioridad la obra AMBA I. Sin embargo, todavía no definió el instrumento para poder concretar la obra.

A fines de 2024 el Poder Ejecutivo intentó avanzar mediante la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad para toda la demanda del país, pero esa opción no prosperó. En el tercer año del gobierno de Milei, la Secretaría de Energía podría avanzar en un esquema de concesión privada.

, Roberto Bellato

En un foro internacional dominado por la transición energética, la seguridad de abastecimiento y la competencia por capital minero, el Future Minerals Forum realizado en Arabia Saudita, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, optó por un enfoque pragmático: reconocer los límites históricos de la Argentina, pero también marcar un punto de inflexión. “Sabemos que tenemos un largo camino para construir confianza”, afirmó el funcionario, al tiempo que subrayó la decisión política de dejar atrás la volatilidad macroeconómica y reconstruir credibilidad como proveedor confiable de minerales.

Más allá de las definiciones económicas, el mensaje tuvo una lectura claramente estratégica: la minería aparece hoy como uno de los pocos sectores con consenso político transversal, condición indispensable para una industria que requiere plazos largos, grandes inversiones y estabilidad regulatoria. Según explicó Lucero durante una entrevista que le realizaron en el marco del foro internacional impulsado por el Estado saudí, gobernadores, legisladores y actores clave del sistema político argentino coinciden —por primera vez en décadas— en que los recursos minerales deben convertirse en un pilar del desarrollo nacional.

En ese marco, el litio se consolida como el activo más avanzado del portafolio argentino. La coordinación entre Salta, Jujuy y Catamarca, a través de la Mesa del Litio, fue presentada como una señal institucional relevante hacia los mercados: provincias de distinto signo político, articuladas entre sí y con el gobierno nacional, en un esquema que facilita inversiones y reduce incertidumbre.

Lucero recordó que en los últimos dieciséis meses se pusieron en marcha cuatro operaciones y proyectó que hacia 2035 la producción podría alcanzar las 650.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente, posicionando al país como un actor de peso en el abastecimiento global. Pero el énfasis no estuvo solo en los volúmenes, sino en el impacto territorial: empleo formal, salarios competitivos, desarrollo de proveedores y una relación más fluida con las comunidades locales.

El cobre, en cambio, representa el gran desafío de la próxima etapa. Con siete u ocho proyectos de clase mundial distribuidos en distintas provincias, el punto crítico —según el secretario— será la entrada en producción del primer desarrollo. La reactivación de Bajo de la Alumbrera por parte de Glencore fue leída en esa clave: más que por su escala, por la señal que envía al mercado sobre la decisión de volver a producir cobre en la Argentina. A partir de ese hito, sostuvo, el resto de los proyectos tenderá a acelerarse.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue otro de los ejes del discurso. Su aprobación con amplio respaldo parlamentario fue presentada como una muestra adicional del consenso político en torno a la minería, identificada desde el inicio como uno de los sectores estratégicos del esquema.

Sin embargo, el mensaje evitó cualquier tono triunfalista. La infraestructura sigue siendo el principal cuello de botella, luego de más de veinte años de desinversión, en un país extenso y con regiones áridas donde el acceso al agua, la energía y la logística es determinante. El horizonte temporal —2035— aparece así como una referencia realista: el plazo necesario para transformar potencial geológico en producción efectiva.

PDAC: del discurso a la agenda concreta

Ese mismo enfoque —menos promesas y más consistencia— es el que empieza a delinear la agenda argentina rumbo al PDAC 2026. En un entorno donde la información circula rápido pero con alto nivel de ruido, la articulación sectorial se vuelve una ventaja competitiva frente a los anuncios aislados.

En ese punto se inscribe la experiencia del Argentina Mining Pavilion, impulsado por Argentina Mining, que busca consolidarse no como un stand más, sino como una plataforma organizada para concentrar actores, ordenar agendas y facilitar el diálogo técnico entre empresas, inversores, proveedores y decisores internacionales. La continuidad y profesionalización de esa presencia son leídas por los mercados como señales de madurez institucional, especialmente valiosas en un ciclo donde cada decisión de capital es evaluada con mayor detalle.

El PDAC vuelve así a funcionar como un espacio de calibración: allí se comparan países, proyectos y marcos regulatorios en tiempo real. En ese escenario, la Argentina tiene la oportunidad de mostrar no solo la magnitud de sus recursos, sino su capacidad de traducirlos en desarrollo concreto. Esa diferencia —más que cualquier eslogan— es la que puede definir qué proyectos avanzan y cuáles quedan, una vez más, en el terreno de las promesas.

Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC 2026: pdac@argentinamining.com | +54 9 261 535 4504

, Sabrina Pont

YPF firmó el convenio de cesión del área convencional Manantiales Behr, su principal campo en la provincia de Chubut, a la empresa Rovella Capital por un monto de US$ 575 millones. Además, la compañía con mayoría estatal anunció la cesión del clúster Malargüe en Mendoza.

La rúbrica de los contratos se realizó este viernes y forman parte del Proyecto Andes, la estrategia de optimización del portafolio de activos convencionales de YPF para focalizar sus inversiones en Vaca Muerta.

Manantiales Behr

El acuerdo de cesión del 100% para la explotación del campo convencional Manantiales Behr se firmó con Limay Energía, perteneciente al Grupo Rovella Capital, la constructora creada por Mario Rovella.

En el proceso de cesión, el grupo se impuso a las propuestas de otras compañías como Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, y Capsa, candidatos naturales para quedarse con Manantiales Behr. Y también a la del Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas, y CGC.

Al cierre del tercer trimestre de 2025, Manantiales Behr tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles diarios de petróleo (kbbl/d) y 0,5 millones de metros cúbicos (m3/d) de gas natural.

Además, el acuerdo incluye la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos El Trébol – Caleta Córdova, Km. 9 – Caleta Córdova, y Manantiales Behr – Cañadón Perdido en Chubut y la venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20, según difundió YPF en un hecho relevante ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).

YPF aclaró que, de los US$ 575 millones por Manantiales Behr, “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”. En tanto, la cesión del clúster Malargüe fue suscripto con la empresa Venoil.

“Ambos procesos quedan sujetos a la aprobación de las autoridades provinciales y, una vez cumplido ese paso, las nuevas operadoras asumirán el control de los bloques”, indicó YPF.

Proyecto Andes

Estas operaciones forman parte de la ronda lanzada en julio del año pasado del Proyecto Andes, liderado por el Banco Santander. Como parte del mismo plan, YPF ya completó el proceso de cesión definitivo de sus siete áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.

“El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031”, indicó la compañía.

, Roberto Bellato

YPF puso en marcha el proceso de selección para una nueva edición de su Programa Jóvenes Profesionales, tras contabilizar más de 7.000 inscripciones en los primeros siete días desde la apertura de la convocatoria. La búsqueda de la compañía busca cubrir la demanda de perfiles especializados para sus proyectos de infraestructura y producción.

La estructura de la iniciativa de formación propone una inmersión integral en el negocio durante un periodo de nueve meses. A lo largo de este tiempo, los seleccionados participarán en un esquema que combina el entrenamiento en campo y oficina con la participación activa en proyectos de innovación.

El programa fomenta que los profesionales de amplia trayectoria interactúen con las nuevas generaciones, una dinámica que busca potenciar la transferencia de conocimiento técnico y la visión transversal de toda la cadena de valor de la compañía con la generación de empleo de calidad en los distintos segmentos de la industria del gas y el petróleo.

Florencia Tiscornia, vicepresidenta de Personas y Cultura de YPF, explicó que el propósito es doble: «Por un lado, fortalecer el semillero interno con talento joven que se potencia y se nutre con nuestros profesionales y técnicos de extenso recorrido en la industria, y, por otro, formar a quienes tendrán la responsabilidad de liderar la industria a mediano plazo«.

Requisitos de postulación para los jóvenes profesionales

En cuanto a los requisitos técnicos, la búsqueda se focaliza en graduados recientes de las carreras de Ingeniería en Petróleo, Química, Industrial, Mecánica, Electromecánica, Civil y Electrónica, y carreras en Geociencias, Ciencias Económicas, Comercialización y Tecnología.

Los aspirantes deben tener entre 22 y 28 años, contar con un nivel de inglés intermedio o avanzado y demostrar un rendimiento académico sólido. Además, la propuesta requiere disponibilidad para la relocalización en puntos clave de la operación como Neuquén, Mendoza y Buenos Aires.

El proceso de evaluación se caracteriza por su rigurosidad, dividido en múltiples etapas que comienzan con la inscripción digital y continúan con exámenes de razonamiento e idiomas. Posteriormente, los candidatos atraviesan dinámicas grupales y un diagnóstico de competencias, ya sea de forma presencial o virtual.

La fase final consiste en entrevistas personales con los líderes de las distintas áreas operativas y los exámenes médicos de rigor antes del ingreso formal a la compañía. La postulación continúa vigente a través de las plataformas digitales de YPF, donde se centraliza la recepción de perfiles para las diferentes regiones operativas.

, Redacción EconoJournal

Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa del holding Sociedad Comercial del Plata S.A., firmó un acuerdo estratégico con Chevron Products Company, división de Chevron U.S.A. Inc., para la comercialización de combustibles en la región.

El entendimiento marca el inicio formal de una relación orientada a potenciar el crecimiento de la compañía argentina a partir del acceso a los commodities y la red comercial de la petrolera estadounidense.

El acuerdo

Según informaron las compañías, el convenio establece un marco de cooperación que permitirá evaluar nuevas áreas de integración en el negocio energético.

Entre los ejes a analizar se destaca la posible expansión de la logística de abastecimiento de DAPSA, con el objetivo de fortalecer su capacidad operativa y su presencia en los mercados regionales.

Alianza estratégica

El acuerdo también contempla condiciones comerciales diseñadas para que DAPSA pueda ampliar su participación en la región mediante una propuesta de valor más competitiva.

La estrategia apunta a diversificar el portafolio de productos y servicios, al tiempo que se refuerza la oferta destinada a clientes mayoristas y a la red de estaciones de servicio, según informaron.

Desde la compañía aclararon que, más allá de este nuevo desarrollo estratégico con Chevron, DAPSA continuará comercializando productos de origen local en su red de estaciones en la Argentina, garantizando la continuidad de su operación y de su esquema comercial actual.

Operación

DAPSA opera cerca de 200 estaciones de servicio en todo el país y cuenta con una terminal portuaria en Dock Sud con una capacidad de almacenamiento superior a los 140.000 metros cúbicos. Esa infraestructura está interconectada por oleoductos con las principales refinerías y terminales portuarias de la región, lo que le permite abastecer tanto al mercado interno como a clientes regionales.

Además, la compañía concentra aproximadamente el 10% de la producción local de lubricantes y alrededor del 60% del mercado de grasas lubricantes, una posición que busca fortalecer a partir de esta alianza con Chevron.

El acuerdo se enmarca en la estrategia de regionalización de DAPSA, que tiene como objetivo ampliar su huella comercial más allá del mercado argentino y consolidarse como un actor relevante en la cadena de suministro de combustibles y productos derivados en el Cono Sur, detallaron.

, Redaccion EconoJournal

La firma argentina Dosbio desarrolla un modelo de economía circular mediante la transformación de pasivos ambientales en activos energéticos de alto valor. Con acuerdos técnicos en Entre Ríos para procesar residuos avícolas y un primer proyecto de generación térmica en Santa Fe, a partir de biogás, la compañía escala su tecnología patentada de biofertilizantes hacia el mercado europeo, posicionando al país como un nuevo actor en la producción de moléculas verdes.

La empresa, nacida en 2015 y liderada por su CEO, Juan Khouri, , se apoya en el desarrollo de los que denomina “yacimientos bioenergéticos” en provincias como Entre Ríos, Santa Fe y Buenos Aires. A través del aprovechamiento de Biogás, Biometano, BioGNL, BioGNC y BioCO₂, la firma busca dar una solución ambiental definitiva a los residuos orgánicos mientras sustituye el uso de energías fósiles y cubrir la demanda de gas con fuente no fósil.

En este sentido, la cooperación tecnológica con el gobierno entrerriano representa un hito relevante, ya que “apunta a evaluar la factibilidad económica de transformar el guano aviar y la cama de pollo en energía renovable, resolviendo un problema recurrente para los municipios y productores locales”, explicó Khouri a EconoJournal.

Un proyecto de expansión que aspira al RIGI

Este plan contempla una inversión estimada de US$200 millones, para la instalación de dos plantas de biogás situadas estratégicamente cerca de los centros productivos de la zona de Crespo y San José. El proyecto técnico prevé alcanzar una escala de 300.000 m³ diarios de biometano en un plazo de ocho años, aprovechando el marco normativo del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

Una parte de este combustible se inyectará en los gasoductos de distribución, mientras que el excedente se someterá a un proceso de licuefacción para su exportación como BioGNL. Khouri 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.

Al respecto, resultó fundamental la firma durante el 2026 de dos importantes documentos: Un MOU con la provincia de Entre Ríos para colaborar en soluciones bioenergéticas y de sustentabilidad, y un convenio con el Municipio de Crespo, para la puesta en funcionamiento de un biodigestor a principios de 2026, mientras se realizan los estudios de prefactibilidad para el proyecto de escala.

Simultáneamente, la expansión hacia la provincia de Santa Fe refuerza esta red con la construcción de una central térmica de biogás que funcionará como plataforma para un proyecto piloto de derivados de hidrógeno verde. Esta iniciativa se vincula con la internacionalización de la firma a través de su filial Dosbio GmbH en Alemania.

Patente global y planta piloto en Alemania

Verónica Tito, socia de Dosbio y Directora de Asuntos Legales y Corporativos, destacó que la empresa obtuvo en 2024 una patente global para la solidificación de efluentes líquidos y su conversión en biofertilizantes multinutrientes, y gracias al vínculo con la Cámara de Industria y Comercio de Alemania en la Argentina – AHK, este desarrollo fue presentado en la feria Euroter Energy.

A partir de ahí surgió la oportunidad de dar inicio a un proyecto piloto en Alemania y crear la empresa Dosbio Gmbh, lo cual permitió cerrar los primeros acuerdos de comercialización en Hamburgo para distribuir el producto en la Comunidad Europea.

En la Argentina, esta estrategia de desarrollo permite que la existencia de las plantas de biogás no dependa exclusivamente de los contratos de compra energía eléctrica con Cammesa, cuyos valores suelen ser elevados para el sector privado, sino que se sustenten en la industrialización de subproductos de alta demanda global.

El desafío es mostrar al mercado la posibilidad de producir bioenergías a precios competitivos, atractivo para sectores que requieren descarbonización como el transporte pesado, el transporte marítimo y grandes industrias cuyos productos se exportan principalmente al mercado europeo y serán cada vez más objeto del mecanismo de ajuste en frontera, señaló Verónica Tito.

Y añadió que el marco regulatorio habilitante para la inyección de biometano en las redes de gas natural está vigente en el país a través de la NAG 602, y Dosbio se propone ser pionero en el despliegue de estas energías de suma relevancia para la diversificación de la matriz energética en el marco de la transición.

Mientras el mercado del hidrógeno verde aún se encuentra en fase de consolidación, los derivados biogénicos ya representan una realidad comercial en Europa, especialmente en naciones como Alemania, Francia, Dinamarca y Países Bajos. En vista de las posibilidad que refleja el sector resta definir, como desafío de expansión, la posibilidad de generar una plataforma de trazabilidad que permita verificar el origen del combustible y usar sus atributos de bajas emisiones en las huellas de carbono de quienes adquieran dichos certificados.

De esta manera, Dosbio utiliza la innovación tecnológica para dinamizar las economías regionales, disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero y ofrecer soluciones de abastecimiento energético a pequeñas localidades, transformando un desafío ambiental en una oportunidad de exportación de tecnología y descarbonización argentina.

, Ignacio Ortiz

DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo estratégico que permitirá atender la creciente demanda de servicios de perforación de alta calidad en las operaciones no convencionales de Vaca Muerta.

El convenio habilita la incorporación de dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta. Según informaron las compañías, estos equipos apuntan a mejorar los tiempos operativos, elevar los estándares de seguridad y acompañar el ritmo de expansión de los proyectos en la formación neuquina.

Los nuevos equipos de perforación

La iniciativa se enmarca en el reciente contrato que suscribió DLS con YPF, que se transformó en el mayor contrato de perforación en Vaca Muerta. Este acuerdo con la petrolera bajo control estatal consolidó la posición de DLS como uno de los principales proveedores de servicios de drilling en el segmento no convencional y aceleró la necesidad de ampliar su flota de equipo, indicaron desde la empresa.

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, destacó el alcance estratégico del entendimiento con Patterson-UTI: “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF, anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características y reforzar nuestra estrategia de crecimiento, iniciada hace dos años con la adquisición de ADA, nuestra empresa especializada en perforación con presión controlada (Managed Pressure Drilling – MPD)”.

Vaca Muerta como objetivo final del acuerdo

Desde DLS Archer y Patterson-UTI remarcaron que el acuerdo no solo apunta a incrementar la capacidad operativa en la cuenca, sino también a potenciar la propuesta de valor en términos de eficiencia y seguridad. “La combinación de experiencia técnica, tecnología de última generación y optimización de recursos permitirá ofrecer soluciones de alto valor agregado para los operadores que desarrollan proyectos en Vaca Muerta”, precisaron.

Asimismo, desde las compañías detallaron que el entendimiento entre DLS Archer y Patterson-UTI también refuerza la presencia de ambas organizaciones en el mercado argentino, en un momento en el que la actividad de perforación en la formación shale muestra señales de crecimiento sostenido.

La incorporación de los nuevos equipos se proyecta como un paso clave para acompañar la demanda prevista para los próximos meses y consolidar el posicionamiento de las compañías en el corazón del desarrollo energético del país, concluyeron.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina anunció esta semana que la central nuclear Atucha II volvió a operar nuevamente al 100% de su potencia nominal. Hace por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.

La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), la entidad que regula la actividad nuclear en el país, autorizó a la empresa generadora estatal a llevar la potencia en Atucha II al 100% de su potencia nominal de 745 MW brutos. Nucleoeléctrica concretó la elevación de potencia por la tarde del miércoles.

Atucha II venía operando desde la segunda mitad de 2018 bajo un esquema de potencia reducida debido a un incoveniente originado en una de las bombas de circulación del agua pesada en el circuito primario del reactor.

Bajo supervisión de la ARN, los equipos profesionales y técnicos de Nucleoeléctrica fueron realizando trabajos de corrección para ir elevando la potencia progresivamente. La central nuclear estuvo operando al 97% de su potencia desde octubre de 2025.

Atucha II: el origen del problema que impedía llevarla al 100%

La empresa decidió sacar manualmente de servicio a la central nuclear Atucha II hacia finales de 2018 tras detectar un debris (virutas
metálicas) en los elementos combustibles dentro del reactor, provocado por un desperfecto en una las bombas del circuito primario que hacen circular el agua pesada dentro del reactor. El agua pesada sirve para moderar la reacción en cadena y refrigerar el reactor.

Personal de la empresa detectó esos restos al constatar una disminución progresiva de la potencia eléctrica y un aumento en la temperatura de salida de los canales refrigerantes, debido a una reducción de caudal de agua pesada por el sistema primario.

El debris se generó por la rotura de la camisa del eje de una bomba, lo que ocasionó el desgaste prematuro del cojinete inferior de carbón de la bomba.

La camisa se rompió porque había una falla de diseño conocida por el fabricante quien recomendó su reemplazo al término
de la etapa de prueba de presión de la instalación. «Este reemplazo no se realizó, ni se transfirió dicho requerimiento al operador para
hacerlo durante la primera parada programada», explica un documento que circula dentro de la emrpesa al que accedió EconoJournal.

Por ese motivo, la empresa desarrolló programas de cálculo para predecir el comportamiento de la refrigeración del reactor con presencia de impurezas en el sistema refrigerante del mismo. «Este programa ha permitido la operación segura a potencia reducida de la CNA II desde el año 2018», indicó la empresa en un reporte global de 2022.

Uno por uno, los trabajos correctivos en Atucha II

La empresa introdujo cambios y acciones para volver a operar Atucha II al 100%. Entre ellas:

• Revisión y reparación de la bomba y cambio de las camisas por el nuevo diseño,
• Monitoreo on-line de la actividad en el sistema primario para detectar en forma temprana cualquiera falla en los elementos combustibles,
• Establecimiento de una alarma en caso de disminución de caudal del sistema primario y poder reaccionar en forma temprana ante un evento similar.
• Medición del caudal en los canales refrigerantes y
• Colocación de filtros en el reactor en las posiciones de los elementos combustibles para poder extraer el debris
• Desarrollo de un mock up Hidráulico en el Centro Atómico Constituyentes para convalidar ensayos.

El 18 de febrero de 2019 la central nuclear Atucha II reanudó su operación comercial tras la intervención, plan de inspección y ensayos. Desde el
14 de enero de 2026 a las 19:20, la central está operando nuevamente al 100% de potencia (716,4 MW netos), después de un largo camino donde siempre se priorizó la seguridad y la confiabilidad de la planta.

, Nicolás Deza

Una falla en la estación transformadora de Morón de Edenor provocó que más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal sufrieran un corte en el suministro eléctrico en la tarde de este jueves. Tanto en este caso como en otros, los usuarios afectados cuentan con la posibilidad de realizar denuncias formales por falta de luz e iniciar el reclamo correspondiente ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

El de este jueves fue un evento que impactó sobre la red de alta tensión de 220 kV, en particular en las líneas que vinculan con la estación de General Rodríguez y que implicó la pérdida de alrededor de 3.000 megawatt de potencia. Esto es, cerca del 30% de la demanda de la región, en apenas unos segundos.

¿Quiénes pueden hacer una denuncia ante el ENRE?

Pueden presentar una denuncia todos los usuarios residenciales, comerciales e industriales que reciben el servicio de distribución eléctrica en la jurisdicción del ENRE, que abarca a los clientes de Edenor y Edesur en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense.

La denuncia ante el organismo regulador se realiza una vez que el usuario ya efectuó el reclamo correspondiente ante la distribuidora y no obtuvo una respuesta satisfactoria o considera que el corte no fue correctamente resuelto. Fuentes del sector recomiendan que la denuncia ante el ente se haga justo después de la denuncia ante la distribuidora.

¿Cómo hacer la denuncia?

El trámite es gratuito y puede realizarse de manera digital o telefónica. Antes de acudir al ENRE, es obligatorio contactar a la empresa distribuidora (Edenor o Edesur) y solicitar un número de reclamo. Este dato será indispensable para continuar con la denuncia.

El usuario debe acceder al portal oficial del ENRE y dirigirse a la sección de “Reclamos y denuncias”. Allí encontrará el formulario digital para completar con sus datos personales y la información del suministro afectado.

Entre la información solicitada se incluye:

• Nombre y apellido del titular del servicio
• DNI o CUIT
• Número de cliente o de suministro
• Dirección del punto afectado
• Número de reclamo otorgado por la distribuidora
• Fecha y hora aproximada del corte
• Breve descripción del problema

Una vez cargados los datos, el sistema generará un número de trámite que permitirá hacer el seguimiento del caso.

¿Hay compensaciones por los cortes de luz?

La normativa vigente establece que los usuarios pueden acceder a bonificaciones automáticas por falta de suministro en su factura cuando se superan los límites de duración y frecuencia de los cortes permitidos.

Sin embargo, la denuncia ante el ENRE es un paso clave para que el organismo pueda evaluar la situación, auditar a la distribuidora y, en caso de corresponder, aplicar sanciones o exigir resarcimientos adicionales en caso de cortes prolongados o reiterados ( 4 o 5 en un mismo mes).

En qué casos no es posible hacer la denuncia

Antes de avanzar con cualquier trámite ante el ENRE es clave verificar si la interrupción fue anunciada con antelación. Tanto Edenor como Edesur están obligadas a informar con al menos 48 horas de anticipación cuando se trata de cortes programados por tareas de mantenimiento u obras planificadas.

Si el evento no fue comunicado previamente, el usuario puede avanzar con el reclamo por falta de suministro.

Una vez descartado que se trate de un corte programado, el reclamo puede orientarse a dos situaciones específicas:

• Corte prolongado: cuando la interrupción se extiende durante 15 horas consecutivas o más.
• Corte reiterado: cuando se registran cuatro o más interrupciones en un mismo mes calendario.

En ambos casos, además de solicitar la restitución del servicio, el usuario puede quedar habilitado para acceder a bonificaciones que luego se reflejan en la factura.

Existe una situación en la que no es obligatorio reclamar primero ante la distribuidora. Se trata de los usuarios de Edenor que residen en las islas del Delta del Paraná quienes pueden acudir directamente al ENRE cuando la falta de suministro se debe a fenómenos climáticos o a fallas en redes de media y alta tensión. Esta excepción está contemplada en la Resolución ENRE N.º 149/2025.

Estos son los canales de atención del ENRE

El ENRE dispone de distintas vías para realizar la denuncia:

• Online: a través de los formularios disponibles en su sitio web, donde se debe seleccionar la opción correspondiente a corte prolongado o corte reiterado.
• Telefónica: mediante las líneas gratuitas 0800-333-3000 y 0800-345-6000, disponibles las 24 horas, todos los días del año.
• Presencial: en la sede de Suipacha 615, Ciudad de Buenos Aires, de lunes a viernes de 9 a 17. Para esta modalidad es obligatorio solicitar turno con antelación.

, Loana Tejero

Una falla en la estación transformadora de Morón, una de las subestaciones de cabecera de Edenor, provocó un apagón que afectó a más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal. Allegados a la distribuidora indicaron que a las 16 de este jueves cerca de un 85% de los hogares afectados había recuperado el servicio. Pero no existen estadísticas oficiales porque la web de Cammesa, el organismo encargado del despacho de energía, y del ente regulador (ENRE) dejaron de actualizar la información del sistema eléctrico después del mediodía de hoy.

La falla registrada en la subestación de Morón provocó perturbaciones en la red eléctrica de 220 kV —en especial en las lineas que conectan con la estación de General Rodríguez—, por lo que en cuestión de segundos se desengancharon varias centrales de generación termoeléctrica que abastecen de energía al AMBA. En conjunto, se perdieron unos 3000 megawatt (MW) de potencia, un 30% del total que consume el Gran Buenos Aires.

Se vieron afectados localidades de zona norte del Conurbano como Tigre, San Fernando y también de los partidos de San Martín y Malvinas Argentinas. El corte se extendió en barrios de la ciudad de Buenos Aires como Palermo, Villa Urquiza, Saavedra y Belgrano, entre otros.

El impacto del apagón en el parque de generación

Por el inconveniente en la subestación de Morón, se desengancharon turbinas de generación TV9 de la central térmica (CT) Puerto Nuevo (272 MW) y las turbinas TV10, TG11 y TG12 (619 MW) de la CT Puerto. También se desengancharon las máquinas TG3 y TG4 de la Central Térmica Matheu de 116 MW y la turbina TV06 de la CT Puerto Nuevo (184MW).

El AMBA consume alrededor de 12.000 MW en días con climas calurosos como el de este jueves.
La falla en Edenor se produce dos semanas después del corte masivo del 31 de diciembre en el área de la distribuidora Edesur, que dejó a 1.083.000 usuarios sin suministro eléctrico.

Noticia en desarrollo

, Roberto Bellato

La empresa Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, emitió un comunicado esta tarde para explicar las razones que dejaron sin el servicio de electricidad a más de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

La compañía aseguró que a las 14:45 se registró una falla en la Subestación Morón, en el nivel de 220 kV, «que tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes».

El apagón afectó a un tercio de la demanda total de la distribuidora ubicado en el corredor norte y oeste del área de concesión.

En texto publicado en las redes sociales de Edenor, afirmaron que «inmediatamente luego de detectada la falla se activaron los protocolos operativos de reposición del suministro. A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico normalizado».

La Secretaría de Energía comunicó que a las 16.43 de hoy aún continuaban sin el servicio unos 175.000 usuarios de Edenor y otros 35.000 de Edesur. Mientras que a las 17.30 ambas distribuidoras aseguraron que el servicio se restableció en su totalidad.

Usuarios de Edesur también con cortes

El apagón de esta tarde también afectó a más de 200.000 usuarios de Edesur. En este caso, la compañía afirmó oficialmente que «lamentablemente se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora, que por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur».

Por último, afirmaron que el servicio se fue normalizando por etapas y en coordinación con otros actores del sistema.

, Laura Hevia

El mercado mundial de energías renovables espera que en 2026 los precios de los paneles solares y las baterías de litio aumenten considerablemente por medidas fiscales que acaba de anunciar el gobierno de China.

La reestructuración de la política de subsidios a las exportaciones que impulsa el gobierno de Xi Jinping generará un aumento de los costos para los exportadores chinos de paneles solares y baterías y podría provocar una suba de los precios para los proyectos de energías renovables en la Argentina y el mundo.

En concreto, el Ministerio de Finanzas de China anunció que a partir del 1° de abril eliminará la devolución del Impuesto al Valor Agregado (IVA) a las exportaciones de paneles solares. La medida la tomó en conjunto con la Administración Tributaria Estatal.

Al mismo tiempo, el gobierno chino también anunció la reducción de un 9% a un 6% a partir de abril de los reembolsos del IVA a las exportaciones de baterías de litio y la eliminación total de la devolución de impuestos a partir del 1° de enero de 2027.

El anuncio sobre productos tecnológicos para almacenamiento de energía abarca a baterías de iones de litio, baterías de flujo redox de vanadio y materiales como el hexafluorofosfato de litio, manganato y óxido de litio y níquel, cobalto y manganeso.

China busca proteger la producción de paneles solares

China ya había tomado una medida similar en diciembre de 2024, cuando redujo los reembolsos del impuesto a las exportaciones de los paneles del 13% al 9% para contrarrestar la fuerte baja de los precios en el sector por las tensiones comerciales internacionales.

El país asiático controla casi el 90% de la producción de paneles solares y baterías en el mundo. La medida del gobierno de Xi Jinping apunta a que los precios frenen de inmediato su caída para luego aumentar con el correr de los meses.

La Asociación de la Industria Fotovoltaica de China señaló que la medida debería ayudar a frenar una caída excesiva de los precios de exportación a largo plazo, ya que los productos fotovoltaicos de ese país enfrentan una competencia cada vez más intensa en los mercados extranjeros, según publicó la agencia Reuters.

Además, la entidad industrial reiteró el pedido a los fabricantes de paneles para que dejen de vender los productos por debajo de los costos y remarcó que algunos exportadores chinos utilizan los beneficios impositivos como un descuento de precios para los compradores extranjeros en un mercado con exceso de oferta de paneles.

«La reducción o cancelación oportuna de los descuentos a las exportaciones de productos fotovoltaicos puede ayudar a promover un retorno racional de los precios en el mercado externo y reducir el riesgo de fricciones comerciales», finalizó la entidad industrial china.

, Roberto Bellato

Dioxitek alcanzó un nuevo récord anual de producción de dióxido de uranio durante el 2025. Desde la empresa apuntaron que este hito permite pensar que se puede llegar a satisfacer la demanda total de las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse y evitar la importación de dióxido.

La empresa estatal anunció que produjo 190 toneladas de dióxido de uranio de grado nuclear durante 2025, marcando un nuevo récord de producción anual de este insumo utilizado para la fabricación de los elementos combustibles que abastecen a las centrales nucleares argentinas. Las centrales argentinas demandan unas 230 toneladas por año.

El principal servicio que Dioxitek ofrece es la transformación del concentrado de uranio en dióxido de uranio en su planta de conversión en Córdoba.

«Este hito fue posible gracias al proceso de saneamiento y reordenamiento integral de Dioxitek, sumado a la planificación y al impulso de procesos de mejora en la planta productiva de dióxido de uranio en Córdoba. También fue posible gracias al esfuerzo y compromiso de todo el personal de planta que llevó adelante la tarea», indicaron desde la empresa.

Operación en Córdoba

Econojournal informó que en la empresa estan trabajando para garantizar e inclusive incrementar la producción de dióxido de uranio en Córdoba.

La empresa renegoció a finales de 2024 la tarifa que Nucleoeléctrica, la empresa generadora nuclear estatal, abona por el servicio de conversión a dióxido de uranio. La nueva tarifa le permitió a Dioxitek solucionar la urgencia económica en la que se encontraba la empresa y afrontar obras vitales para mantener la operación en la planta de Córdoba.

La inversión de capital requerida en Córdoba asciende a US$ 14 millones, en un plan diagramado a cinco años. Con esta inversión sería posible elevar la producción en Córdoba hasta por lo menos 200 toneladas de dióxido de uranio por año.

En paralelo, Nucleoeléctrica trabaja para poder utilizar combustible con uranio levemente enriquecido (ULE) en Atucha II, lo que generaría un ahorro de 50 toneladas anuales en el consumo de dióxido. El combustible ULE se viene utilizando en Atucha I desde finales de la década de 1990.

De esta manera, Dioxitek podrá garantizar el abastecimiento pleno para las centrales argentinas.

Cómo Dioxitek produce el dióxido de uranio

El dióxido de uranio de pureza nuclear grado cerámico se fabrica a partir de diferentes materias primas: el concentrado de uranio (U3O8, también conocido como yellowcake), scraps (restos) de dióxido de uranio y el diuranato de amonio.

Estos componentes atraviesan un proceso físico-químico de purificación y conversión hasta llegar al polvo de dióxido de uranio (UO2) de calidad nuclear, insumo que es utilizado para la fabricación de pastillas que sirven como elementos combustibles en las tres centrales nucleares de nuestro país.

, Nicolás Deza

El Gobierno nacional elevó al Senado su propuesta para designar a las nuevas autoridades del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), el nuevo organismo unificado con el cual la actual gestión dará por finalizado el proceso de normalización de los entes de contralor y regulación del sector energético.

La propuesta, que lleva la firma de la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti, busca cubrir los cargos de Presidente, Vicepresidente y tres Vocales para el nuevo organismo unificado.

La selección de los candidatos fue el resultado de un proceso técnico que comenzó con la conformación de un Comité de Selección mediante la Resolución SE N° 479/2025. Este cuerpo estuvo integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo.

Tras una etapa de evaluación de antecedentes y entrevistas personales, el Comité elevó las ternas correspondientes a la Secretaría de Energía, la cual, a través del Ministerio de Economía, trasladó la recomendación final al Poder Ejecutivo.

Llamó la atención la ausencia de Carlos Casares, actual interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) que es quien viene desempeñando el cargo desde que empezó la gestión del presidente Javier Milei, pero no está referido para integrar el nuevo directorio.

Los perfiles del presidente y vice

A partir de ese análisis de los postulantes, el gobierno propone al Senado cinco funcionarios para cubrir los perfiles propuestos para conducir la regulación energética. Para la presidencia del ENRGE se propone a Néstor Marcelo Lamboglia y como vicepresidente a Vicente Serra. En tanto los vocales son Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.

Néstor Marcelo Lamboglia: Es el actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) e integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía. Anteriormente, desempeñó funciones como Asesor Jurídico Argentino de la Entidad Binacional Yacyretá.

Lamboglia es un abogado con amplio recorrido en el sector eléctrico, fue el único colaborador que se sumó a la conducción del ENRE durante la la gestión de Osvaldo Orlando, que fue el interventor que reemplazó a Darío Orbe. Rolando, a su vez fue uno de los tres integrantes del comité que se encargó de proponer las ternas para cada una de las cinco posiciones del nuevo directorio del ente regulador.

De acuerdo a la idea del Gobierno del nuevo ente, Lamboglia va a ser el encargado de imprimir el ritmo de gestión y de armar la estructura del ENRGE en interlocución con el Gobierno nacional, es decir, con la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía, como persona de confianza tanto de María Tetamanti como de Daniel González.

Vicente Serra. Se desempeña como presidente de la firma Intelligence Energy Solutions. Su trayectoria en la función pública incluye el cargo de Director Nacional de Refinación y Comercialización, además de haber sido asesor de la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales.

Serra, también es otro histórico del sector eléctrico que pasó por las principales consultoras técnicas del área y que quien se le reconoce en la industria por haber sido el único de los cinco integrantes que tiene un paso tanto por el sector eléctrico como el de gas natural. Puede funcionar como un puente entre ambas áreas en el nuevo esquema unificado.

El candidato a la vicepresidencia del ENRGE Se sumó a la administración de La Libertad Avanza de la mano del ex jefe de Gabinete Nicolás Pose, asesorando específicamente a Rolandi. Tiene una buena articulación con actores de la actual gestión energética y tuvo un paso, en su momento, con el Enargas durante la gestión de Antonio Pronzato.

El aporte técnico de los vocales

Vocal Primero Marcelo Nachón. Actualmente forma parte del Consejo Asesor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Posee experiencia en el sector privado en el área de Gerenciamiento de Proyectos Especiales de Wintershall DEA Argentina SA y ocupó la Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos.

Nachón es un directivo eminentemente técnico del sector de gas natural, fue colaborador de la Secretaría de Energía en el área, de perfil bajo pero sólido en términos técnicos y regulatorios.

Vocal Segunda Griselda Lambertini. Integra el Consejo Asesor de la intervención del Enargas, organismo donde previamente fue Vocal Tercera de su Directorio. Es miembro del Grupo Interdisciplinario de Asesores de la Secretaría de Energía y trabaja como consultora independiente en regulación energética.

Lambertini es una de las colaboradoras del grupo de trabajo de Casares al frente de Enargas, y formó parte del CEARE, el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA que forma especialistas en energía. Tiene fuerte vinculación a todos los temas de de transición energética.

Vocal Tercero Sergio Falzone. Actualmente cumple funciones como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía de la Nación. En su historial profesional destaca su labor como Gerente Comercial y de Combustibles en Central Puerto SA, y su paso por la Gerencia General del Consorcio de Empresas Mendocinas para Potrerillos SA.

Falzone tuvo un paso fallido por la gestión del ex secretario de Energía Rodriguez Chirilo, candidateado por entonces como Secretario de Energía Eléctrica y como vicepresidente de Cammesa, y ahora entra como vocal tercero, con un fuerte conocimiento del sector de generación eléctrica sobre todo y también de distribución.

La documentación oficial ya se encuentra a disposición de la titular del Senado, Victoria Villarruel, para dar inicio al tratamiento legislativo que requiere la ratificación de estos cargos

, Redacción EconoJournal

La Secretaría de Energía están terminando de ajustar los detalles finales de una resolución que reestructurará la operatoria de uno de los tres segmentos estratégicos del mercado del gas natural en la Argentina. Por instrucción de la cartera que dirige María Tettamanti, el ente regulador (Enargas) reasignará las rutas de transporte (gasoductos) por las que las empresas distribuidoras adquieren el fluido que luego entregan a hogares e industrias. El acceso a capacidades en el sistema de transporte es una condición necesaria para poder comercializar gas.

De ahí la preocupación de buena parte de los actores del mercado de gas, que desde hace más de 30 días vienen discutiendo el tema internamente con funcionarios del gobierno, que consideran que el reordenamiento del segmento de transporte de gas es condición sine qua non para impulsar una recontractualización entre privados —productores, distribuidoras, generadores y grandes usuarios— y avanzar con cambios en el mercado como el corrimiento del Estado (a través de Enarsa) de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno.

La medida afectará, en la práctica, intereses creados tanto de empresas distribuidoras como también de petroleras y transportistas. ¿Por qué? Porque obligará a algunas distribuidoras a transferir contratos vigentes de transporte en firme en función de lo que determine en los próximos días el Enargas.

Es la primera vez en cuatro décadas que se toma una medida de esta naturaleza. En los hechos, activará un reseteo parcial de las relaciones comerciales entre los actores del mercado del gas. Será una especie de borrón y cuenta nueva que indefectiblemente arrojará empresas beneficiadas y otras que se verán perjudicadas.

Sincerar la realidad del mercado de gas

Fuentes cercanas al área energética del gobierno defendieron su decisión sobre la base de un hecho incontrastable: el cambio de la realidad material registrado en los últimos 15 años en las cuencas productoras a partir de la centralidad que evidenció Vaca Muerta como principal pulmón gasífero de la Argentina en desmedro de otras provincias cuya producción se desplomó.

En un despacho oficial lo pusieron en estos términos: “Estamos avanzando en una reorganización integral del sistema de transporte de gas para corregir distorsiones acumuladas durante años por la declinación de las cuencas Norte (Salta supo ser la segunda mayor productora de gas del país y hoy su oferta es casi inexistente) y Austral”.

“Muchas rutas de transporte firme fueron definidas cuando la disponibilidad de gas era distinta y hoy existen contratos en rutas que no pueden llenarse con gas real. Esto genera rutas inservibles y complica el abastecimiento de industrias del Litoral y la región Centro, que terminan buscando gas en cuencas donde ya no hay oferta disponible”, advirtieron.

Lo que sucede hoy en día es que el mix de cuencas resultante de los contratos de transporte que poseen algunas distribuidoras no refleja la realidad física de la red de gasoductos. “Durante años todos nos acostumbramos a fingir demencia porque hay empresas con contratos para comprar gas desde la cuenca del Noroeste que después terminan trayendo gas desde Neuquén o gas natural licuado (GNL) importado por (la empresa estatal) Enarsa desde la terminal de Escobar”, explicó el gerente comercial de una petrolera.  

Por eso, allegados a la Secretaría de Energía afirmaron que “la reorganización ajusta los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, garantizando un reparto más equitativo: primero se cubre la demanda prioritaria de las distribuidoras y el resto de contratos firmes”. “Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos vigentes entre transportistas y cargadores directos”, agregaron.

Se espera que antes del 31 de enero el Enargas publique una resolución asignando nuevas capacidades de transporte en cada red troncal de gasoductos. Las distribuidoras estarán invitadas a adherir voluntariamente los cambios propuestos por el ente regulador —elaborados a partir de un estudio realizado por la consultora Novix—, pero los más probable, según coincidieron fuentes públicos y privadas consultadas, es que en última instancia el gobierno termine instrumentando de forma discrecional las modificaciones porque algunas distribuidoras se negarán a validar la decisión del organismo.

“Este reordenamiento, al trasparentar la real disponibilidad de transporte firme, otorga una mejor información a los cargadores del sistema (distribuidoras, grandes usuarios y comercializadoras) que les permite tomar mejores decisiones a los efectos de comprar a futuro más trasporte forme, ya sea en el open season que haga TGS por la iniciativa privada (IP) o futuros open season que las transportistas puedan realizar”, defendieron fuentes cercanas al ente regulador.

Daños colaterales

Aunque la decisión de la Secretaría de Energía está amparada en razones eminentemente técnicas, generará cambios profundos en el negocio real del gas natural. Entre las compañías distribuidoras, Metrogas y Naturgy —las dos empresas que brindan el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires— serán, a priori, las más perjudicadas porque deberán ceder contratos vigentes para transportar gas en firme por el sistema centro-oeste de gasoductos y buscar nueva capacidad de transporte para abastecer a sus clientes.

En el reverso de esa situación, EcoGas —la empresa que controla a las distribuidoras de Gas del Centro (que abastece Córdoba) y Gas Cuyana (Mendoza)— se verá beneficiada porque ampliará su acceso al sistema centro-oeste de transporte, que en el verano se utiliza para exportar gas hacia Chile.

La reorganización del sistema de gasoductos tendrá, por ende, un impacto colateral en el negocio de las empresas comercializadoras asociadas a las distribuidoras. Se trata de un segmento secundario al negocio regulado de distribución de gas que empezó a cobrar forma a fines de los ‘2000 como una alternativa que encontraron las distribuidoras —con el aval tácito de funcionarios kirchneristas— para obtener algo de rentabilidad en un contexto signado por el congelamiento tarifario que afectó la economía de los privados.

Al obligar a algunas distribuidoras a ceder a otras capacidad de transporte en firme, la decisión del Enargas achicará también el negocio de las comercializadoras asociadas que, en momentos de menor demanda residencial (prioritaria), utilizan esas rutas para vender gas a clientes industriales o incluso transfieren a cambio de un fee esa capacidad de transporte a petroleras que exportan gas durante los meses de verano.

De un relevamiento entre los principales productores —YPF, Pan American Energy (PAE), TotalEnergies, Tecpetrol, Harbour Energy, Pampa y Pluspetrol, entre otros— se desprende que el efecto de la medida aún es incierto.

Aunque entre las petroleras que operan yacimientos en el sur del país —en especial en la cuenca Austral— existe preocupación porque la reformulación del mercado que impulsa el gobierno restringirá el universo de potenciales clientes a los que venderle gas, centralizando la comercialización del fluido con Camuzzi, la empresa que gestiona Gas del Sur, la distribuidora que cubre la demanda de gas en Patagonia, y Gas Pampeana, en el interior de la provincia de Buenos Aires y La Pampa.  

“Me preocupa porque los productores de gas en el sur perderíamos el mercado industrial, que permite diversificar la comercialización y mantener una señal de precios competitivos”, concluyó el director comercial de una petrolera.

, Nicolas Gandini

Pluspetrol, la compañía de energía privada con foco en exploración y producción de hidrocarburos, se integra como nuevo socio al Instituto Vaca Muerta. Se trata de una iniciativa que busca impulsar la formación técnica especializada para el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento energético del país.

El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina; y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF.

“Desde hace más de 45 años, Pluspetrol apoya el desarrollo de los recursos de la provincia de Neuquén y de los neuquinos. En ese sentido, nos incorporamos al Instituto Vaca Muerta, apoyando la iniciativa con un aporte de US$ 1.000.000, para promover la formación de los futuros profesionales del sector, proporcionando un aprendizaje práctico en instalaciones reales», sostuvo Escuder.

«Esta iniciativa no solo enriquecerá la oferta educativa, sino que también fortalecerá las competencias necesarias en áreas clave como perforación y producción”, expresó el Country Manager de Pluspetrol Argentina

El ambicioso objetivo del Instituto Vaca Muerta

“La incorporación de Pluspetrol reafirma la relevancia que este instituto tiene para toda la cadena de valor. El IVM es clave para capacitar a miles de trabajadores, mejorar la seguridad y hacer que Vaca Muerta sea aún más competitiva a nivel global” afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. Además, añadió: “Este es el camino para seguir consolidando el desarrollo del sector. Es un desafío que requiere el compromiso y el trabajo conjunto de toda la industria”.

El Instituto Vaca Muerta se posicionará como el único centro de formación técnica especializada en Upstream líder en América Latina. Ofrecerá programas pioneros en la región, basados en prácticas reales, que permitirán alcanzar mayores niveles de seguridad, eficiencia y excelencia operativa.

Formación técnica en el Instituto Vaca Muerta

El Instituto Vaca Muerta es una iniciativa que representa un beneficio estratégico para toda la industria energética de la Argentina, impulsando su competitividad y posicionando al país como un exportador de energía de clase mundial.

La creación del proyecto fue impulsada por la Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles serán las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años.  Se estima que para el 2030, la industria energética demandará y generará hasta 50.000 nuevos empleos.Cabe destacar que, al principio del mes de enero, TotalEnergies fue la primera compañía internacional en suscribir al convenio e invertir en el Instituto Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

Sidersa, una de las principales empresas siderúrgicas de la Argentina, avanza con la construcción de una nueva planta que la posicionará como un referente internacional en la producción de acero verde. Si bien Sidersa destinará la nueva producción al mercado interno también tendrá ventajas para exportar a Europa debido al nuevo impuesto al carbono en frontera vigente desde este año que alcanza a las importaciones de acero.

La compañía controlada por la familia Spoto dio luz verde el año pasado a la construcción en San Nicolás de esta nueva planta tras calificar y obtener los beneficios contemplados en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Con una inversión de US$ 300 millones, será la primera planta siderúrgica que se construye en la Argentina en más de 50 años.

El proyecto bautizado como Sidersa+ registra un avance global del 15% a enero de este año, indicaron desde Sidersa ante una consulta de EconoJournal. La empresa finalizó con la excavación y preparación del terreno y esta procediendo con la instalación de las naves industriales.

La planta tendrá una capacidad instalada de producción de 360.000 toneladas de acero verde por año y estará orientada a la producción de acero para la construcción y de alambrón. El objetivo es hacer las pruebas en caliente en el último trimestre del 2027 y comenzar a producir en el 2028.

El proyecto Sidersa+ prevé crear 1000 puestos de trabajo en el pico de obra. La planta una vez en operación creará más de 300 puestos de trabajo directos y 3500 indirectos.

Huella de carbono: una planta de acero verde referente para el mundo

En Sidersa indican que la planta producirá el acero con la menor huella de carbono del mundo gracias a la incorporación y combinación de tecnologías de última generación provistas principalmente por Danieli Group, uno de los mayores productores de equipos para siderurgia en el mundo. El acero producido estará en línea con los mejores estándares, un tema que es de particular relevancia para los importadores de acero en la Unión Europea.

El promedio mundial de emisiones en la industria del acero es de 1,79 toneladas de dióxido de carbono por cada tonelada de acero producido. En cambio, la huella de carbono en la producción de la futura planta de Sidersa será de 0,38 toneladas de CO2 por tonelada de acero.

«Los valores que tendremos ya son benchmark, en línea con lo que Europa demanda y demandará«, explicó el gerente de Operaciones de Acería de Sidersa, Alejandro Galdeano.

En la Unión Europea comenzó a operar este año el Mecanismo de Ajuste del Carbono en Frontera (CBAM). Los importadores de acero, energía eléctrica, cemento, fertilizantes y aluminio deberán informar anualmente las toneladas de estos bienes que importaron en la U.E. el año anterior así como las emisiones de carbono que incorporan.

Sintéticamente, desde ahora los exportadores e importadores deberán pagar una tarifa de “ajuste” para cubrir la diferencia en los precios entre un producto extranjero y un producto europeo que paga el precio del carbono en Europa. Los importadores evitarían el pago de ese impuesto si el bien que importan procede de un país que también cobra precios al carbono.

Sidersa destinará la producción de su nueva planta al mercado interno, aunque la empresa no se cierra a la idea de exportar. «Nosotros venimos a sustituir importaciones y a vender en el mercado argentino, pero por esta tecnología con la que vamos a estar trabajando, tenemos la posibilidad de ingresar a cualquier mercado«, explicaron desde la empresa.

Las tecnologías para producir el acero verde

Las claves principales para reducir significativamente las emisiones de carbono serán la utilización de chatarra como materia prima para la producción de acero en lugar de mineral de hierro y una combinación inédita de tecnologías y procesos que minimizan el consumo de energía.

La planta incorporará tres procesos cruciales: un sistema de carga continua de chatarra, un sistema de control eficiente de la energía inédito en Latinoamérica, y la integración del laminador en la acería.

El sistema de carga continúa precalentará la chatarra a 400°C antes de su ingreso al horno eléctrico.»El horno no parte de una chatarra fría, sino que parte de una chatarra muy caliente. Esto reduce drásticamente el consumo de energía, es una tecnología muy novedosa», subrayó Galdeano. La chatarra precalentada al ingresar al horno eléctrico será mezclada con oxígeno y carbono para producir el acero líquido.

Sistema inédito para la gestión de la energía

Precisamente, el horno eléctrico incorporará un sistema de gestión de la energía que en el continente americano solo existe en plantas en Canadá y los Estados Unidos.

«Es un sistema que tiene tres grandes beneficios: optimiza el uso de energía en el horno, no afecta al sistema eléctrico nacional y permite la conexión de energías renovables directamente en el horno, sin pasar por el sistema eléctrico nacional», explicó el gerente.

La conexión de energías renovables directa al horno es posible porque como parte del proceso productivo el sistema convertirá la corriente alterna que tomará de la red nacional en corriente continua.

Esto permitiría, por ejemplo, la conexión de paneles solares fotovoltaicos al horno, ya que estos generan electricidad en corriente continúa. Sidersa evalúa distintas opciones de generación renovable a instalar cercanas a la futura planta en San Nicolás. La empresa ya tiene experiencia en renovables, siendo propietaria de dos parques solares ubicados en la provincia de San Juan.

Por último, destacan la incorporación del laminador en la acería. «La colada continua transforma el acero líquido en una barra sólida de acero a mil grados y que es ingresada directamente al laminador. Eso te evita tener stock intermedio, te evita tener transportes intermedios, y por sobre todo, te evita tener un horno de recalentamiento a gas natural«, sintetizó Galdeano.

, Nicolás Deza

EXAR, la empresa jujeña conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE), alcanzó a fines de diciembre un nuevo hito en su operación de litio al cumplir su objetivo anual de 34.000 toneladas de carbonato de litio, un volumen que la consolida como el principal productor del país.

El cumplimiento de la meta se concretó el 29 de diciembre en la planta Cauchari–Olaroz, ubicada en la Puna jujeña, y refleja la estabilización de los procesos productivos tras varios años de ramp-up (incremento gradual y progresivo de la actividad, producción). La cifra cobra relevancia en un contexto de fuerte competencia internacional y de creciente demanda asociada a la transición energética, particularmente para la fabricación de baterías.

Producción de litio en la Puna jujeña

Desde EXAR señalaron que el desempeño productivo fue posible gracias a mejoras operativas sostenidas en planta y en el manejo de las pozas de evaporación, un componente central del proceso de obtención de carbonato de litio.

«Este equipo se caracteriza por su creatividad para sortear adversidades y dar siempre lo mejor que tiene. Gracias por demostrar que juntos somos imparables» agregó Carlos Zapata, vicedirector de Operaciones Control de Pozas y Planta de Encalado.

El modelo de economía circular en la producción de litio

En paralelo al crecimiento productivo, EXAR fue reconocida a nivel nacional por su modelo de economía circular aplicado a la actividad del litio en la Puna jujeña. El proyecto obtuvo el primer puesto en la categoría “Modelos y Cadenas de Valor Circulares” del concurso impulsado por Pacto Global de Naciones Unidas, que evaluó iniciativas de 47 empresas.

El jurado destacó especialmente el sistema hídrico circular, orientado a optimizar el uso del agua en un entorno de alta sensibilidad ambiental, así como el esquema de gestión integral de residuos y la articulación con proveedores y recicladoras locales. También se valoró la reducción progresiva de plásticos de un solo uso y la incorporación de prácticas sostenibles a lo largo de la cadena de valor.

“Este reconocimiento refuerza el enfoque de mejora continua y la búsqueda de un modelo productivo responsable”, afirmó Alejandro Fiad, superintendente de Medio Ambiente de la compañía.

EXAR y su relación con las comunidades y seguridad operativa

Durante 2025, EXAR también avanzó en iniciativas vinculadas al entramado social de su área de influencia. Entre ellas, se destacó el Programa de Fortalecimiento en Liderazgo Comunitario Sostenible, que involucró a referentes de comunidades originarias de Pastos Chicos, Olaroz, Puesto Sey, Huancar, Susques, Catua y El Toro.

El programa se desarrolló entre agosto y diciembre con instancias presenciales y virtuales, y estuvo orientado a fortalecer capacidades de liderazgo en un contexto de transformación territorial, con foco en la gestión de proyectos comunitarios, el diálogo intercultural y el desarrollo sostenible.

En materia operativa, EXAR cerró además el cuarto Encuentro de Seguridad en el Transporte, una iniciativa anual destinada a reducir riesgos en una de las etapas más críticas de la logística minera. En ese marco, la compañía reconoció a tres empresas transportistas —dos de ellas de origen comunitario— por su desempeño en seguridad y cumplimiento de estándares.

Desarrollo del litio argentino

Con una producción anual de 34.000 toneladas de carbonato de litio, EXAR se posiciona como uno de los proyectos de mayor escala en operación en la Argentina, en un momento en el que el litio se consolidó como uno de los principales vectores de inversión minera del país.

El desempeño productivo de la planta Cauchari–Olaroz y la consolidación de sus procesos operativos colocan a la compañía como un actor relevante dentro de la cadena de valor del litio, tanto a nivel provincial como nacional, en un escenario marcado por la volatilidad de precios y la creciente exigencia ambiental y social sobre la industria.

, Redaccion EconoJournal

El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidado como la principal plataforma exportadora de crudo de la Argentina, registra un avance global del 51% al inicio de 2026. Esta obra de infraestructura, liderada por un consorcio de ocho compañías petroleras, entró en una fase determinante de su cronograma tras completar hitos fundamentales en el tendido del ducto y la construcción de terminales de almacenamiento durante el último trimestre del año pasado.

Uno de los mayores desafíos técnicos de la traza comenzó a ejecutarse en estas primeras semanas del año con el Cruce Horizontal Dirigido del Río Negro. Esta maniobra de alta complejidad consiste en una perforación que atraviesa el cauce del río a 30 metros por debajo del lecho, permitiendo el paso de la tubería sin afectar el curso de agua. Este hito se suma a los 76 cruces especiales ya finalizados, que incluyeron arroyos, caminos e intersecciones críticas a lo largo de la provincia.

En la Estación Cabecera Allen, considerada un nodo vital para el transporte de hidrocarburos, los trabajos muestran un ritmo sostenido. Se levantaron las últimas virolas del tanque TK7 y se ultiman las soldaduras en el TK8.

De forma paralela, las cuadrillas avanzan en la infraestructura complementaria que incluye redes de incendios, drenajes y edificios administrativos, asegurando la operatividad de un sitio que conectará la producción neuquina con el sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval).

Hacia el este, en la Estación de Bombeo 1 de Chelforó, se registraron progresos significativos en la obra civil y la estación transformadora. En tanto, las proyecciones para este primer trimestre de 2026 contemplan el inicio de las obras en las estaciones de bombeo 2 y 3, ubicadas en Santa Rosa y en el kilómetro 349 del ducto, respectivamente. Estas instalaciones resultan esenciales para garantizar la presión necesaria en el transporte del fluido hacia la costa atlántica.

Punta Colorada, el nodo exportador del VMOS

El punto final del recorrido del VMOS, la Terminal Punta Colorada, también exhibe transformaciones visibles. En esta zona se completó la construcción de virolas en los tanques TK404 y TK401, mientras se intensifican las tareas de movimiento de suelos y el despliegue del campamento. Durante todo 2026, el foco principal en esta área estará puesto en la obra marina.

Este punto es considerado de los más complejos de toda la obra. La infraestructura offshore es el componente más disruptivo del proyecto Vaca Muerta Sur, ya que a diferencia de los puertos tradicionales con muelles fijos, la terminal de Punta Colorada operará con un sistema de dos monoboyas denominadas técnicamente Single Point Mooring.

Estas monoboyas estarán instaladas mar adentro, a una distancia de unos 15 kilómetros de la costa, y se unirán a la terminal terrestre mediante un oleoducto submarino que dará continuidad a la traza de 437 kilómetros que viene desde Vaca Muerta. Este sistema permite que los buques se amarren por la proa y roten libremente 360 grados, según la dirección del viento y las corrientes, lo que garantiza una mayor ventana operativa incluso en condiciones climáticas adversas.

Vaca Muerta Oil Sur: las proyecciones sobre su impacto económico

El proyecto VMOS representa una inversión total de US$3.000 millones y se encuentra amparado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El financiamiento se estructuró mediante un préstamo sindicado de US$2.000 millones de dólares otorgado por un consorcio de 14 bancos internacionales, marcando un precedente en la reapertura del crédito externo para proyectos de infraestructura privada en la Argentina desde 2019.

El impacto económico proyectado es de gran magnitud para la macroeconomía. Según estimaciones de la industria, la puesta en marcha de este sistema permitirá un ingreso de divisas de entre US$15.000 y US$20.000 millones anuales.

Además, la operatividad del puerto de aguas profundas en Punta Colorada habilitará el ingreso de buques tipo VLCC, optimizando costos logísticos que podrían significar un ahorro de hasta 3 dólares por barril exportado.

En el ámbito regional, la construcción está generando 1.500 puestos de trabajo directos y dinamiza la actividad de proveedores locales en las comunidades cercanas a la traza. Este desarrollo busca eliminar los cuellos de botella que limitaron la producción de shale oil en años anteriores, posicionando a Vaca Muerta como un centro exportador con capacidad para abastecer mercados internacionales de alta demanda.

La inauguración de la primera etapa sigue programada para diciembre de 2026. En esta fase inicial, el oleoducto contará con una capacidad de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.

Un nuevo hito productivo en Vaca Muerta

En el camino del salto de producción que Vaca Muerta requerirá alcanzar este año para abastecer la creciente disponibilidad de transporte que ofrecerá el VMOS, YPF acaba de anunciar que en diciembre el bloque de Loma Campana, que opera en asociación con Chevron, superó el hito de los 100.000 barriles diarios de shale oil.

Al consolidarse como el primer bloque no convencional en superar la barrera de los seis dígitos en barriles diarios, el yacimiento no solo valida el potencial geológico de la cuenca neuquina, sino que ratifica la eficiencia operativa alcanzada mediante la curva de aprendizaje acumulada por ambas compañias, socias desde 2013 en lo que se considera el bloque fundacional de la formación.

Este desempeño posiciona al área como el principal productor de petróleo del país, traccionando el crecimiento de las exportaciones y la generación de divisas. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el logro como parte del desarrollo del Plan 4×4, para lo cual la compañía orientó sus esfuerzos hacia la maximización de la rentabilidad y la aceleración de la producción en las zonas de mayor productividad.

La implementación de nuevas tecnologías de fractura y la mejora en la logística de arena y agua permitieron reducir los costos operativos, logrando que cada etapa de completación sea más ágil y sustentable. Este enfoque de modo factoría garantiza que el incremento en los barriles diarios se traduzca en una operación competitiva a nivel global.

, Ignacio Ortiz

El desarrollo del proyecto Vaca Muerta Oil Sur registra un ritmo de ejecución que permitirá al país contar con una nueva terminal exportadora, oeprativa desde fines de 2026 o comienzos de 2027. Las imágenes satelitales permiten observar cómo la fisonomía de Punta Colorada fue mutando desde que comenzaron las primeras obras de despeje del terreno hasta la actualidad.

Las capturas aéreas reflejan la evolución del área del proyecto en Punta Colorada entre diciembre 2024 y enero 2026, utilizando imágenes satelitales Sentinel-2 Explorer y la herramienta Animate de ArcGIS. En ellas se distinguen con claridad los tanques de almacenamiento en proceso de montaje. Estas estructuras, que en conjunto albergarán 720 millones de litros de crudo, representan el corazón operativo del sistema.

Las imágenes permiten incluso advertir el avance en las obras civiles del proyecto Vaca Muerta Oil Sur y los caminos internos y los principales sistemas del complejo, los que configuran una trama industrial que ya ocupa un lugar central en el paisaje costero de la provincia.

La terminal no es un elemento aislado, sino el punto de llegada de una traza de 437 kilómetros de oleoducto que nace en Allen. El hito técnico alcanzado en noviembre, con la finalización de la última soldadura automática, marca el inicio de una nueva fase que es la de pruebas hidráulicas y el montaje final de instalaciones de superficie.

Vaca Muerta Oil Sur: comenzaron las obras del cruce del Río Negro

Actualmente, las contratistas Techint-Sacde que tienen a su cargo las obras del oleoducto, avanzan en estos primeros días del año con el proceso que permitirá el cruce especial del Río Negro, el mayor desafío de toda la traza, ya que implica extender el ducto unos 30 metros por debajo del cauce mediante la técnica de Cruce Horizontal Dirigido.

La progresión de las imágenes coincide con el incremento de la actividad laboral en la zona, y se proyecta que para el bimestre marzo-abril de 2026, la obra alcance su pico máximo de ocupación con 1.600 trabajadores en terreno, de acuerdo a estimaciones de la provincia de Río Negro.

Con una inversión que ronda los U$S 3.000 millones, la infraestructura está diseñada para una evolución escalonada, la obra tiene una proyección de capacidad y de exportación inicial de 180.000 barriles diarios para fines de 2026, para el segundo semestre 2027 se anticipa un salto a 390.000 barriles diarios y la tercera fase tiene una proyección final de 550.000 barriles diarios.

, Ignacio Ortiz

Genneia, la empresa dedicada a la generación de energías renovables en la Argentina, anunció el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.

“Brito, quien ya ha desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneia como el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar”, aseguraron desde la compañía.

Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.

Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector.

Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a US$ 1.600 millones desde 2016. A su vez, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.

Jorge Brito: Continuidad y visión estratégica en energías renovables

Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional. 

«Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina», señaló Jorge Brito.

“Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva”, concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

Donald Trump dejó en claro que los Estados Unidos controlorán el futuro del petróleo de Venezuela en la primera semana posterior a la intervención militar que sacó a Nicolás Maduro del poder.

La administración Trump anunció un «acuerdo energético» con las autoridades interinas de Venezuela que busca comprometer a las petroleras norteamericanas a invertir en incrementar la producción y exportación de crudo pesado venezolano y reforzar el control de EE.UU. sobre el hemisferio occidental en la puja geopolítica que mantiene con China.

Para aceitar esa nueva agenda, Trump recibió el viernes último en la Casa Blanca a ejecutivos de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.

Una por una, las claves de la agenda de petróleo de EE.UU. en Venezuela

A continuación, las tres claves relevantes para entender la agenda que Trump esta marcando para el futuro del crudo venezolano.

1. “Cambios significativos”, pero sin cambio inmediato de régimen

La intención de la administración Trump de trabajar con el gobierno chavista hasta que se produzca una transición política quedó clara desde un principio. La cuestión de fondo es si los cambios profundos que las petroleras demandan para invertir en Venezuela pueden ser resueltos antes de la salida del régimen político vigente a un nuevo ordenamiento democrático. Es un proceso que hoy no cuenta con plazos certeros.

El secretario de Estado, Marco Rubio, rechazó hablar de plazos para el llamado a nuevas elecciones y anunció un plan de tres etapas para el país, comenzando con la estabilización de Venezuela, seguida de la recuperación y finalmente la transición política.

“La segunda fase será la llamada recuperación, que consiste en garantizar que las empresas estadounidenses, occidentales y de otros países tengan acceso al mercado venezolano de forma justa”, indicó Rubio.

La ahora presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, dijo que mantendrá una agenda de cooperación bilateral amplia con los EE.UU. Venezuela y Estados Unidos emprendieron este fin de semana un proceso formal para restablecer sus relaciones diplomáticas.

El CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en la reunión de las petroleras con el presidente, dijo que “hoy es inviable” invertir en Venezuela, pero confió en que la administración Trump podrá inducir a las autoridades vigentes a realizar “cambios significativos” para dar seguridad jurídica a las inversiones en el largo plazo.

“Confiamos en que, con esta administración y el presidente Trump trabajando en conjunto con el gobierno venezolano, esos cambios podrán implementarse. Y con respecto al gobierno venezolano, no tenemos una opinión al respecto, no hemos hablado con ellos”, dijo Woods.

El ex presidente de Exploración y Producción para África y América de Chevron, Ali Moshiri, considera lógico que EE.UU. trabaje con el chavismo para estabilizar la economía y luego ir a una transición de poder. «Es lo que dice el presidente Trump: pongamos a alguien, hagamos arrancar la economía y después vayamos a una elección real. Yo apoyo al 100% esa estrategia», dijo Moshiri en una entrevista exclusiva con EconoJournal y Clarín.

2. Incremento de la producción de crudo pesado

Una mayor disponibilidad de crudo pesado venezolano es ciertamente de gran interés para las refinerías estadounidenses sobre el Golfo de México y también un objetivo declarado del gobierno estadounidense.

El Departamento de Energía garantizó que Venezuela podrá importar de EE.UU. el crudo liviano que se necesita como diluyente en la producción de crudo pesado, de forma tal de incentivar una mayor producción, aunque los precios internacionales actuales pueden ser una barrera para la inversión extranjera.

Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo crudo del planeta, con poco más de 300.000 millones de barriles, concentradas principalmente en la Faja del Orinoco. La enorme mayoría es crudo pesado agrio, un petróleo denso y viscoso, además de un contenido elevado de azufre que dificulta su posterior refinación.

El blend insignia del país, el crudo Merey, tiene una gravedad API muy por debajo de los 20°, ubicándose en el espectro contrario de los crudos livianos como el shale oil que se produce en Permian o Vaca Muerta. Al ser más denso y viscoso, el proceso de extracción del crudo venezolano requiere la incorporación de diluyentes como crudos livianos o naftas para que la molécula fluya más fácil.

A pesar de estas dificultades inherentes a su producción, gran parte de las refinerías estadounidenses en Texas y Louisiana fueron construidas para extraer el máximo valor económico del crudo venezolano y existe capacidad ociosa para refinar más volúmenes.

Casi el 70% de la capacidad de refinación de EE.UU. funciona con mayor eficiencia con crudo más pesado, lo cual explica que los crudos pesados representan el 90% de las importaciones de petróleo crudo, según Fabricantes Estadounidenses de Combustibles y Petroquímicos (AFPM), la principal asociación de productores de combustibles del país.

Moshiri y demás expertos de la industria consideran que es factible incrementar la producción actual de 900.000 barriles por día a 1,5 millones de bpd en un plazo de dos años o menos. En cambio, Venezuela requerirá de inversiones en el orden de los US$ 100.000 millones para llevar la producción a 3 millones de bpd en el plazo de una década o más.

La pregunta es si los precios internacionales vigentes justifican semejantes inversiones. Para empezar, el Merey actualmente cotiza con descuentos de 20 dólares o más por barril en comparación con el precio del Brent debido a las sanciones vigentes sobre Venezuela.

Trump llegó a sugerir que el Estado norteamericano subsidiará el recupero de las inversiones en infraestructura petrolera en Venezuela. “Se tendrá que gastar una enorme cantidad de dinero y las compañías petroleras lo gastarán, y luego recibirán el reembolso a través de nosotros o de los ingresos”, dijo el presidente.

Sin embargo, la repuesta de los líderes de la industria presentes en la Casa Blanca fue más bien tibia a la hora de hablar de inversiones.

3. Control de las exportaciones de petróleo crudo venezolano

El control por tiempo indefinido sobre las futuras exportaciones de petróleo desde Venezuela que anunció la administración Trump tiene ribetes comerciales y también de política internacional. EE.UU. podrá condicionar los envíos de petróleo venezolano a China, país que en los últimos años se transformó en el principal comprador de Venezuela.

El Departamento de Energía confirmó el miércoles que EE.UU. tomará control por tiempo indefinido sobre las exportaciones de petróleo crudo y combustibles venezolanos y la gestión de los ingresos generados por su venta en los mercados internacionales. Esto incluye a los 30 a 50 millones de barriles de petróleo sancionado que Venezuela acordó ceder a EE.UU.

Los ingresos se depositarán en cuentas en el extranjero controladas por EE.UU. Los fondos se desembolsarán “en beneficio del pueblo estadounidense y del pueblo venezolano, a discreción del gobierno estadounidense”. Adicionalmente, Trump firmó el viernes una orden ejecutiva para blindar esas cuentas de posibles embargos o procesos judiciales promovidos por acreedores del Estado venezolano.

Las sanciones económicas y el bloqueo naval contra el transporte de petróleo sancionado desde Venezuela se mantienen vigentes. Las empresas extranjeras pueden operar en Venezuela pero necesitan de una licencia especial otorgada por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro de los EE.UU. para poder realizar transacciones con el gobierno o entidades gubernamentales sobre las que pesan sanciones.

Chevron es la única petrolera norteamericana que cuenta con una licencia de la OFAC para trabajar con la petrolera estatal PDVSA y exportar su producción a los EE.UU. Trafigura y Vitol, dos de los principales comercializadores de petróleo crudo del mundo, informaron el viernes que comenzaron a prestar «servicios logísticos y de comercialización para facilitar la venta de petróleo venezolano a petición del gobierno de EE.UU».

Trafigura ya poseía las licencias necesarias, mientras que Vitol obtuvo un permiso preliminar. «Estamos aquí para garantizar que podamos transportar todo este petróleo por todo el mundo«, dijo John Addison, ejecutivo de Vitol, en el evento del viernes en la Casa Blanca.

Sin embargo, el gobierno estadounidense habría optado por conceder a Vitol y otras empresas privadas que compren petróleo crudo a PDVSA unos permisos que vienen con condiciones adjuntas, en lugar de conceder a la petrolera estatal una licencia general para poder vender a cualquier participante legítimo del mercado, según publicó Argus Media.

Dichas condiciones estarían vinculadas con las exportaciones de petróleo venezolano a China. El Departamento de Energía había subrayado que “el único petróleo que se transportará dentro y fuera de Venezuela será a través de canales legítimos y autorizados, consistentes con la ley de Estados Unidos y la seguridad nacional”.

El secretario de Energía, Chris Wright, declaró que el comercio de petróleo entre Venezuela y China sería aceptable siempre y cuando los EE.UU. sean la fuerza dominante en el país sudamericano.

, Nicolás Deza

La empresa paraguaya Kaizen Energy S.A.E.C.A., especializada en soluciones de energía renovables, inició su proceso de expansión internacional con una inversión estratégica en la Argentina, donde avanza en la ampliación del Parque Solar Fotovoltaico de la ciudad de Cutral Co, en la provincia de Neuquén.

El proyecto se formalizó mediante la firma de un acta de compromiso con la Municipalidad de Cutral Co, que habilita el desarrollo de una iniciativa privada para ampliar la capacidad instalada del parque solar hasta 30 megavatios, que se sumaría a la infraestructura energética existente en la ciudad.

Se trata de una etapa inicial, pero estratégica, que habilita el avance administrativo y técnico del proyecto, el cual ya cuenta con autorizaciones otorgadas por CAMMESA y por el Estado Nacional. Esta operación representa el primer proyecto internacional de Kaizen Energy, marcando un hito en su crecimiento regional.

Parque solar

La ciudad de Cutral Co ya cuenta con un parque solar operativo de 3,1 MW, habilitado para comercializar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Argentina. La ampliación permitirá escalar el proyecto, fortalecer la infraestructura energética local y generar nuevas oportunidades económicas.

Durante la firma del acta estuvieron presentes: el Intendente de la Municipalidad de Cutral Co, Ramón Rioseco; el Jefe de Gabinete y Gobierno de dicha ciudad, Walter Mardones; y Claudio Escobar, Ceo de Kaizen Energy Saeca.

La inversión

La inversión responde a una estrategia de internacionalización, orientada a llevar capital, tecnología y know-how paraguayo a mercados con alto potencial energético. “Vimos la trayectoria y el buen trabajo que realiza el Municipio de Cutral Co. Treinta megas no es poco para Argentina ni para el mundo. Va a dar mucho que hablar y será muy beneficioso para los ciudadanos de Cutral Co”, aseguró Escobar.

“La elección de Neuquén se vincula a su rol estratégico dentro del mapa energético argentino, así como a las condiciones técnicas y regulatorias favorables para proyectos de energías renovables. Con esta iniciativa, Kaizen Energy refuerza su posicionamiento como actor regional en el sector energético, contribuyendo a la transición hacia energías limpias y fortaleciendo la presencia de empresas paraguayas en proyectos internacionales de gran escala”, destacaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial, indicó que durante noviembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 15% respecto del mes anterior. En comparación con el mismo mes del año pasado (noviembre 2024), la baja fue del 18%. El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6 por ciento.

En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® mostró una disminución mensual del 9%, impulsada principalmente por los subsectores de finales agroquímicos. En términos interanuales, las ventas locales retrocedieron un 21%, y el acumulado de los primeros once meses del año presentó una caída del 17 por ciento.

Exportaciones del sector químico y petroquímico

Por su parte, el Informe de la Cámara evidenció que las exportaciones del sector también tuvieron un desempeño negativo, con una baja mensual del 4%. La comparación interanual marcó un descenso del 14%, mientras que el acumulado anual se ubicó levemente por debajo del nivel de 2024, con una variación del -1 por ciento.

Respecto del sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), los indicadores mostraron un comportamiento dispar. La producción cayó un 9% mensual, aunque mantiene una variación interanual positiva del 9% y un crecimiento acumulado del 7%. Las ventas locales descendieron un 7% en el mes, pero registraron una suba interanual del 9%, con un acumulado apenas negativo (-1%). En contraste, las exportaciones de las PyMIQ crecieron un 27% mensual, aunque cayeron un 20% interanual y acumulan una baja del 30% en lo que va del año.

Importaciones

Durante noviembre de 2025, las importaciones del sector cayeron alrededor del 0,21% y las exportaciones 27% medidos en dólares. Como resultado, la balanza comercial del mes se mantuvo negativa, con un déficit estimado del 16,5%.

En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2025 tuvo un uso promedio del 67% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.

Ventas

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 noviembre de 2025, fueron de 261 millones de dólares, acumulando un total de US$ 3.076 millones en los primeros once meses del pasado año.

En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “los resultados de noviembre reflejan un cierre de año marcado la desaceleración de la actividad industrial en general. Sin embargo, el sector PyMIQ mostro una recuperación en las ventas externas. Este escenario plantea desafíos relevantes para la industria química y petroquímica. De cara a 2026, el desafío será consolidar condiciones macroeconómicas y de competitividad que permitan recuperar el dinamismo de la demanda interna y potenciar una recuperación sostenida del sector”.

, Redaccion EconoJournal

El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz, mediante la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, supervisó el inicio de un cronograma de medición de emisiones de metano en la planta de gas El Cóndor. Esta iniciativa, ejecutada por la operadora Ven Oil S.A. en conjunto con la firma especializada Make Energy Sustainable (MES), representa un avance en la fiscalización de activos hidrocarburíferos en la región.

El procedimiento técnico consistió en dos jornadas de relevamiento que integran tecnologías de detección directa e indirecta. Este despliegue buscó establecer una línea base sobre la liberación de gases de efecto invernadero en la atmósfera, un requerimiento cada vez más exigente en los mercados energéticos globales.

La metodología implementada se dividió en dos instancias complementarias. En la primera, los técnicos realizaron mediciones a nivel de componentes individuales utilizando cámaras ópticas de última generación. Estas herramientas permiten la identificación visual de emisiones fugitivas y venteos en válvulas, bridas y conexiones específicas dentro de la arquitectura de la planta.

Como complemento, se incorporó el uso de tecnología aérea mediante drones equipados con sensores de espectroscopia de absorción por láser de diodo sintonizable (TDLAS). Este sistema permitió cuantificar las emisiones totales de la instalación, ofreciendo una perspectiva macroscópica que los métodos terrestres convencionales no logran capturar por sí solos.

Tecnología para medición del metano

La innovación de este sistema aéreo radica en la capacidad de generar estructuras virtuales denominadas “paredes” y “techos” alrededor de la planta. A través de este cerramiento digital, los sensores calcularon con exactitud el diferencial de metano que ingresa y egresa del perímetro del establecimiento, proporcionando un dato volumétrico integral de la operación.

Uno de los pilares del operativo fue la validación cruzada de datos. Los especialistas trabajaron para verificar que la sumatoria de las emisiones detectadas punto por punto en tierra guardara correlación directa con la magnitud registrada por el drone. Esta triangulación de resultados fortaleció la confiabilidad de los controles y minimizó los márgenes de error en la cuantificación.

Este evento marcó la primera operación de estas características realizada en territorio santacruceño. La relevancia de la actividad reside en su alineación con los estándares internacionales de mitigación de impacto ambiental, posicionando a la provincia en un lugar de cumplimiento respecto a protocolos de reducción de gases de efecto invernadero en la industria extractiva.

Finalmente, el proyecto persigue tres metas estructurales para el sector, orientadas a disminuir el impacto ambiental, incrementar los niveles de seguridad en los procesos operativos y potenciar la eficiencia productiva. Al reducir la pérdida de gas, la industria no solo protege el entorno, sino que optimiza el recurso económico, consolidando una gestión hidrocarburífera más sustentable en la provincia.

, Ignacio Ortiz

El último apagón masivo del miércoles 31 de diciembre, donde quedaron sin suministro 1.083.000 usuarios del área de concesión de Edesur, dejó expuesta la fragilidad en la que opera el sistema eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se consume cerca del 50% de la energía del país.

Para medir la calidad del servicio técnico que prestan las distribuidoras Edenor y Edesur, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) utiliza indicadores internacionales que miden la frecuencia (SAIFI, por sus siglas en inglés) y la duración (SAIDI) de los cortes de electricidad y están bajo parámetros fijados por la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de 2017 y que fueron revalidados por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de este año.

Frecuencia y duración de los cortes

Según la medición del semestre 57 de la concesión de las distribuidoras, que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025, la distribuidora Edenor tuvo una frecuencia (SAIFI) media de interrupción por usuario de 1,39 cortes en el semestre, una cifra inferior al parámetro de 2,64 que establece el ENRE, excluyendo los casos de cortes fortuitos o de fuerza mayor. En tanto, la cantidad media de cortes por usuario en Edesur fue de 4,12 interrupciones para el mismo semestre, un registro superior al parámetro de 2,07 que fijó el ente regulador para el mismo período.

La duración (SAIDI) total de los cortes de electricidad registrados en el semestre —un indicador que depende en gran medida de la capacidad de gestión operativa de las empresas distribuidoras— promedió en el caso de Edenor las 3,58 horas, un valor inferior a las 5,04 horas consideradas por el ENRE. En cambio, Edesur registró una media 7,37 horas de cortes por usuario en el semestre, un registro que está por encima del objetivo considerado de 3,81 horas fijado por el ente regulador.

Las sanciones que aplicó el ENRE a Edenor por la cantidad de interrupciones fueron por un monto de $ 950.055.215, que significó una bonificación de $ 6.116 en promedio a 155.345 usuarios. En cambio, Edesur tuvo que bonificar a 663.042 usuarios por $ 20.467.248.294 ($ 30.868 por usuarios).

Partidos y comunas

El ENRE destaca que Edenor cumplió el indicador SAIFI de frecuencia de cortes en todos los partidos bonaerenses y comunas porteñas que integran su área de concesión. En cambio, incumplió el indicador SAIDI de duración en los partidos de Escobar, San Fernando y Tigre.

La distribuidora Edesur, que pertenece al grupo italiano Enel, incumplió los indicadores de frecuencia y duración en todos los partidos y comunas de su área de concesión.

Calidad técnica

El ente regulador también registra la calidad del producto técnico, que implica medir los inconvenientes que tuvieron ambas empresas en el nivel de tensión y perturbaciones en la red eléctrica. Edenor tuvo un 7,2% de las mediciones de electricidad penalizadas, mientras que en Edesur fueron de 12,4% en el semestre que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025.

En este apartado, el ENRE estableció sanciones por la calidad del producto técnico en cuanto al nivel de tensión, reclamos de usuarios por tensión y perturbaciones. Edenor recibió una sanción de $ 52.294.727 en el semestre analizado. Mientras que en Edesur el monto de las multas fueron por $ 584.858.489.

Calidad comercial

El ente regulador también fija parámetros comerciales para las distribuidoras, que incluyen las conexiones, errores en la facturación, reclamos por falta de pago, suspensiones indebidas, entre otros aspectos.

En el último semestre analizado por el ENRE, Edenor recibió sanciones por $ 325.980.763 y Edesur por un monto de $ 3.012.813.708 en el mismo período.

Media Tensión

El ENRE analiza “la calidad del servicio aguas abajo del subsistema en Media Tensión” y en particular los alimentadores de Media Tensión (MT). En ente regulador informó que en Edenor “los mayores niveles de sanción por partido y comuna fueron registrados en Escobar, La Matanza, San Fernando y Moreno”.

En Edesur los niveles de media tensión más críticos se dieron en “la Comuna 7 (Flores y Parque Chacabuco) y en los partidos bonaerenses de Lomas de Zamora, San Vicente y Almirante Brown”. Por este punto, Edenor recibió una sanción de $ 4.228.281.117 y Edesur una de $ 33.689.183.913.

Sanciones

Este año el ENRE también modificó los parámetros para exigir una mayor calidad del servicio a las distribuidoras. Según el informe, ambas distribuidoras tuvieron sanciones por el acumulado de todos los parámetros de medición sobre la calidad del servicio por un total de $ 63.310.716.229.

Las multas de Edenor representaron un 8,7% ($ 5.556.611.823), mientras que las de Edesur explicaron el 91,3% ($ 57.754.104.406) que aplicó el ente regulador.

, Roberto Bellato

Las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur operan en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tienen los mismos cuadros tarifarios y exigencias similares en materia de calidad en el servicio establecidas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Sin embargo, Edesur tiene tres veces más cortes de electricidad que Edenor, según datos oficiales del ente regulador.

Además del nivel de inversión de los últimos años, donde hubo gobiernos con distintas políticas sobre subsidios y tarifas, existen otros aspectos que marcan una diferencia en el servicio de ambas distribuidoras como son las subestaciones nuevas, las exigencias en las instalaciones a la nueva demanda, la reparación del cableado y cámaras transformadoras y hasta el rol del management y la capacidad operativa para gestionar la red eléctrica.

Inversiones

Según lo que presentó cada distribuidora en la audiencia pública para la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada el 27 de febrero del año pasado, Edesur invirtió $ 859.000 millones entre 2017 y 2024.

Mientras que Edenor informó en la misma audiencia pública que mantiene un nivel de inversión de US$ 205 millones en promedio por año en el período que va de 2013 a 2025.

Subestaciones

Las subestaciones son clave en la operación y confiabilidad de las redes de distribución. Edenor (3,3 millones de usuarios) cuenta con 85 subestaciones para un área de cobertura de 4.637 km2 y con 41.896 km de redes de alta (AT), media (MT) y baja tensión. En los últimos 9 años Edenor construyó 13 nuevas subestaciones AT/MT. También concretó ampliaciones en otras 15 subestaciones AT/MT y cuatro en AT/AT.

Por su parte, Edesur (2,7 millones de usuarios) cuenta con 72 subestaciones para un área de cobertura de 3.300 km2 y una red de 29.082 km, según información que dio la empresa en la audiencia pública de RQT. La distribuidora del grupo italiano Enel inauguró en 2023 la subestación Elisa Bachofen en la localidad de San Vicente.

Edesur tiene peores registros que Edenor en frecuencia y duración de los cortes de electricidad, que están medidos por los indicadores internacionales SAIDI (Índice de Duración Promedio de Interrupciones del Sistema) y SAIFI (Índice de Frecuencia Media de Interrupciones del Sistema), clave para determinar la confiabilidad del sistema. En el último informe del ENRE, Edenor logró los mejores indicadores desde que inició su operación en 1992.

Cámaras transformadoras para la nueva demanda

Otra diferencia entre distribuidoras es sobre cómo gestionan el crecimiento de la demanda. Según un relevamiento que hizo EconoJournal de distintas fuentes del sector, para conectar a la red a los edificios nuevos Edenor exige la instalación de cámaras transformadoras.

“Esta medida genera resistencia en los desarrolladores inmobiliarios porque el espacio que ocupa una cámara transformadora es similar a una o dos cocheras, dependiendo el tamaño del edificio, pero es la forma que tenemos para que el sistema opere en mejores condiciones”, explicaron a este medio desde la distribuidora.

El inciso G del Artículo 1 del Reglamento de Suministro de Energía Eléctrica validada por la RQT 2025-2030 -aprobada el año pasado por el ENRE- no establece como obligatoria la instalación de cámaras transformadoras en nuevas demandas superiores a 60 kVA (kilovatios amperios) y lo deja “a requerimiento de la distribuidora”. Es decir, la normativa faculta a cada distribuidora a exigir cámaras transformadoras.

Otra fuente con conocimiento del sector eléctrico explicó EconoJournal que “la falta de cámaras transformadoras en edificios nuevos es una de las principales razones que explican los cortes de electricidad sistemáticos en barrios con mayor crecimiento inmobiliario como, por ejemplo, Caballito, Almagro, Villa Crespo y Boedo, que están en el área de Edesur”. Lo mismo ocurre en municipios como Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Avellaneda, Florencio Varela y Ezeiza, entre otros, también en el área de la misma distribuidora.  

Management

El grupo Enel, que depende del Ministerio de Economía y Finanzas de Italia, adquirió en 2009 la mayoría accionaria de Edesur. Sin embargo, desde hace algunos años la distribuidora de la zona sur del AMBA dejó de tener valor estratégico para el grupo. En 2022, Enel anunció que se iba a desprender de sus activos en la Argentina en un plan de desinversión que incluía a otros países. A partir de un pedido directo del presidente argentino Javier Milei a la primera ministra italiana Giorgia Meloni, en 2024 Enel definió no salir del país.

De todos modos, el grupo italiano no pudo conformar un management acorde a lo que requiere la operación de la distribuidora (Edesur abastece al 16% de la demanda del país). El 1° de enero Valter Moro dejó la gerencia general de Edesur por motivos personales, según explicó la empresa. En reemplazo asumió Luis Guillermo Prada Suárez, que trabajaba para Enel en Colombia.

El grupo italiano le dio más valor estratégico a otros activos en otros países que a Edesur. Esto le quitó agilidad en la toma de decisiones y operatividad en la Argentina. Fuentes del sector afirmaron a EconoJournal que hasta las actualizaciones de los salarios bajo convenio de Edesur son aprobadas en las oficinas que Enel tiene en Roma.

, Roberto Bellato

La minera canadiense Kobrea Exploration comenzó la fase 1 de la primera etapa de exploración del proyecto de cobre El Perdido, ubicado en el distrito de Malargue en la provincia de Mendoza. La empresa informó que completó el traslado al lugar de los equipos de exploración y empezará en los próximos días los trabajos de campo. En esta etapa la minera planea invertir alrededor de US$ 20 millones.

La Legislatura de Mendoza aprobó en diciembre el estudio de impacto ambiental del proyecto de cobre PSJ Cobre Mendocino y le dio luz verde a la vuelta a la minería de primera categoría en la provincia, que incluye al cobre, el oro y la plata, entre otros metales. PSJ fue el primero en obtener el permiso ambiental en Mendoza después de más de dos décadas.

El escenario del cobre a nivel mundial es de precios al alza y expectativas de aumento de la demanda en los próximos años. El cobre volvió a aumentar en lo que va de enero trepando a una cotización de alrededor de US$ 13.000 por tonelada en la Bolsa de Metales de Londres (LME). En 2025 la suba del precio del cobre a nivel internacional fue de casi 45% interanual.

Los proyectos de Kobrea, la minera canadiense

Kobrea es una minera junior y cuenta con 14 propiedades mineras que cubren un área de 73.334 hectáreas en Mendoza. Están incluidas en siete proyectos dentro del Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO), la iniciativa oficial para motorizar inversiones mineras en el oeste provincial.

Además de El Perdido, los otros proyectos de Kobrea que podrían contener depósitos de pórfidos de cobre de Malargüe Occidental son: Mantos de Cobre, Elena, Verónica, Sofi, Cuprum y El Destino. Estas iniciativas obtuvieron la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA). En paralelo, la minera planea iniciar la exploración en los últimos tres, que suman un total de 17.000 hectáreas.

El Perdido tiene 6.878 hectáreas y es el que está más avanzado de este grupo de proyectos. El primer programa de perforación diamantina que inicia la próxima semana “evaluará el centro del sistema de esta propiedad, donde se encuentra la mayor densidad de vetas de stockwork (un tipo de depósito mineral) de cuarzo asociadas a un conjunto de alteración potásica, y que ha sido intruido por una serie de brechas hidrotermales interminerales”, destacó Kobrea.

Los proyectos del distrito minero de Malargüe en Mendoza se encuentran en la Franja de Pórfidos del Neógeno, que atraviesa la frontera entre la Argentina y Chile. Las propiedades de Kobrea incluyen sistemas de pórfidos de cobre y molibdeno poco explorados dentro de una franja de pórfidos de clase mundial, según estiman en la compañía.

La empresa, que también cuenta con un proyecto de cobre en Columbia Británica en Canadá, tenía previsto iniciar los trabajos de exploración diamantina en diciembre, pero sufrió una demora por problemas logísticos en el último tramo de la construcción de un camino de 14 kilómetros.

, Roberto Bellato

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, recibió este viernes en la Casa Blanca a líderes de la industria petrolera norteamericana e internacional para comprometerlos a evaluar y avanzar con inversiones en Venezuela. Los ejecutivos de las principales petroleras del mundo se mostraron entusiasmados por la oportunidad generada a partir de la salida de Nicolás Maduro del poder, aunque pidieron por cambios profundos en Venezuela antes de invertir.

En la previa al encuentro, Trump había declarado que las petroleras se comprometieron a invertir US$ 100.000 millones en Venezuela. Sin embargo, ya en la reunión, el líder de ExxonMobil, Darren Woods, puso paños fríos a esa expectativa al subrayar que «hoy en día es inviable» invertir en Venezuela. Por el contrario, el líder de Chevron, Mike Wirth, dijo que ya evalúan incrementar su producción.

El Secretario de Estado, Marco Rubio, el Secretario de Energía, Chris Wright y el Secretario de Interior, Doug Burgum, asistieron a la reunión junto con representantes de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.

«Si no quieren entrar, solo avísenme, porque tengo 25 personas que no están aquí hoy y que están dispuestas a reemplazarlos», presionó Trump a los ejecutivos presentes en la reunión que fue abierta a la prensa. El presidente también afirmó que EE.UU. y Venezuela están «colaborando eficazmente» para reconstruir la infraestructura petrolera y gasífera del país.

La industria petrolera pide cambios profundos en Venezuela

Los ejecutivos de las principales petroleras se comprometieron en líneas generales a evaluar las oportunidades existentes en Venezuela, aunque primó el interés por ver cambios significativos que garanticen el repago de eventuales inversiones.

El líder de ExxonMobil, una de las petroleras norteamericanas que dejó de operar en Venezuela y que tiene una sentencia a su favor en tribunales internacionales por la «nacionalización» de activos petroleros bajo el chavismo, fue el primero en manifestar las inquietudes de sus pares.

«Si observamos las estructuras y marcos legales y comerciales vigentes en Venezuela, hoy en día es inviable. Por lo tanto, es necesario realizar cambios significativos en esos marcos comerciales, en el sistema legal. Debe haber protecciones duraderas para la inversión y debe haber cambios en las leyes de hidrocarburos del país«, sentenció Woods.

Por su parte, Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips, otra petrolera norteamericana que también abandonó el país y tiene una sentencia favorable, también pidió por una reforma sectorial. «Debemos considerar la reestructuración de todo el sistema energético venezolano, incluyendo PDVSA. Si podemos hacerlo y pensar con audacia, existe la oportunidad de actuar con rapidez y restaurar la calidad de lo que sucedió en Venezuela o lo que se perdió en los últimos veinticinco años», dijo Lance.

Con respecto a las sentencias por algo más de US$ 10.000 millones contra Venezuela por la nacionalización de activos de estas empresas, Trump sugirió en un intercambio con el líder de ConocoPhillips que el gobierno no intercederá por esas deudas y que deberán anotarlas a pérdida. «Bueno, buen write off«, le respondió a Lance.

Los planes de Chevron en Venezuela

Chevron es la única petrolera de las major de EE.UU. que continúa operando en Venezuela a través de joint ventures con PDVSA, con una producción y exportación que en general promedió unos 200.000 barriles por día durante 2025. Wirth le anunció a Trump que tienen planes para incrementar la producción en un 50% en un plazo máximo de 24 meses.

«Podemos aumentar nuestra producción, dentro de nuestros propios planes de inversión disciplinados, en aproximadamente un 50% tan solo en los próximos dieciocho a veinticuatro meses, y eso es simplemente aprovechando lo que ya tenemos sobre el terreno», dijo el CEO de Chevron.

Por otro lado, Woods se comprometió a desplegar personal técnico de ExxonMobil en Venezuela prontamente si alcanzan un acuerdo con la administración Trump. «Comenzamos desde el principio a reunir al equipo técnico para que, si fuera necesario, pudiéramos empezar a trabajar casi de inmediato. Podremos empezar la evaluación en las próximas dos semanas«, dijo el CEO de la empresa.

, Nicolás Deza

El directorio de la Compañía Mega aprobó la segunda etapa de ampliación de sus instalaciones en el polo petroquímico de Bahía Blanca. Esta decisión permitirá dar continuidad a la primera fase de obras actualmente en marcha que, se prevé, estarán finalizadas en marzo para incrementar la producción de etano, propano, butano y gasolina natural.

La conducción de la firma también facultó a la gerencia para suscribir un contrato estratégico de suministro de materia prima con YPF. Este acuerdo garantiza el flujo necesario para alimentar las nuevas unidades y el incremento de capacidad, además de autorizar la celebración de contratos de obra y la gestión de permisos técnicos y ambientales para la puesta en marcha de la nueva infraestructura.

El proyecto de expansión de Mega se articula en una sucesión de fases críticas que buscan transformar la capacidad operativa del complejo. La primera de ellas en ejecución contempla la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF), lo que actualmente se encuentra en etapa final de obra con un presupuesto total de US$250 millones.

YPF tiene un 38% del paquete accionario de la Compañía Mega, compartiendo la propiedad con Petrobras (34%) y Dow (28%), siendo la principal accionista individual en esta empresa que es la mayor procesadora de líquidos del gas natural (NGLs) en la Argentina.

Mega escala su producción por etapas

La producción anual de Mega promedió en el reciente 2025 las 4800 toneladas día (tns/d) de producto, y se estima que el total del proyecto de expansión permitirá incrementar esa capacidad en un 50%, es decir, unas 2.300 tns adicionales para llevar en los próximos años a 7.200 tns/d.

Así, este primer módulo que entrará en operaciones en marzo próximo, aportará inicialmente 850 tns/d. Una vez integrada al sistema, la segunda fase permitirá adicionar otras 1.000 tns/d, consolidando un salto estructural en la oferta de productos de la compañía.

La Fase II aprobada atraviesa en la actualidad la ingeniería de detalle en construcción, montajes y adecuaciones técnicas, y a partir de ello se podrán definir montos de inversión, fecha de inicio del plazo de obra que se estima en 24 meses, entre otros aspectos.

Mega procesa en la actualidad cerca del 40% del gas proveniente de la Cuenca Neuquina, y la obra de ampliación, como otros proyectos en marcha, se entiende clave ante el incremento de producción de gas y petróleo que se anticipa para los próximos años en Vaca Muerta.

La meta de la industria es potenciar la infraestructura de transporte y procesamiento para sostener ese crecimiento exponencial del shale con los mega proyectos de exportación en marcha, y dar viabilidad comercial a los subproductos derivados de demanda internacional.

Todo ese proceso representa un valor agregado que multiplica por 3 o 4 veces el valor del gas, según el producto derivado y el valor internacional, lo que significará ingresos que de acuerdo a distintas fuentes pueden rondar entre US$3.500 a US$5.000 millones al año.

Mega en Bahía Blanca y un incremento exportador millonario

En la actualidad, la planta de Mega en Bahía Blanca recibe las 4.800 tns/d de líquidos que son acondicionados en la planta separadora de Loma La Lata, la cual también es motivo de adecuaciones y transportados a través de un poliducto de 600 kilómetros.

Con la nueva configuración, la empresa no solo optimiza sus procesos y su capacidad de exportación, sino que también aumenta la capacidad del ecosistema en torno al crecimiento de Vaca Muerta, en conjunto con otros proyectos de NGLs en marcha que tiene otras compañías.

Precisamente, un dato del proyecto es el destino de la nueva producción. Debido a que el mercado interno de gas licuado de petróleo (GLP) se encuentra abastecido, la totalidad del incremento productivo se derivará a los mercados externos. En el corto plazo, se espera que la nueva capacidad genere exportaciones adicionales por US$100 millones anuales.

Una vez completado el tren de fraccionamiento, la cifra ascendería a US$150 millones anuales adicionales, tomando como referencia los precios actuales de mercado. Se estima que el potencial total de Mega con poco más de 7.000 toneladas diarias extras podría llevar la generación de divisas a una cifra cercana a los US$ 1.000 millones por año.

, Ignacio Ortiz

La captura de Nicolas Maduro, presidente de Venezuela y la posibilidad que nuevas inversiones que incrementen la oferta de crudo desde ese país no pasó desapercibida en Vaca Muerta. La primera semana de enero transcurrió con reuniones entre operadoras y representantes del gobierno provincial para analizar, entre otras cosas, el impacto de las medidas anunciadas por EE.UU.

La noticia no tomó por sorpresa a las compañías de Vaca Muerta que hace años veían como ineludible la posibilidad de que el régimen de Maduro llegara a su fin y permitiera la vuelta al ruedo de Venezuela al comercio internacional. Tras su captura, las conversaciones se centraron en la posibilidad de que el país caribeño retome una senda de producción que alcance los 3 millones de barriles diarios, incremente el comercio de gas, los plazos en los que se darían estos cambios y los efectos que eso tendría en el futuro de Vaca Muerta.

Ante esta posibilidad, la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, enfatiza en la necesidad de reducir los costos en la Cuenca Neuquina para hacer más competitivos el gas y el petróleo de Vaca Muerta. En esa clave, adelantaron que en 2026 se buscará acelerar el plan para mejorar la infraestructura vial a fin de mejorar los tiempos de la logística. Además, advirtió a las empresas sobre las ventajas de incrementar el uso de arenas de cercanía para estimular hidráulicamente los pozos no convencional, en oposición a la arena de Entre Ríos.

La mirada provincial sobre Venezuela

En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, afirmó que “los países con grandes reservas de hidrocarburos siempre tendrán un efecto en el mercado global. Entendemos que en el corto plazo no veremos grandes cambios, en el mediano plazo existen dudas, pero sabemos que a largo plazo habrá un impacto mundial”.

Si bien no hay temor por la competencia que pueda generar en el mercado el crudo venezolano -que es más pesado que el Medanito que comercializa argentina- los efectos que pueda tener la presencia de Venezuela sobre el precio del barril del Brent sí se presentan como un interrogante entre las compañías.

En este contexto, el ministro de Energía sostuvo que “desde Neuquén tenemos que seguir trabajando en el costo de producción y entendemos que tenemos que hacer un trabajo estratégico para reducir los costos del barril y de la molécula de gas. Para esto hay que dar reglas claras e invertir en infraestructura. Todo lo que hacemos está en esa línea ante la posibilidad de que en algún momento puede pasar algo que inunde (de crudo) el mercado”.

El ministro aseguró que la estrategia de la provincia para trabajar en este sentido apunta a acelerar las mejoras en las rutas provinciales que permiten conectar Vaca Muerta para reducir las demoras y embotellamientos que hoy presentan y construir nuevas redes eléctricas. Estimó que esta nueva infraestructura impactaría en una reducción del 20% de los costos de las empresas.

El plan incluye para este año la ejecución de un total de nuevos 264 kilómetros de rutas que se suman a los 400 que se ejecutaron o iniciaron en 2025. Entre estas, contempla la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17 por un total de 51 kilómetros cruciales para la logística de Vaca Muerta. Se suman las rutas 7 y 17 donde se están asfaltando 23 kilómetros. Mientras que está próxima a comenzar la obra que suma 19 kilómetros de la duplicación de calzada en la ruta 67 que conecta a la ciudad de Neuquén con Vista Alegre Norte y la región de Vaca Muerta.

“Con estas mejoras se puede reducir los tiempos de demora del transporte, lo que impacta en que las empresas utilicen menos camiones, en menos horas hombre y otros gastos que eso apareja. El objetivo es mejorar la logística para que las empresas no demoren tanto en ir de un punto a otro”, agregó.

Por último, afirmó que la Provincia seguirá trabajando en fortalecer el comercio de gas hacia Brasil y señaló que estas mejoras también permitirían a la Cuenca Neuquina ser más competitiva frente a otros jugadoras. «La batalla hay que darla en el precio», consideró.

, Laura Hevia

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, dio luz verde a un proyecto de ley que buscará sancionar con aranceles a los países que importen petróleo de Rusia. El objetivo declarado es forzar a Brasil, India y China a cesar sus compras de energía a Rusia.

El avance del proyecto, que cuenta con un fuerte respaldo bipartidista, se produce tras tomar el control de las exportaciones de crudo desde Venezuela y en medio de tensiones diplomáticas entre EE.UU. y Rusia por la intercepción de un tanquero sancionado que portaba bandera rusa.

El senador del Partido Republicano , Lindsey Graham, anunció este miércoles que Trump autorizó la votación en el Senado de un proyecto de ley que busca aplicar una suerte de embargo global a las exportaciones de energía de Rusia.

«Este proyecto de ley permitirá al presidente Trump castigar a los países que compran petróleo ruso barato para alimentar la maquinaria de guerra de Putin», publicó Graham en su cuenta de X. «Este proyecto de ley le daría al presidente Trump una enorme influencia sobre países como China, India y Brasil para incentivarlos a dejar de comprar el petróleo ruso», agregó.

El proyecto ya tiene el respaldo comprometido de 82 senadores y se espera que una legislación similar ingrese en la Cámara de Representantes. «Espero una fuerte votación bipartidista, ojalá la próxima semana», auguró el senador.

Qué sanciones impondrá EE.UU. a países que importen energía de Rusia

El texto autoriza al presidente a aplicar aranceles de hasta 500% a los países que importen energía de Rusia. De esa manera, Trump tendría una herramienta para forzar a los grandes importadores de petróleo ruso como India, China y Brasil a cesar o al menos reducir significativamente sus compras.

Graham suavizó el potencial alcance de la medida sobre la Unión Europea al aclarar que habría una excepción para los países que importan energía rusa pero que estan financiando o colaborando con el esfuerzo de guerra de Ucrania frente a Rusia. Los gobiernos europeos en diciembre acordaron dejar de importar gas natural de Rusia a través de gasoductos o como GNL para el 2027.

En Latinoamérica, Brasil incrementó significativamente sus compras de gasoil a Rusia tras el comienzo de la guerra en Ucrania. No obstante, esas importaciones se contrajeron en el último año y medio por el temor a potenciales sanciones.

PDVSA confirmó que ya negocia exportaciones de crudo con EE.UU.

La administración Trump anunció que tomarán el control comercial de las exportaciones de petróleo desde Venezuela. La petrolera estatal venezolana PDVSA confirmó que entabló una negociación sobre «ventas de volúmenes de petróleo» con los EE.UU.

“Este proceso se desarrolla bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron, y está basado en una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes», informó la petrolera en un comunicado difundido en sus redes sociales.

Intercepción de un petrolero con bandera rusa

Las fuerzas armadas de los EE.UU. abordaron y capturaron un petrolero con bandera rusa en el Océano Atlántico el miércoles luego de una persecución que duró semanas en alta mar.

El buque petrolero, originalmente llamado Bella 1, fue sancionado por EE.UU. en 2024 por operar dentro de la flota en la sombra que transporta petróleo ilícito de Irán.

El mes pasado, la Guardia Costera estadounidense intentó incautar el buque mientras se dirigía a Venezuela para recoger petróleo, operando entonces bajo bandera de Guyana. Sin embargo, la tripulación se negó a ser abordada y huyó hacia el Atlántico, siendo interceptada cerca de Islandia.

Rusia condenó la incautación del Bella 1. El Ministerio de Transporte argumentó que “ningún Estado tiene derecho a usar la fuerza contra buques que estén debidamente registrados en las jurisdicciones de otras naciones” según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar, un tratado que EE.UU. no ha firmado.

, Nicolás Deza

Un nuevo estudio del World Economic Forum (WEF) y Accenture, “Energy Transition Readiness: Latin America and the Caribbean”, establece que América Latina y el Caribe posee algunas de las condiciones y el potencial más favorable del mundo para liderar la energía limpia y avanzar en la transición energética. Sin embargo, la región enfrenta importantes desafíos en cuanto a inversiones, sobre todo en infraestructura.

De acuerdo con el informe, en los últimos diez años, la puntuación regional en avance de la transición energética apenas ha mejorado: solo un 1,2%, mientras el promedio global es de 6,2%. Nicolás Ruiz Moreno, senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina, destaca que “los desafíos estructurales —desde cuellos de botella en infraestructura hasta políticas fragmentadas, innovación limitada y financiamiento insuficiente— evidencian las áreas críticas donde la reforma y la inversión focalizada pueden liberar todo el potencial de la región.”

Transición energética

El reporte del WEF y Accenture sostiene que América Latina y El Caribe representa el 7% de la población mundial, el 5% del suministro total de energía del mundo, una parte significativa del crecimiento futuro de la demanda energética y un incremento constante en las inversiones en energía limpia (proyectadas en 70.000 millones de dólares para 2025, un aumento del 25% desde 2015). Sin embargo, la región atrajo solo el 5% de la inversión privada global en energía limpia en 2024 y apenas el 4% del capital mundial destinado a la transición energética, limitado por altas tasas de interés y escaso acceso a financiamiento. De acuerdo con el análisis, para cumplir los objetivos energéticos y climáticos, la inversión anual total en energía limpia debe aumentar hasta los 150.000 millones de dólares en 2030 y seguir incrementándose de forma sostenida hasta 2050.

El ejemplo de Argentina

El estudio del WEF y Accenture destaca también que el aumento de la demanda global y las presiones de descarbonización están impulsando el interés por el gas natural. En este contexto, destaca el caso de México y Argentina, que están proponiendo nuevas instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), y la capacidad regional de importación podría aumentar en un 50%.

El informe destaca también como ejemplo la expansión de producción de gas de Argentina. Según se explica, “la matriz energética de Argentina dependió durante mucho tiempo de las importaciones, los costosos combustibles líquidos y una integración limitada. A pesar de las vastas reservas de gas no convencional de Vaca Muerta, las brechas de infraestructura y de mercado obstaculizaban el reemplazo de combustibles de alta intensidad de carbono, el crecimiento de las exportaciones y una mayor seguridad energética.”

Producción de gas argentino

El reporte señala que la respuesta fue una estrategia conjunta entre actores del sector energético e YPF, orientada a expandir la producción de gas en Vaca Muerta y desarrollar la infraestructura necesaria para su transporte, licuefacción y comercialización. “El Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino (2020) impulsó la participación de los productores, mientras que el Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (2023) incrementó la capacidad de evacuación. Se prevé además la construcción de terminales de GNL y gasoductos transfronterizos, consolidando al gas natural como eje de la transición energética del país”, indica el documento.De esa forma, el WEF y Accenture concluyen que entre las buenas prácticas a imitar de este caso se encuentran que:

• El diálogo construye legitimidad: Una participación estructurada con trabajadores, empresas y comunidades garantiza resultados de transición equitativos.
• La reconversión laboral es esencial: Los marcos de capacitación y certificación preparan a la fuerza laboral para las industrias verdes emergentes.
• La diversificación regional mantiene el impulso: Las inversiones locales en sectores alternativos generan resiliencia más allá de la economía del carbón.

, Redaccion EconoJournal

El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, dijo este miércoles que tomarán el control comercial sobre las exportaciones de petróleo crudo de Venezuela por tiempo indefinido. La medida abarcará tanto al petróleo sancionado como a las futuras exportaciones de petróleo.

El presidente Donald Trump había anunciado por la noche del martes que Venezuela entregará a los EE.UU. entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo sancionado, cuya venta y gestión de los ingresos sería asumida por el gobierno estadounidense. EE.UU. viene aplicando desde comienzos de diciembre un bloqueo naval contra los buques sancionados que transportan petróleo desde y hacia Venezuela.

EE.UU. venderá el petróleo de Venezuela

Sin embargo, la medida finalmente alcanzará a todas las exportaciones de petróleo crudo de Venezuela. “En el futuro venderemos en el mercado la producción que salga de Venezuela, primero este petróleo almacenado, y luego de forma indefinida venderemos en el mercado la producción saliente de Venezuela”, dijo Wright en una conferencia de energía realizada por Goldman Sachs cerca de Miami.

El secretario de Energía añadió que EE.UU. proveerá el diluyente que Venezuela necesita para incrementar la producción de crudo pesado en la Faja del Orinoco.

Trump dijo que el crudo venezolano será vendido a precio de mercado “y ese dinero será controlado por mí, como presidente de los Estados Unidos de América, para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.

, Nicolás Deza

La Argentina desembarcará en el PDAC 2026, en Toronto, con un escenario más activo que en años anteriores y una narrativa minera que empezó a ordenarse. El último año dejó señales concretas: un régimen de incentivos en funcionamiento, proyectos que comenzaron a destrabarse y un debate regulatorio que volvió a ocupar un lugar central en la agenda política. En un contexto internacional cada vez más competitivo para atraer inversiones, esos movimientos empiezan a ser leídos por el mercado.

El PDAC —la principal convención mundial de exploración y minería, con más de 30.000 asistentes de más de 130 países— no es solo una vidriera comercial: es el espacio donde se mide el pulso de los países mineros, su capacidad de ofrecer reglas claras y su voluntad de jugar en las grandes ligas. Y en ese escenario, la forma en que la Argentina se presenta vuelve a ser clave.

Desde 2023, Argentina Mining viene cumpliendo un rol central en la construcción de esa presencia internacional a través del Argentina Mining Pavilion, un espacio que reúne a empresas argentinas dentro del PDAC y les permite mostrarse de manera ordenada, profesional y con identidad propia frente a inversores, proveedores y tomadores de decisión globales.

Los ejes de PDAC

El pabellón no solo concentra la participación comercial, sino que funciona como una plataforma de posicionamiento país: articula empresas, promueve alianzas estratégicas y suma una agenda propia de conferencias y networking. En un evento que reúne a más de 1.100 expositores y unos 2.500 inversores, ese tipo de iniciativas se vuelve un diferencial concreto para captar atención en un mercado saturado de ofertas.

En un mundo donde la competencia entre jurisdicciones mineras es cada vez más intensa, el aprendizaje es claro: no alcanza con tener recursos, hay que saber mostrarlos. Y en ese sentido, la experiencia acumulada de Argentina Mining en PDAC empieza a consolidarse como parte de la estrategia de visibilidad del sector.

Un año bisagra: RIGI y señales hacia el mercado

El principal punto de inflexión que explica este nuevo clima fue la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Más allá de las discusiones políticas, el régimen introdujo un marco de estabilidad fiscal, cambiaria y jurídica largamente reclamado por la minería y comenzó a traducirse en hechos concretos.

La presentación de proyectos al RIGI —y en algunos casos su aprobación— funcionó como una señal clara para el mercado: la Argentina volvió a ofrecer condiciones mínimas de previsibilidad para inversiones de gran escala. Esa señal fue particularmente relevante para el cobre, un mineral estratégico para la transición energética global y uno de los grandes pendientes de la minería argentina.

En paralelo, el avance en la discusión sobre la adecuación de la Ley de Glaciares volvió a poner sobre la mesa un tema sensible, pero inevitable. Sin resolver este debate, buena parte de los proyectos de cobre del país seguiría condicionada. El impulso de ordenar criterios técnicos y dar mayor certidumbre regulatoria fue leído por el sector como un paso necesario para destrabar inversiones de largo plazo.

El regreso del cobre a la agenda productiva

Uno de los movimientos políticos más relevantes del año fue el cambio de perfil de Mendoza frente a la minería. La aprobación legislativa del Informe de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge marcó un quiebre después de años de parálisis y posicionó a la provincia nuevamente dentro del mapa del cobre argentino.

San Jorge se convirtió así en uno de los proyectos más avanzados del país, con un horizonte más claro hacia la etapa de construcción. Este giro mendocino no es un dato menor: ocurre en una jurisdicción que durante años funcionó como símbolo de las restricciones a la minería metalífera y hoy empieza a enviar señales distintas al mercado.

Otro hito fue la aprobación de Los Azules (San Juan) como primer proyecto de cobre incorporado al RIGI, con una inversión estimada en US$ 2.672 millones. La decisión funcionó como señal testigo: por primera vez, un proyecto cuprífero argentino accedió a un régimen diseñado para inversiones de escala, otorgando previsibilidad a un desarrollo de largo plazo.

Una señal particularmente observada fue el anuncio de reactivación de Alumbrera, en manos de de Glencore, en Catamarca. El yacimiento, inactivo desde 2018, podría retomar operaciones hacia 2028, marcando un cambio de época: no solo se destraban proyectos nuevos, sino que vuelven a ser viables activos existentes.

Si hay un proyecto que sintetiza el potencial del nuevo ciclo es Vicuña. Impulsado por la sociedad entre BHP y Lundin Mining, el proyecto promete convertirse en la mayor inversión extranjera directa de la historia argentina, con foco en cobre.

Más allá de los plazos y de las definiciones que aún restan, Vicuña representa un cambio de escala: vuelve a colocar a la Argentina en el radar de los grandes jugadores globales del cobre, un mineral crítico para la electrificación, las energías renovables y la transición energética.

Un mensaje en construcción, pero más claro

La Argentina llega al PDAC 2026 con un mensaje todavía en proceso de consolidación, pero mucho más claro que en años anteriores. Hay avances regulatorios, decisiones políticas que empiezan a alinearse con las demandas del sector y proyectos de cobre que vuelven a ocupar un lugar central en la conversación.

En ese camino, el Argentina Mining Pavilion se afirma como una herramienta clave para amplificar esa narrativa: no solo muestra empresas y proyectos, sino que transmite continuidad, profesionalismo y una voluntad explícita de reposicionar al país en el escenario minero global.

En Toronto, una vez más, la Argentina no irá solo a contar lo que tiene bajo el suelo, sino a explicar —con mayor claridad que antes— qué está dispuesta a hacer para convertir ese potencial en inversiones reales.

Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC2026. Comunicarse a: pdac@argentinamining.com o +54 9 261 535-4504

, Sabrina Pont