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El consorcio de empresas que está al frente del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) —integrado por YPF, Pluspetrol, Vista, PAE, Shell, Chevron y Pampa— concretó este lunes un paso importante, y a la vez simbólico, con la soldadura automática inaugural de los primeros tubos que conformarán el oleoducto de 437 kilómetros que conectará los yacimientos no convencionales de Neuquén con una terminal marítima de exportación en Punta Colorada, en las costas de Río Negro.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presenció el inicio de esas tareas en la línea del oleoducto VMOS, en cercanías a la localidad de Chelforó, en Río Negro. La petrolera bajo control estatal que encabeza el consorcio de compañías que llevan adelante la iniciativa destacó que «se trata de un hito en el avance de esta obra, que habilitará la exportación a gran escala de petróleo de Vaca Muerta».

“Vaca Muerta Oleoducto Sur es estratégico para el país y es una muestra de que los privados podemos financiar y construir este tipo de infraestructura y generar valor para la Argentina”, afirmó Marín.

Previo a esta visita, las autoridades de YPF y de la UTE Techint–Sacde recorrieron el campamento de la constructora ubicado en la localidad de Chichinales, donde pudieron ver el acopio de caños y la planta soldadora de doble junta.

Infraestructura de exportación

El proyecto contempla la construcción de un ducto de 437 kilómetros más una terminal de exportación de clase mundial que convertirá a Argentina en un exportador global de energía y permitirá ingresos por US$ 15,000 millones de dólares para 2030.

Se estima que el ducto va a estar operativo para fines del 2026, con una capacidad de transporte de 180.000 barriles y se va a llegar al 2027 con 550.000 barriles día.

La construcción de oleoducto fue adjudicada a la UTE Techint-Sacde, la que ya logró realizar 300 kilómetros de apertura de pista y más de 60 de desfiles de tubos.

Además, se incorporó una soldadora de doble junta, que permite acelerar la producción al soldar de forma industrial e itinerante caños de 12 metros para transformarlos en tramos de 24 metros. En este momento de la obra, ya hay 500 trabajadores en plena actividad.

También, se avanza con la construcción de la cabecera de bombeo de Allen y la de Chelforó. En Punta Colorada, en tanto, ya se construye la terminal de almacenamiento, que tendrá inicialmente entre 5 y 6 tanques de 120 metros cúbicos, para lo cual las chapas para su construcción ya comenzaron a llegar al país.

Además, ya se encuentra compradas las dos monoboyas que habilitará la carga de los barcos petroleros Very Large Crude Carrier (VLLC), que por primera vez podrán operar en el país.

VMOS es un consorcio de empresas líderes de la industria energética del país integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina para la construcción y operación del oleoducto Vaca Muerta Sur.

, Redacción EconoJournal

El sector minero en la Argentina cuenta con un horizonte de crecimiento y desarrollo de nuevos proyectos de minerales estratégicos como el cobre y el litio que podrían posicionar al país como un actor clave en el mercado global de cara al proceso de transición energética. En este contexto, el Banco Comafi se propuso como objetivo ser un socio estratégico para acompañar el avance del sector, ofreciendo soluciones financieras adaptadas a las distintas etapas de los emprendimientos mineros, desde la exploración hasta la producción y exportación.

En diálogo con EconoJournal en la Feria Arminera, Jeremías Maratta, responsable del sector minería del Banco Comafi, explicó en qué consiste el trabajo de la entidad para generar una sinergia con las empresas del rubro. Según detalló, el Banco busca entender las necesidades de cada compañía y diseñar herramientas específicas que fomenten el desarrollo de toda la cadena de valor minera, apuntando a fortalecer la infraestructura, la sustentabilidad y la atracción de inversiones.

A través de su unidad de negocios “The Capital Corporation”, el banco brinda soluciones de financiamiento como fideicomisos, cuentas escrow, avales, fondos cerrados de inversión, y otras estructuras diseñadas para dinamizar la actividad minera.

—¿Cuál es el análisis que realiza del sector y cómo trabajan desde el Banco Comafi para poder generar una sinergia con la minería?

–La minería se encuentra en un buen momento, con un futuro prometedor y con proyectos que se están en vías de desarrollo. La Argentina tiene un gran potencial respecto a los minerales y el mundo ve al país como un gran jugador a futuro en la industria minera global. En los próximos años el sector minero va a crecer muchísimo. Existe un gran compromiso por parte de las empresas, de los gobernadores, y el banco lo entiende. Por ese motivo queremos aportar todas las herramientas para poder fomentar el desarrollo de proyectos y de toda la cadena de valor. Lo que busca el Banco Comafi es conocer y entender el negocio, estar cerca de las compañías.

—¿Cuáles son las herramientas que ofrecen desde el Banco para dinamizar el crecimiento del sector?

–El Banco Comafi tiene como objetivo poder entender las necesidades de cada una de las compañías y desarrollar productos especiales y a medida que respondan a lo que necesita el sector. El banco cuenta con una unidad de negocios denominada “The Capital Corporation”, que es líder en leasing (forma de financiar la adquisición de bienes de capital a través de un contrato de arrendamiento con opción de compra) en la Argentina. Se trata de una herramienta muy útil para el sector. También ofrecemos diversas soluciones vinculadas a las estructuras de garantías, como fideicomisos y cuentas escrow; financiamiento bancario y de mercado de capitales, fondos de inversión cerrados, avales bancarios, obligaciones negociables e instrumentación de aportes de capital. La minería es una industria capital intensiva. Como entidad, entendemos que el sector financiero es estratégico para el crecimiento y desarrollo de la industria y es por eso que trabajamos para poder alcanzar a todas las compañías a fin de ofrecerles nuestros productos y ayudarlas a crecer. Además, hay mucha expectativa respecto al sector y lo comprobamos con la enorme participación que tuvo Arminera de todas las empresas, gobernadores y funcionarios que estuvieron presentes.

—¿Qué análisis realiza del escenario?

–El escenario es muy prometedor. Hay que trabajar porque aún hay mucho por hacer en términos de infraestructura, de responsabilidad, de sustentabilidad. Yo creo que, junto a las empresas y a los gobiernos, estamos creando un país minero que cada vez atraerá mayores inversiones y que tendrá un crecimiento sostenido a futuro. Entendemos que el banco puede cumplir un rol muy importante en este proceso. Creemos que el motor de crecimiento económico del país va a estar dado por tres pilares: al agro, la minería y la industria del Oil & Gas. Observamos un enorme potencial y por eso queremos acompañar a todos estos sectores, especializarnos y responder a las necesidades específicas de cada uno de ellos.

—¿Cuáles son los pasos a seguir por parte del Banco Comafi para lograr estos objetivos?

–Las necesidades de las empresas involucradas en el sector minero son dinámicas por eso constantemente debemos estar trabajando y desarrollando nuevos productos. Hay iniciativas que se encuentran en etapas de exploración y también otros proyectos que están más avanzados, por ende, las necesidades son diferentes. Hoy tenemos clientes que están en etapa de exploración, otros en etapa de construcción, y algunos que ya se encuentran produciendo y exportando los recursos. Tenemos experiencia en todas las diferentes etapas y cada una de ellas demanda diferentes productos que el banco puede otorgarles. Estamos para acompañarlos. 

, Loana Tejero

Oiltanking Ebytem, la compañía que opera la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales en Bahía Blanca, inaugurará la ampliación de su terminal de exportación de crudo el próximo 03 de junio, con el objetivo de acompañar los envíos que transportará Oldelval desde Vaca Muerta a través de los proyectos de expansión Duplicar Plus y Duplicar X.

La iniciativa, que contó con una inversión de aproximadamente 600 millones de dólares, incluye la construcción de seis nuevos tanques de almacenamiento de 50.000 m³ cada uno que incrementarán la capacidad total de 480.000 a 780.000 m³, una nueva estación de bombeo, una subestación eléctrica y un nuevo muelle de 2.000 metros con dos posiciones operativas para buques tipo Aframax y Suezmax.

Los dos primeros tanques ya están operativos y el tercero entrará en funcionamiento en los próximos días. Todo el sistema se encuentra en fase de pruebas, capacitación y puesta en marcha por parte del equipo técnico de la empresa, según indicaron desde la firma.

El nuevo muelle

El nuevo muelle reemplazará una de las actuales monoboyas y permitirá despachar entre 20 y 25 buques por mes.

“Para responder al aumento de caudal estamos construyendo un muelle para recibir dos buques de importante tamaño: un Suezmax y un Aframax, uno de 160.000 toneladas y otro de 120.000, para reemplazar una de las monoboyas que tenemos. A eso se suma una estación de bombeo para poder bombear simultáneamente a los dos buques y toda la infraestructura asociada”, explicó al respecto Guillermo Blanco, vicepresidente de la empresa.

Esta ampliación que llevó adelante la compañía responde al aumento de capacidad del sistema que opera la empresa junto a Oldelval, que recientemente finalizó su propia obra para alcanzar un transporte de 530.000 barriles diarios. “La articulación entre ductos y terminal es clave para sostener la cadena logística de exportación del crudo no convencional”, remarcaron desde Oltanking Ebytem.

, Redaccion EconoJournal

En el marco de las acciones de mejora continua que impulsa el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), administrado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), se llevó a cabo una reunión técnica con representantes de empresas adheridas y especialistas en gestión de transporte y seguridad química, junto a la Cámara Argentina del Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP).

Durante el encuentro se plantearon temas clave vinculados a la seguridad en la distribución de productos químicos, con foco en la revisión y actualización del Código 4 del PCRMA® para Industrias, que establece lineamientos para la gestión responsable de la logística de sustancias químicas. Este código se estructura en cinco ejes temáticos: administración de riesgos, revisión de cumplimiento y entrenamiento, condiciones de seguridad de los transportistas, manipulación y funcionamiento, y respuesta en emergencias y preparación del público.

Evaluación continua de riesgos

A través de ejemplos prácticos y recomendaciones, se enfatizó la importancia de la evaluación continua de riesgos, la implementación de planes de mitigación, la capacitación tanto de personal interno como de terceros, la auditoría de procesos logísticos y el fortalecimiento de vínculos con autoridades y comunidades locales. Estos lineamientos buscan minimizar el impacto ambiental y maximizar la seguridad de las operaciones vinculadas al transporte y manipulación de productos químicos.

Uno de los momentos más destacados de la reunión fue la presentación del Rubén E. Ruocco, representante técnico de CATAMP, quien habló sobre dos aspectos clave en la gestión de emergencias en el transporte de cargas peligrosas:

1. La introducción de un nuevo formato de Ficha de Emergencia, que sustituye la antigua ficha de intervención y se adapta a los requerimientos actuales.
2.  Consideraciones prácticas sobre la respuesta ante incidentes en ruta, incluyendo los factores a tener en cuenta para una acción rápida, coordinada y efectiva.

 Durante la presentación, Ruocco de CATAMP subrayó que “el objetivo principal es que, ante una emergencia, todos los involucrados tengan claro qué hacer, cómo comunicarlo y con quién coordinar. La ficha de emergencia no es solo un formulario, es una herramienta dinámica que guía la primera respuesta y puede hacer la diferencia en la contención de un evento”. Además, destacó la importancia de capacitar de manera continua al personal involucrado en la logística de sustancias peligrosas: “Los simulacros, las capacitaciones y la revisión constante de procedimientos no son una formalidad, son parte de nuestro compromiso con la seguridad y el entorno”, agregó.

“La revisión del Código 4 y el intercambio de experiencias entre actores del sector forman parte del compromiso asumido por las empresas y las cámaras con la mejora continua en salud, seguridad y ambiente, valores centrales del PCRMA®, que promueve desde hace más de dos décadas una gestión sustentable en toda la cadena de valor del sector químico”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

Ante la llegada del invierno y el mayor uso de artefactos a gas, Camuzzi advierte sobre los peligros del monóxido de carbono, un gas tóxico e imperceptible que cada año provoca casi 29 mil muertos en todo el mundo, Durante 2024 en la zona de concesión de la compañía, se registraron 51 casos, de los cuales el 69% requirió hospitalización y el 9% tuvo consecuencias fatales.

“El monóxido es una amenaza silenciosa que puede afectar a cualquier hogar/ instalación. La prevención es sencilla, pero clave para salvar vidas. Por eso, insistimos en la importancia de contar con instalaciones seguras, ventilación permanente y revisiones periódicas realizadas por profesionales matriculados”, señaló Juan Spini, Gerente de Seguridad e Higiene de Camuzzi.

De acuerdo con los relevamientos, el 94% de los eventos registrados estuvieron vinculados a fallas en los conductos de evacuación de gases de los artefactos, ya sea por obstrucciones, roturas o instalaciones fuera de norma. A su vez, en 8 de cada 10 casos se identificó una ventilación deficiente o directamente inexistente, lo que potencia aún más el riesgo.

Los artefactos más frecuentemente involucrados fueron:

•             Calefactores (53%)

•             Calentadores de agua (33%)

•             Cocinas (12%)

Color de la llama

Una llama amarilla señala una combustión deficiente por falta de oxígeno. La llama azul indica una combustión adecuada, con la cantidad de oxígeno correcta para garantizar un funcionamiento seguro.

Cinco claves para prevenir intoxicaciones por monóxido de carbono

Camuzzi recuerda que una instalación adecuada y el mantenimiento periódico son fundamentales para evitar accidentes. Estas son las recomendaciones principales:

1.           Verificar los artefactos con un profesional matriculado. Es importante revisar artefactos, conductos y rejillas, especialmente después de largos periodos sin uso.

2.           Ventilar los ambientes con rejillas adecuadas, limpias, sin obstrucciones y ubicadas en los  lugares que indican las normas, lo cual refuerza el punto anterior.

3.           No usar hornallas ni hornos para calefaccionar. No fueron diseñados para ese fin y consumen rápidamente el oxígeno del ambiente. No poner sobre las hornallas elementos o dispositivos que incentiven el uso de la estas para calefacción.

4.           Chequear el color de la llama. Siempre debe ser azul. Una llama amarilla o anaranjada indica combustión defectuosa y muy posible presencia de monóxido.

5.           Instalar artefactos aprobados. En dormitorios y baños, solo se deben colocar equipos de tiro balanceado, instalados de forma fija y con válvulas de seguridad.

¿Cuáles son los síntomas de intoxicación?

El monóxido de carbono no tiene olor, color ni sabor, y sus síntomas se suelen confundir con una gripe o un malestar común: dolor de cabeza, mareos, náuseas, debilidad o somnolencia. En casos más graves puede provocar pérdida de conocimiento, convulsiones y hasta la muerte.

Ante la sospecha de una intoxicación:

•             Ventilar el ambiente de inmediato.

•             Alejar a la persona afectada del lugar.

•             Contactar al sistema de emergencias local.

•             Llamar a los teléfonos de atención de Camuzzi.

Ante cualquier emergencia relacionada con el servicio de gas, los usuarios podrán comunicarse con las líneas de atención disponibles las 24 horas, todos los días del año:

•             Camuzzi Gas Pampeana: 0800-666-0810 / 0810-666-0810

•             Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional dispuso este lunes, mediante una resolución de la Secretaría de Energía, que 137.975 usuarios considerados vulnerables dentro del Régimen de Zona Fría Ampliada que cobran menos de 4 salarios mínimos y cuentan con más de un medidor o suministro a su nombre, accederán al subsidio del 50% en solo uno de sus suministros. En los restantes, se aplicará la bonificación general del 30%, prevista por ley. De este modo, busca reducir los aportes del Tesoro que recibe el régimen.

Así se desprende de la Resolución 219/2025 publicada este lunes en el Boletín Oficial, la cual forma parte de las medidas previstas en el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados vigente desde el 1 de junio de 2024 hasta el próximo 31 de mayo.

Este proceso de revisión prevé la reestructuración del régimen de subsidios a la energía y redefinir los mecanismos que permitan una mejor focalización de los subsidios, con señales que estimulen el ahorro energético. Las dependencias intervinientes son la Subsecretaría de Energía Eléctrica, la Subsecretaría de Combustibles Gaseosos y la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

A partir de las evaluaciones sobre datos del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), la Secretaría de Energía identificó 137.975 CUIT/CUIL de titulares de beneficios registrados en forma repetida dentro del Régimen de Zona Fría Ampliada, por lo cual con una misma identificación se asignó el beneficio de manera automática para dos o más medidores.

La revisión del beneficio

En consecuencia, se destacó en la resolución que “la repetición de medidores resulta un indicador de que el beneficiario es titular, posee, u ocupa más de un inmueble, lo que contradice la condición de vulnerabilidad que debe verificarse para acceder al cuadro tarifario diferencial del 50% del cuadro tarifario pleno”.

Hasta ahora, los usuarios dentro del régimen de Zona Fría Ampliada identificados en el Registro Único de Beneficiarios que cobraban menos de 4 salarios mínimos y contaban con más de un medidor o suministro a su nombre, podían acceder al beneficio del 50% de descuento en todos ellos.

A través de la Resolución 219/25 se actualizaron esos criterios para acceder a los cuadros tarifarios diferenciales del gas natural por red para “ordenar un régimen deficitario, que incluía usuarios de forma automática y sin control, para así profundizar en la focalización de subsidios únicamente para quienes los necesitan”, explicaron fuentes oficiales.

A partir de ahora, el cambio de criterio alcanzará la situación de los 137.975 usuarios detectados en esa situación, quienes podrán acceder al subsidio del 50% en solo uno de sus suministros y en los restantes, se aplicará la bonificación general del 30%, prevista por ley. Quienes consideren que tienen motivos fundados para acceder al beneficio completo podrán presentar su solicitud de revisión a través de la web de ANSES.

Las mismas fuentes precisaron que ese universo de usuarios identificados con una situación que no se condice con un criterio evidente de necesidad “con la nueva reglamentación, seguirán recibiendo una tarifa diferencial, pero con una distribución más equitativa y razonable del subsidio”.

Beneficios superpuestos

Este régimen tarifario diferencial de la Ley 27.637 no excluye, sino que se superpone, a los beneficios otorgados por otras normas, con lo cual podría darse el caso de que un mismo usuario acumule en su factura el beneficio por Zona Fría, los descuentos correspondientes al Nivel 2 o Nivel 3 del régimen de segmentación y la Tarifa Social Federal de Gas, vigentes.

La ley de Zona Fría Ampliada es una extensión del Régimen de Zona Fría creado en 2002 para asistir a provincias con climas extremos, como las del sur argentino, donde el consumo de gas es vital y elevado. Hasta entonces alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias.

Así, la ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.

Para la actual conducción de la Secretaría esa ampliación incorporó “zonas consideradas como cálidas y templadas cálidas según norma IRAM 11603:2012, y el resultado fue “un esquema mal focalizado, regresivo y deficitario, que terminó beneficiando a quienes no lo necesitaban”.

Déficit creciente

Los subsidios a la Zona Fría Ampliada son financiados por las tarifas que pagan todos los usuarios del país, y el 1 de abril el Gobierno nacional elevó ese recargo para reducir el aporte del Tesoro Nacional, aunque fuentes oficiales consideran que aún ese porcentual resulta insuficiente para cubrir el gasto que demanda el régimen.

En 2021, cuando se discutía la propuesta del entonces oficialismo, se aseguró que el subsidio que hasta entonces beneficiaba a 850 mil hogares de la Patagonia, la Puna y Malargüe se financiaba con un recargo de 4,46% y que la ampliación a otros 3,1 millones de hogares se iba a poder solventar elevando ese recargo a 5,4% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, lo que en la práctica no alcanzó a cubrir. El régimen quedó así desvirtuado y se necesitan cada vez más aportes del Tesoro.

Hace 10 días el Ministerio de Economía canceló el 30% de lo que adeudaba a las distribuidoras por la compensación del régimen, correspondiente a subsidios de diciembre. Pero todavía se mantenían pendientes los pagos de enero y febrero y a fin de este mes se sumará la deuda de marzo.

, Ignacio Ortiz

La industria minera tuvo su semana más importante. Con récord de visitas, y bajo un eje temático centrado en la transición hacia una minería más eficiente y sustentable, Arminera 2025 reunió como lo hace todos los años a los principales referentes del sector público y privado en un encuentro clave para impulsar inversiones y oportunidades asociadas a los principales proyectos mineros. En la feria de minería estuvo presente CIMC Wetrans, compañía miembro del holding CIMC, líder en construcción modular, depósitos modulares, contenedores y soluciones logísticas para diversas industrias. Desde su stand, la firma invitó a repensar los modelos tradicionales de construcción, así como nuevos servicios y tecnología que impulsan una minería no sólo más competitiva sino también más responsable.

Romina Parquet, Founder y Ceo CIMC Wetrans, se refirió a la participación de la empresa en Arminera y sostuvo “como compañía queremos seguir afianzando nuestro rol en los principales sectores productivos del país, y la minería en ese sentido, es una industria clave para nosotros. Desde contenedores, depósitos modulares hasta módulos habitacionales, campamentos, semirremolques tolva o sistemas de almacenamiento de energía, todo lo que nosotros comercializamos está orientado a potenciar el desarrollo de la industria minera”.

Desafíos

Además, Parquet advirtió sobre los desafíos que debe sortear la industria minera asociados a las distancias, las alturas, el clima, entre otros y explicó cómo se puede capitalizar del holding en los proyectos locales. “Formamos parte de un holding multinacional que por sobre todo tiene la visión y la capacidad para traer a nuestro país la tecnología que aún no tenemos e integrarla a la mano de obra local. La transferencia de esta tecnología nos permite destacarnos en proyectos de construcción modular a partir de módulos de alta gama o edificios modulares y la construcción personalizada permanente o transitoria a partir de módulos habitacionales completamente nuevos y desmontables para proyectos que demanden campamentos”.

Eficiencia

Parquet detalló que en las plantas de la compañía  se produce un contenedor por minuto, los cuales se entregan nacionalizados, bajo certificantes internacionales. Esta capacidad de producción se suma a la rapidez de instalación y su viabilidad económica.

 “Tenemos más de 150 modelos, o como me gusta decir a mi, un contenedor para cada solución.Creo que hoy ya nadie concibe los proyectos de minería de manera disociada de temas de sustentabilidad. La demanda en tecnologías limpias así como en soluciones de almacenamiento de energía es cada vez más prioritaria y con ese foco estratégico el año pasado lanzamos una división denominada CIMC ENERGY STORAGE, desde la cual aportamos soluciones orientadas a alcanzar una matriz energética más sostenible”, remarcó.

Las soluciones de la compañía

El objetivo de la empresa en esta nueva edición de Arminera consistió en dar a conocer la oferta de soluciones que poseen para el sector minero, entre ellas se destacan:

• Contenedores de energía Solar: Equipados con paneles solares de alta calidad, generan energía limpia y renovable, lo que reduce la huella de carbono. Gracias a su portabilidad y su sistema de almacenamiento de baterías, resultan una solución versátil que se puede utilizar en una variedad de aplicaciones, desde suministrar energía a hogares, hospitales, escuelas o empresas, especialmente en áreas remotas.
• Contenedores de almacenamiento de energía: Provistos de un sistema de baterías capaces de almacenar energías limpias, se pueden aplicar a centrales eléctricas, de energía eólica, solar, construcción, así como todo tipo de comunidades.
• Contenedores generadores de energía: Especialmente diseñados a medida de los grupos electrógenos. Ocupan poco espacio, se trasladan e instalan fácilmente, con muy buenas propiedades de anticorrosión, ignífugas, impermeables, a prueba de polvo, a prueba de golpes y otras.
• Contenedores cisterna: Una solución de almacenamiento de combustible de primera calidad diseñada para entornos operativos hostiles con una preparación mínima. Se utilizan en estaciones de servicio, plantas de energía, campos mineros y otras industrias para conservación de alimentos, químicos, GLP, gases licuados, por ejemplo.

Además de las oficinas ubicadas en Buenos Aires, Córdoba y Neuquén, CIMC cuenta con oficinas propias en Salta, orientadas a dar respuesta al sector minero.

Dentro del abanico de soluciones también comercializan en nuestro país de todo tipo de Trailers y Semitrailers, Containers Chasis, LNG Road Tanker, Fuel Road Tanker, Flatbed Trailers, Tipper Trailer, Refrigerated Trailers y tanques para el transporte de alta eficiencia de sustancias tales como combustible, alimentos y también químicos (gas, líquido o en polvo).

, Redaccion EconoJournal

El gobierno de Javier Milei modificará la forma en que el Estado viene determinando en los últimos años los precios mínimos de exportación del gas natural que se envía hacia mercados regionales como Chile y Brasil.

En los hecho, funcionarios argentinos adelantaron la semana pasada en Brasil que a partir del 1º de enero 2026 se dejará de utilizar al valor del Brent —la cotización del petróleo que se extrae en el Mar del Norte— como referencia para calcular el precio mínimo del gas argentino que se exporta a países del Cono Sur. Es un cambio de paradigma y una señal concreta de que el gobierno argentino está dispuesto a reducir el precio de venta del gas local para potenciar la expansión del comercial exterior del hidrocarburo.

El marco regulatorio vigente establece que en los contratos plurianuales de exportación de gas natural con transporte en firme debe establecerse, de forma obligatoria, una cláusula que vincula el precio mínimo de exportación del gas a un porcentaje del precio internacional del petróleo.

Eso cambiará a partir de enero del año que viene, en parte porque el gobierno hizo lugar a un planteo de las las empresas compradoras de gas en Chile y Brasil —generadoras térmicas, distribuidoras y grandes industrias, entre otras—, que advierten que no están dispuestas a firmar contratos de compra de gas argentino a largo plazo si el precio está atado a la evolución del valor del crudo. Eso un riesgo que no están dispuestas a correr. «El Brent dejó de usarse hace tiempo como referencia para fijar el precio del gas. Si el barril volviese a trepar hasta o por encima de los 100 dólares, sería inviable trasladar esa suba al costo del gas», explicó el gerente comercial de una generadora en Chile.

El Ejecutivo recogió el guante de ese planteo. El jueves de la semana pasada el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller, indicó que desde 2026 el precio mínimo del gas de exportación será el valor que figura en los contratos de Plan Gas, el programa que define el precio interno del fluido hasta fines de 2028 y al mismo tiempo fija cupos y precios mínimos de exportación para el hidrocarburo.

Veller participó de un seminario sobre integración gasífera organizado por el Ministerio de Minas y Energía del Brasil en Brasilia la semana pasada.

Eliminación del porcentaje Brent

Para calcular el precio mínimo de exportación hasta ahora se tomaban en cuenta dos variables: el precio medio del gas en cada cuenca productora que figura en los contratos de Plan Gas o un porcentaje del precio del barril de crudo Brent. La variable que arroja el mayor precio es la que finalmente se toma en cuenta a la hora de fijar el precio mínimo de exportación.

Pero debido al crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta y, por consiguiente, a la disponibilidad de mayores volúmenes exportables, Veller anunció que eliminarán la variable del porcentaje de Brent.

«Para 2026 en adelante hemos decidido eliminar la condición de porcentaje de Brent y solamente tomar el precio fijo establecido para el promedio de cuenca«, explicó el funcionario.

El gobierno calcula que con esta modificación habrá una reducción de un 20% en el precio mínimo de exportación para el gas proveniente de la cuenca neuquina en período estival.

«Creemos que estamos dando una señal y que va a ser muy bienvenida por la industria. En términos de volúmenes, pasamos de aprobar autorizaciones de exportación solamente anuales a hablar de exportaciones plurianuales. Ahora yo los animo a que piensen mucho más allá, a no pensar en contratos entre 2026 y 2028, sino a que se animen a establecer contratos de cinco o diez años que van a poder viabilizar el financiamiento para la infraestructura que se requiere«, enfatizó Veller.

Exportaciones por muchas décadas

El abastecimiento doméstico y las exportaciones de gas argentino están garantizadas por los recursos gasíferos en la Argentina, evaluados en 273 TCF’s (trillones de pies cúbicos), según un último documento técnico de la Secretaria de Energía. Veller puntualizó en el potencial del país para suministrar gas a precios competitivos.

«Si somos levamente optimistas sobre el aumento de capacidad en los gasoductos y en floating LNG, tenemos 80 años de recursos por delante. Si somos muy optimistas y maximizamos las posibilidades de exportación vía gasoductos y entendemos que estas floating LNG son solo las primeras, estamos hablando de que la Argentina puede abastecer gas competitivo durante 50 años a las necesidades locales, regionales y globales. Para que sea realidad es necesario todo lo anterior, una cosa sin la otra no llega a buen puerto«, analizó el funcionario.

, Nicolás Deza

TotalEnergies inauguró este viernes una Línea de Alta Tensión de 43 kilómetros que, con una inversión de US$ 33 millones, le permitió conectar su planta de tratamiento en el bloque Aguada Pichana Este a la red eléctrica nacional. La obra se complementa con la construcción del parque solar Amanecer, ya en operación en la provincia de Catamarca, que proveerá la energía renovable para la electrificación del área y avanzar con el objetivo de net zero de la compañía.

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, realizó el tendido de la Línea de Alta Tensión de 132 kV para unir la estación transformadora del sistema con una greenfield en las inmediaciones de la planta de Aguada Pichana Este, a unos 45 kilómetros de la ciudad de Añelo y unos 155 kilómetros de la capital de Neuquén.

La compañía realizó además una ampliación de la Estación Transformadora de Loma Campana, donde YPF cuenta con una central de generación de YPF Luz y que, por cercanía, sirve de punto de conexión a la red eléctrica nacional.

Las metas de la empresa, a las cuales se acopla el proyecto, son reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en 40% para 2030 en comparación a 2015 y de emisiones de metano en 50% para 2025 y 80% para 2030, en comparación con 2020. Se destacó en ocasión de la inauguración que el objetivo 2025 se alcanzó en 2023 y el 2030 se espera poder alcanzarlo antes también.

El detalle de la inversión refleja que la construcción de la línea de alta tensión demandó unos US$ 22 millones, mientras que otros US$ 11 millones se destinaron a la construcción del parque solar de 14 Mw, adjudicado con prioridad de despacho del MATER a fines de 2021. Este desarrollo forma parte de una estrategia mayor de reducción de emisiones con una inversión total de US$ 100 millones.

«Más energía con menos emisiones»

El bloque no convencional es uno de los mayores productores de gas en la Cuenca Neuquina, donde Total es la operadora junto a sus socios Harbour Energy, YPF y Pan American Energy (PAE). Allí, la obra inaugurada se realizó con la colaboración del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y tras poner en servicio los equipos involucrados en el proyecto de electrificación, Total le transfirió la operación de la línea de alta tensión.

Esto permitirá ampliar la capacidad de transporte eléctrico provincial y que a futuro esa infraestructura pueda ser utilizada por otras operadoras.

“La electrificación de Aguada Pichana Este representa un hito fundamental por el trabajo en equipo con la provincia del Neuquén y abre la puerta al abastecimiento con energía renovable de la planta”, dijo Catherine Remy, Country Chair de TotalEnergies en Argentina. «Esto implica más energía con menos emisiones”, dijo también al encabezar esta mañana el acto de inauguración junto al gobernador de la provincia Rolando Figueroa y directivos de las empresas socias.

“Esta es la forma en que tenemos que trabajar con la industria, en equipo», dijo a su turno Figueroa. «Una empresa pública como el EPEN junto a una de las principales productoras del mundo, en una sinergia que nos permite que ganemos todos”, agregó pocas horas después de haber firmado un acuerdo con diez de las principales operadoras de Vaca Muerta para la construcción de una obra vial fundamental para el desarrollo de las operaciones productivas de la región.

Para esa tarea se decidió la conformación de un fideicomiso que permitirá canalizar el financiamiento estimado en unos US$ 51 millones que aportarán las petroleras, y cuyo repago se obtendrá del cobro de peaje.

Las etapas de electrificación

La obra de Aguada Pichana completa esta etapa con la electrificación de la planta de tratamiento, pero a continuación permitirá abastecer de energía limpia a otros equipos de Total Austral. Se anticipa que los cinco equipos compresores que hoy funcionan con fuel gas pasarán a operar con unidades eléctricas de 1 hp, lo que permitirá una mejor ecuación de eficiencia al trabajar con más presión, consumir menos energía y lograr mayor producción.

El primero de esos equipos ya está conectado y en operación, y los cuatro restantes se irán sumando en lo que resta del año y comienzos de 2026, para en una etapa posterior llevar la electrificación al interior del campo con rigs de perforación eléctricos.

Completando el plan de reducción de emisiones de la compañía, para 2027, la planta de Aguada Pichana Este se asegura que estará entre las de menor cantidad de emisiones de la Argentina y su intensidad será de 3,5kg CO2 por barril equivalente, casi 70% menos que antes de su electrificación.

Como parte de esa estrategia, la empresa también desarrolla iniciativas como las campañas de drones periódicas que permiten relevar el nivel de emisión de metano y CO2 en sus instalaciones con un Espectrómetro Ultraligero Aerotransportado para Aplicaciones Ambientales, una solución desarrollada entre TotalEnergies y el Centro Nacional de Investigación Científica de Francia (CNRS) y la Universidad de Reims Champagne-Ardenne. Es un sensor óptico láser miniaturizado Ultraligero montado en los drones que permite captar y cuantificar los gases.

Otra área de trabajo es la reducción del venteo con mayores estándares de seguridad, lo que lleva a revisar el diseño de las antorchas para mejorar la eficiencia del quemado logrando menos emisiones y menos utilización de gas. A la vez, se trabaja en la recuperación del calor de la combustión de ese mismo gas de antorcha para utilizarlo como recurso energético adicional.

La gestión de renovables

A la vez, el parque solar Amanecer es gestionado por la unidad de negocios de Total Eren, dedicada a desarrollar, construir y operar activos de energías renovables, y cuyo portfolio se compone de otro solar en Caldenes del Oeste, San Luis (30 Mw); y los eólicos Mario Cebreiro, en Buenos Aires (100Mw), Vientos Los Hércules, en Santa Cruz (97,2 Mw) y Malaspina, en Chubut (50 Mw).

Como parte del proceso que permitió alcanzar casi cinco años antes la reducción de emisiones del 80% prevista para 2030, y buscar el net zero en 2050, la empresa también tiene en desarrollo otros proyectos.

Entre ellos se destaca el parque eólico en Río Cullen, para abastecer la demanda de las plantas de la compañía en la costa de Tierra del Fuego, y la generación de hidrógeno verde. Ese parque que ya está finalizando el cementado de las bases y espera por la llegada de los molinos podrá estar operativo en el último trimestre del año.

, Ignacio Ortiz

Con la llegada de las bajas temperaturas, Naturgy lanza una nueva campaña anual para la prevención de accidentes por inhalación de monóxido de carbono.

El monóxido de carbono es un gas altamente peligroso, invisible, sin olor ni sabor, que puede causar graves intoxicaciones incluso la muerte si no se toman las precauciones adecuadas. Cada año, este «enemigo invisible” es responsable de más de 200 muertes en Argentina; por lo que la prevención y la concientización son fundamentales para proteger a nuestros usuarios y sus familias.

Bajo el lema «Revisá y prevení”, Naturgy informa y acompaña a la comunidad con consejos prácticos y accesibles sobre el uso seguro del gas y la prevención de accidentes por monóxido de carbono.

La campaña

Natu, personaje principal de la campaña, es la nueva encargada de difundir mensajes informativos y preventivos a través de redes sociales, oficinas comerciales y diversos canales de comunicación con los clientes.

Para evitar accidentes, Natu comparte una serie de consejos fundamentales entre los que se destacan:

● Ventilar los ambientes todos los días, incluso en invierno.

● Verificar siempre que la llama de los artefactos a gas sea azul.

● Realizar controles periódicos de las instalaciones con gasistas matriculados.

● No obstruir las rejillas de ventilación.

● No instalar calefones y estufas en baños o espacios cerrados.

● Revisar y mantener limpios los quemadores para evitar mala combustión.

Ante una emergencia

En caso de sospechar la presencia de monóxido de carbono, la persona afectada debe ser trasladada inmediatamente a un lugar con aire fresco y recibir atención médica urgente.

“Como empresa distribuidora de gas natural, Naturgy destaca que la seguridad es uno de sus2valores fundamentales. Por eso, considera que la prevención empieza por estar bien informados y actuar con responsabilidad”, destacaron desde la empresa.

Más información aquí.

, Redaccion EconoJournal

Ignacio Costa, gerente general de Rio Tinto Lithium en Argentina, aseguró que la compañía prepara un tercer proyecto de inversión para la producción de litio en el Noroeste Argentino que presentará al Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), para lo cual espera que el Gobierno nacional prorrogue el plazo de ejecución de la Ley que vence en julio de 2026.

Costa se refirió a los planes de la empresa -que en octubre acordó la compra de los activos de Arcadium Lithium en unos US$ 6.700 millones-, en la Exposición Arminera que se realiza en La Rural, precisamente donde recibió el anuncio del viceministro de Energía y Minería Daniel González, sobre la aprobación del ingreso el régimen del proyecto Rincón, en la provincia de Salta, el cual prevé una inversión de US$ 2.700 millones.

Ahora Rio Tinto buscará ampliar esa dinámica con la preparación de un tercer proyecto para presentar al RIGI, pero Costa advirtió que «sería necesario que se prorrogue la ley para tener una ventana mayor y que logre el beneficio de un régimen de incentivos”, en referencia al plazo contemplado que vence en julio de 2026 y permite al Poder Ejecutivo la prórroga por un año.

En tiempos de precios bajos para el litio, Costa afirmó que las empresas al sector público le pueden pedir estabilidad para inversiones que son a largo plazo. “Gracias al RIGI estamos continuando dos proyectos que habíamos iniciado. Políticas públicas como estas es necesario que continúen a todos los gobiernos para salir del ciclo de volatilidad argentina al que estamos demasiado acostumbrados. Cuando estas herramientas queden, el futuro de la Argentina es muy promisorio. Si hay un horizonte estable y claro, no hay forma que nos vaya mal en minería”, sentenció.

En ese sentido, el directivo resaltó el impacto del proyecto Rincón, de flamante ingreso al RIGI, que demandará una inversión de US$ 2700 millones en Salta, y que consistirá en la construcción de una planta comercial con capacidad de 53.000 toneladas anuales de carbonato de litio, aplicando tecnología de extracción directa (DLE). La cartera en el país se complementa con el proyecto Sal de Vida, en Catamarca, de US$ 650 millones de inversión y 15.000 toneladas de producción; y con los planes de ampliación de Fénix, el desarrollo en producción en Catamarca, que sumará un tercio de producción a las 30.000 toneladas anuales.

“La razón por la que retomamos esos proyectos es por el RIGI que nos da una certeza, las reglas claras que hablamos los empresarios, de contar con esa visión a 30 años que no teníamos”, aseguró.

El precio del litio

La caída abrupta que experimentó el carbonato de litio en el mercado internacional tras alcanzar un pico de casi US$ 80.000 la tonelada en 2022 hasta los actuales casi US$ 9.000 es un factor que ralentizó muchos de los proyectos existentes en las provincias del noroeste, lo que posiciona al sector en una coyuntura de precios bajos con producción en alza, a la inversa de lo que ocurre con el oro y la plata.

“Estos precios mínimos obligan a ser eficientes en cuanto a costos. Los precios altísimos de dos o tres años atrás subsidiaban la ineficiencia en algunos casos, y si bien tampoco es sano ni posible que esos precios tan altos sean sostenibles, sí llegar a un nivel que por lo menos torne atractivas las nuevas inversiones”, analizó Costa. “El precio no justifica hoy la reinversión -agregó-, pero los fundamentos son muy buenos y a futuro esperamos que los precios aumenten. Mientras tanto, hay que ser eficientes y eso implica un llamado a la responsabilidad de todos los actores públicos y privados de la cadena”.

Para el sector, el crecimiento de la oferta de suministros de carbonato fue impulsado en los últimos años por los autos eléctricos, que llevó a precios muy altos del litio y explicó la aceleración de inversiones hasta un punto de saturar el mercado. Pero en la industria se advierte que la fabricación de estos autos con motorizaciones eléctricas sigue creciendo, a tasas que se esperan a un 25% de aumento global para este año, llegando a casos como en China por sobre el 35%, con lo cual hay confianza en que la oferta se equilibre y los precios suban.

Ante ese escenario, el gerente local de una de las mayores mineras del mundo señaló que “las empresas tienen la responsabilidad de ser un suministro confiable de litio para el mundo” y, como tal, en la gestión de costos de las compañías instrumentos como “la reforma laboral y reforma impositiva son propuestas correctas y más que bienvenidas para bajar costos fijos, más allá de lo cual Rio Tinto está comprometida con esa perspectiva de ser más responsables que nunca en este momento”.

, Ignacio Ortiz

La red de proveedores de la industria minera de Perú busca incrementar sus exportaciones de bienes y servicios para los proyectos en marcha en la Argentina, luego de haber cerrado 2024 con un incremento del 70% de las ventas al país de la que participaron unas 51 empresas peruanas.

Varias de ellas formaron parte de la misión comercial que participó de la Exposición Arminera que se realizó en La Rural para dar a conocer su oferta especializada en ingeniería, equipamiento y servicios.

“La Argentina se convirtió en un socio prioritario para la minería en Perú. En 2024, las exportaciones peruanas de provisión minera a este país alcanzaron los US$ 17,9 millones, lo que representó un aumento del 70 % respecto al año anterior.

Un total de 51 empresas peruanas enviaron al mercado argentino más de 80 tipos de productos, entre ellos depósitos y cisternas, aleaciones y polvo de condensación de cinc, así como máquinas de perforación y componentes para sondeo” afirmó Silvia Seperack, consejera comercial de Promperú en Argentina.

El aporte de la minería en Perú

El aporte de la minería representa un 10% del PBI de la economía peruana, y además del aporte en impuestos genera unos 244.000 empleos directos, los cuales se estiman hay otros 8 indirectos, por lo cual se puede afirmar que más de 2 millones de personas están vinculados a la industria.

Pero además, en 2024 la minería representó el 60% del total de las exportaciones del país que alcanzaron los US$ 77.000 millones. Es decir, que fue 10 veces lo que exportó el mismo sector en la Argentina que en el mismo período llegó a los US$ 4.600 millones.

“Ese movimiento que genera la explotación de minerales se sostiene con una cadena de proveedores de la que participan 8.000 empresas peruanas, 300 de ellas con actividad exportadora y en condiciones de abastecer en la Argentina de bienes y servicios capacitados y con experiencia que puede requerir cualquier inversión global, con buenas prácticas y estándares internacionales”, agregó la funcionaria de PromPerú en diálogo con Econojournal.

La oferta que pueden acercar esas empresas al país se concentran en una gama de equipos para la minería, mallas geosintéticas, equipos para la perforación, servicios de ingeniería, y sobre todo partes y piezas para equipamiento.

“El contexto argentino es particularmente favorable: con 187 proyectos mineros en cartera y un enfoque claro en atraer inversión extranjera, el país demanda cada vez más proveedores experimentados, eficientes y adaptables”, agregó Seperack.

El acercamiento a la industria local

La estrategia para ser parte del ecosistema local se plantea “en primera instancia con la designación de un representante para la exportación, pero luego vienen etapas de mayor inserción comercial con la internacionalización de la empresa, la creación de una sucursal, la generación de empleo y ser parte de la cadena local de proveedores».

«También -agregó- hay posibilidad de ofrecer servicios esporádicos para implementación de proyectos puntuales, pero dependiendo del tamaño de la operación existen distintas modalidades para insertarse”, detalló la consejera comercial de Promperú.

Si bien hay un fuerte interés en desarrollar el mercado nacional, Seperack admite que “hay que esperar los grandes proyectos para llegar al país de manera más significativa, pero la experiencia peruana puede contribuir a los desarrollos que hoy existen, sobre todo porque estas empresas tienen un acercamiento con las mismas compañías globales que están presentes en la región y tienen la confianza de una relación para facilitar el tiempo de aprendizaje y la inserción en procesos óptimos de producción”.

, Ignacio Ortiz

El oscilante comportamiento del precio internacional del barril ya está afectando negativamente la actividad en Estados Unidos, donde se verificó una baja de equipos operativos. Sin embargo, tal como aseguró Juan José Aranguren en el sexto capítulo de la segunda temporada de Dínamo, no hay que caer en el error de proyectar a largo plazo lo que sucede en el presente. “Este es un negocio que está acostumbrado a manejarse a lo largo de décadas, no de meses”, aclaró el ex ministro de Energía de la Nación.

A su entender, de la incertidumbre que hoy exhibe el escenario global puede extraerse una conclusión significativa puertas adentro. “Antes de que el avance de la electricidad o de otras formas de energía reemplacen a los combustibles fósiles, tenemos que aprovechar nuestros recursos para contribuir con la solución de las dificultades económicas y sociales que sigue padeciendo nuestro país. Hay que proseguir con el rumbo que se empezó a transitar en 2012 hasta la actualidad, considerando que -más allá de los cambios de administraciones- la política de puesta en valor de Vaca Muerta registró muy pocas variaciones”, reivindicó.

Así como el campo argentino posee la capacidad de alimentar a 400 millones de hombres y mujeres, cuantificó, los hidrocarburos pueden cubrir las necesidades energéticas de un número similar de personas. “Lo que está claro es que vivir con lo nuestro no tiene ningún sentido. Hay que generar divisas a partir de la monetización de nuestros recursos”, sentenció.

Más respaldo financiero

Más allá del potencial de Vaca Muerta, acotó Nicolás Gadano, la Argentina aún tiene importantes reservas convencionales por explotar. “Para un país que es exportador neto, para una industria que quiere crecer y para un mercado con problemas de acceso al financiamiento (que depende mucho del cash flow propio), el hecho de que los precios internacionales sean más bajos no representa una buena noticia. Tampoco es un drama, pero en este contexto la producción convencional declina más fuertemente y aporta menos saldos exportables”, explicó el economista jefe de Empiria Consultores.

Lo positivo, indicó, es que en los últimos tiempos algunas compañías han conseguido respaldo financiero para la ejecución de grandes proyectos de infraestructura en el Upstream. “Esta tendencia incipiente significa que hay un poco más de espalda para invertir”, celebró.

Si la macroeconomía termina de estabilizarse, se da la salida definitiva del cepo cambiario y se produce el reingreso del país al mercado de capitales, pronosticó, la industria de Oil & Gas captará mayores niveles de Inversión Extranjera Directa (IED), incluso en segmentos como el Midstream. “Con más fuentes de financiamiento disponibles, las petroleras podrán destinar sus dólares a proyectos cada vez más rentables, lo que nos permite imaginar un mayor flujo de fondos en Vaca Muerta”, enfatizó.

Esquemas progresivos

No hay dudas, según Flavia Royon, de que con las actuales cotizaciones del petróleo los campos maduros de la Argentina experimentan graves limitaciones de rentabilidad. “No obstante, debe aceptarse que la volatilidad de los precios es inherente al mercado. Este no es un negocio para tomar decisiones con una mirada de corto plazo”, advirtió la ex secretaria de Energía.

Dos cuestiones cruciales que sí deberían rediscutirse, opinó, son las regalías y los derechos de exportación. “Hacen falta esquemas mucho más progresivos y que acompañen mejor las oscilaciones del mercado; es decir, que ayuden a que el Estado recaude más cuando haya mayores precios y viceversa. Lo más importante, en definitiva, es tener el mayor volumen de producción posible para alcanzar una mejor curva de competitividad”, analizó.

Esta discusión sobre el sistema de regalías y derechos de exportación, admitió, no está en agenda y es muy difícil de dar. “Pero resulta necesario hacerlo a escala nacional, ya que las provincias no poseen el músculo suficiente para afrontar por sí solas los vaivenes del mercado. La idea sería diseñar un sistema que aliente a la inversión, que posibilite una mayor recaudación cuando haya récord de precios, que preserve el nivel de actividad cuando los valores caigan y que priorice la extensión de la vida útil de los yacimientos”, postuló.

A contramano del mundo

A criterio de Juan José Carbajales, la recuperación de la IED no se limita a la resolución de las dificultades macroeconómicas existentes. “También se necesitan diplomacia y política exterior. Me preocupa, al respecto, que la Argentina tenga un alineamiento irrestricto y acrítico con un país, como Estados Unidos, que nos ayudó con el Fondo Monetario Internacional (FMI), pero que no nos está enviando inversiones. A eso hay que sumarle que el líder de ese país, Donald Trump, toma decisiones que están supeditadas a una política transaccional e impredecible”, señaló el director de la consultora Paspartú.

Esta semana, destacó, hubo una importante cumbre entre la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) y China. “En representación de la Argentina no acudió el presidente, ni el jefe de Gabinete, ni la secretaria de Presidencia, ni el canciller. Fue una delegación de segundo rango. Y el único país que no firmó la declaración final fue, justamente, el nuestro. Había 200.000 millones de dólares en inversiones en infraestructura que China ponía arriba de la mesa”, se lamentó.

Por otro lado, añadió, acaba de salir un informe de McKinsey sobre política industrial en todo el mundo del cual puede extraerse una conclusión tajante. “Estamos yendo a contramano de lo que pasa a nivel global”, remató.

, Redaccion EconoJournal

NEUQUÉN.- Unas 10 operadoras nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y con presencia en Vaca Muerta firmaron un acuerdo con el gobierno de Neuquén que crea el Fideicomiso de Circunvalación Petrolera que permitirá concretar la primer obra de infraestructura vial por parte de la industria.

Se trata de YPF, PAE, Tecpetrol, Vista, Shell, Pluspetrol ,Total Energies, Pampa Energía, Chevron y Phoenix que ejecutarán el bypass de Añelo, una obra esencial para mejorar la circulación en el punto más neurálgico de la actividad petrolera a través de un fideicomiso. Según pudo saber EconoJournal, las seis primeras compañías (YPF, PAE, Tecpetrol, Vista, Shell y Pluspetrol) aportarán el 13,3% cada una, es decir unos u$s6,8 millones. Mientras que las cuatro restantes (Total, Pampa, Chevron y Phoenix) financiarán el 5,05% aportando unos 2,58 millones cada una.

En un encuentro que tuvo lugar en la Casa de Gobierno de Neuquén, las compañías petroleras y el gobernador Rolando Figueroa firmaron un Memorándum que da creación al fideicomiso. En esta oportunidad, las petroleras se comprometieron a financiar la pavimentación y luego la provincia hará el recobro de la misma a través de peajes.

El acuerdo firmado hoy se da cuatro meses después de que la CEPH contratara la consultora de servicios de AC&A. Tal como adelantó este medio, la firma especializada en planeamiento económico e ingeniería con sedes en las ciudades Argentina, Estados Unidos, República Dominicana y Colombia se encargó de elaborar un plan que permitiera a la industria consensuar un plan de trabajo con la provincia de Neuquén para dar respuesta a las necesidades de obras más urgentes como rutas y redes de electricidad.

La posición de la provincia de Neuquén durante todo este tiempo fue la de convocar a las empresas a que financien la infraestructura que necesita la industria, amparándose en que las mejoras de las rutas representarían una caída en los costos de las empresas, a su vez que reducirían la cantidad de accidentes viales que afectan a sus trabajadores.

El principal escollo que encontró la propuesta fue de qué manera instrumentar un mecanismo que determinara la participación de cada operadora según la cercanía con la ruta a mejorar y que sea proporcional a su producción en Vaca Muerta. En este sentido, en las reuniones de la CEPH algunas empresas habían considerado que el monto a aportar debía tener correlación con el tamaño o producción de la empresa.

Finalmente, las diez operadoras firmaron junto al gobernador neuquino un memorándum de entendimiento que, en principio, permitirá concretar la pavimentación de 51 kilómetros sobre las rutas provinciales 8 y 17, en el tramo correspondiente a la circunvalación de Añelo. Por su parte, la provincia de Neuquén ejecutará otros 12,6 kilómetros de pavimento sobre la Ruta Provincial N° 17, con el objetivo de completar el circuito en torno a Añelo, epicentro de la actividad hidrocarburífera neuquina.

La obra permitirá descongestionar la Ruta 7, derivando todo el tránsito pesado y de cargas especiales por esta nueva conexión pavimentada y mejorando la seguridad vial en las zonas próximas a San Patricio del Chañar y Añelo.

Cómo funcionará

Fuentes de la industria, señalaron a este medio que el fideicomiso se conformará con un aporte de unos u$s6,8 millones que aportarán YPF, PAE, Tecpetrol, Vista, Shell y Pluspetrol, totalizando unos u$s40,8 millones. Mientras que Total Energies, Pampa Energía, Chevron y Phoenix sumarán u$s2,58 cada una, sumando unos U$s10,32 millones más.

El próximo paso es concretar el fideicomiso y luego sellar el acuerdo con la provincia donde se determinará, entre otras cosas, cómo se hará el repago a las compañías petroleras.

Desde la CEPH indicaron que una vez concretada la obra el Fideicomiso de Circunvalación Petrolera, se realizará una donación con cargo que permitirá concretar el traspaso de la obra a la provincia de Neuquén. A su vez, el gobierno neuquino se compromete al cobro de un peaje a fin de costear el mantenimiento de la obra y su repago en un lapso de 15 años. De esta manera, se eximirá a la jurisdicción de disponer de partidas presupuestarias para este emprendimiento estratégico, aunque deberá hacerse cargo del mantenimiento a través de lo recaudado en los peajes.

“Las compañías prevén celebrar en el corto plazo un acuerdo marco con la provincia para definir los términos operativos del proyecto, clave para promover del desarrollo petrolero y de otras actividades económicas con el consiguiente beneficio de las comunidades vinculadas”, comunicaron desde la CEPH.

Tras la firma del acuerdo, Figueroa aseguró que mejorar la infraestructura vial permitirá “ser mucho más eficientes” a las compañías que operan en Vaca Muerta. En este sentido, sostuvo que la industria pierde unos u$s50 millones al año por la falta de rutas pavimentadas y otros 20 millones por las demoras que se generan en el tránsito en la zona de Añelo.

Figueroa explicó que a partir de la conformación del fideicomiso se harán los trabajos en “Ruta 8, el Camino de la Tortuga y la Ruta 17 y eso nos va a permitir hacer la circunvalación a Añelo, pero a su vez alivianar la Ruta 7, que nosotros también la tenemos que mejorar”.

Sobre el financiamiento de las obras, el gobernador informó que la inversión que ahora realizan las empresas “se toma a cuenta del pago de los peajes. Ustedes nos ayudan en poder lograr esto, pero de ninguna manera le estamos pidiendo que sea regalado.Nos está ayudando a que nosotros podamos tener la ruta cobrando peajes de manera anticipada”, aseguró.

, Laura Hevia

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, participó del segundo día de Arminera, la feria minera que se realiza esta semana en Buenos Aires, y detalló cómo enfrentaron desde la provincia la salida de YPF de los campos convencionales y cuál es el potencial que poseen respecto a la actividad minera. “Lo de YPF en Santa Cruz fue un trabajo magnífico, pero por años tuvimos una mala política y la empresa comenzó a perder su rumbo. Gran parte de nuestra economía tenía que ver con los yacimientos convencionales, pero los momentos difíciles los veo como una oportunidad y ahora nos tenemos que adaptar y reconvertir”.

El mandatario santacruceño consideró que la provincia necesita estabilidad. “Cuando hay estabilidad en la actividad la política, los gobiernos, las empresas, los ciudadanos puedan proyectar. Hoy en día hay una gran oportunidad para las pequeñas y medianas empresas. Tenemos que buscar alternativas”, expresó.

A su vez, reflexionó sobre la posibilidad de generar nuevas oportunidades de trabajo para los santacruceños vinculadas a otros sectores de la economía. Frente a esto opinó: “En parte de nuestra provincia tenemos que recuperar la cultura del trabajo. Es una tarea difícil. También debemos fortalecer la ganadería. La Argentina en los años 50’ producía granos y generaba valor agregado. Por eso, en cada una de las provincias tenemos que hacer algo más”.

Industria minera

El funcionario se refirió al potencial que posee la provincia patagónica respecto a la actividad minera y aseguró que existe un buen diálogo con el gobierno nacional. También planteó que la provincia genera el 48% de la exportación de oro y plata y habló de la oportunidad que poseen respecto a la exploración del Macizo del Deseado – un área con gran potencial minero.

“El 80% del Macizo del Deseado está para explorar, pero es clave la decisión que tome el gobierno nacional, ojalá resuelva lo antes posible Lucero. Creemos que es clave el trabajo en equipo y que participen todos los actores de esta actividad”, planteó.

Por último, habló de la oportunidad de desarrollar uranio en la provincia y sostuvo: “Hay mucho potencial. Hoy se habla de comparar estos yacimientos con los más importantes del mundo. Si el recurso está lo tenemos que explotar y poner en valor, siempre con responsabilidad. Tenemos que recuperar los yacimientos que fueron abandonados”.  

, Loana Tejero

A principios de mayo, la compañía minera Vicuña -conformada por la firma australiana BHP y la canadiense Lunding Mining- informó que los proyectos integrados de Josémaría y Filo del Sol concentrarán más de 12 millones de toneladas de cobre medido, lo que la posicionó como una de las 10 minas más grandes del mundo dedicadas a la obtención de este recurso. Frente a este comunicado, José Morea, country director de Vicuña, explicó en diálogo con EconoJournal que “el anuncio confirmó el potencial que se creía que tenía el proyecto. Surgió de un estudio en detalle realizado por especialistas, lo que demostró que esta iniciativa es tan valiosa como otras que se ubican en diferentes partes del mundo”.

El ejecutivo de Vicuña también se refirió a los beneficios que aporta en Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsó el gobierno de Javier Milei y consideró que “sin el RIGI no hubiera sucedido la alianza entre BHP y Lunding Mining porque este régimen da garantía de estabilidad y permite que no se tenga que esperar a que se estabilice la macroeconomía para impulsar los proyectos. Además, da 40 años de estabilidad y brinda certidumbre”.

Objetivo

Carolina Laumann, gerente de Comunicaciones de Vicuña, también participó de la feria minera y detalló los avances del proyecto y exhibió que se encuentran en la etapa de exploración avanzada, llevando a cabo obras tempranas. En ese sentido, explicó que en la actualidad acceden al proyecto a través de La Rioja por lo que se encuentran trabajando en el mantenimiento del Corredor Norte para poder acceder al yacimiento desde San Juan.

“Queremos producir concentrado de cobre lo antes posible. La idea es combinar los depósitos Filo del Sol y Josémaría en un plan de desarrollo por fases. Tenemos 14 plataformas de perforación en Vicuña y estamos evaluando la manera en la que vamos a adherir al RIGI”, aseguró.

Laumann comunicó que desde la empresa también se encuentran trabajando en programas de inversión social en comunidades, en la integración de empresas y equipos de trabajo y en la exploración de la zona Cumbre Verde.

En cuanto al desarrollo de la comunidad local, la gerenta de Comunicaciones marcó: “Ya somos 1600 personas trabajando y el 78% de ellas son de San Juan. Tenemos un 21% de mujeres y esperamos mantener y aumentar ese número a lo largo de los años.  La minería convoca una cantidad de capacidades permanentemente”.

Por último, destacó: “En Vicuña el promedio de edad de los trabajadores es de 35 años. Se trata de una fuerza laboral nueva, joven, pujante, que tiene una forma diferente de ver al mundo. Necesitamos todo esto. Esta es la industria que más cantidad de perfiles profesionales busca”.

, Loana Tejero

El secretario de Minería, Luis Lucero, se mostró molestó con las críticas que viene recibiendo el gobierno por la demora en la aprobación de los proyectos mineros que aplicaron para el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). “Frente a un régimen que otorga beneficios fiscales y cambiarios de la entidad de los incluidos en el RIGI y estabilidad por treinta años, las demoras que podrían adjudicársenos no parecen lo sustancial”, aseguró este miércoles por la noche en la cena organizada por la Cámara Argentina de la Industria Minera (CAEM) en la feria Arminera que se lleva adelante en el Predio de la Sociedad Rural.

EconoJournal informó el jueves de la semana pasada que siete proyectos mineros ya habían solicitado su adhesión al RIGI. El primero en octubre y el último en abril y ninguno había sido aprobado. La primera reacción oficial llegó este martes cuando el Secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, informó en Arminera que finalmente se aprobó uno de esos pedidos de adhesión, el del proyecto de litio en Salar del Rincón de Río Tinto, que prevé una inversión de US$ 2700 millones en la provincia de Salta. “Quiero aprovechar para destacar al equipo de la Secretaría de Minera que gracias al trabajo conjunto con el Comité Evaluador del RIGI lograron que se aprobara el primer proyecto minero dentro del sistema”, sostuvo anoche Lucero, quien buscó restarle trascendencia a la demora oficial y se dedicó a exaltar el superávit fiscal y la baja de la inflación.  

“En diez meses estando en minoría parlamentaria el gobierno logró aprobar un régimen fiscal con importantes beneficios para la industria que vuelve a la Argentina más competitiva. Debido a ello hoy hay inversiones comprometidas por más de 12.000 millones de dólares. Esto, insisto, en solamente diez meses de vigencia del régimen, pero lo que prima, lo que más se lee y escucha en los medios locales, es la queja por la lentitud para aprobar los proyectos que han pedido adhesión al régimen”, sostuvo Lucero, un abogado que antes de asumir al frente de la Secretaría de Minería trabajó 13 años en el estudio Marval O’Farrell, cuatro años como socio de Cárdenas, Di Ció, Romero, Tarsitano & Lucero, otros cuatro años en Fortunati & Lucero y 15 años en Cárdenas, Cassagne & Asociados, siempre vinculado el área de los recursos naturales.

“Yo entiendo que frente al entusiasmo que estamos viviendo por el momento histórico que transita la minera en la Argentina se ponga el foco rápidamente en los beneficios del RIGI, pero es necesario recordar que hay una sección entera, específicamente el capítulo 3 que abarca los requisitos y condiciones para el acceso al régimen. Desde el lugar que nos toca estamos haciendo nuestro mayor esfuerzo para maximizar el uso de las herramientas del régimen. También estamos siendo exhaustivos en el cumplimiento de los requisitos de la misma porque corresponde cumplir con los lineamientos del régimen, pero porque también corresponde respetar el sacrificio fiscal de los argentinos contribuyentes”, agregó el secretario de Minería, quien fue uno de los apuntados por la lentitud oficial.

Falta de infraestructura

Lucero también respondió a las críticas por la ausencia de obra pública para apuntalar los proyectos mineros que se quiere impulsar. “Cuando asistí apenas unos meses atrás al Congreso de la Nación recibí reclamos por la falta de infraestructura en obras. Mi reflexión fue que el gobierno actual lleva en el poder menos de un año y medio y los problemas tienen 40 o 50 años”, dijo primero. Luego ratificó que el gobierno no tiene previsto invertir en obras. “La estrategia de este gobierno para recuperarnos haciendo foco en la derrota de la inflación con todos los ingredientes que esa política tiene, comenzando con todo lo necesario para mantener el superávit fiscal, no es negociable. Lo dice el presidente, lo ha dicho el ministro y lo decimos hoy nuevamente”, destacó.  

“Nuestra función es crear las condiciones para que el privado invierta. Esto no podemos lograrlo de la noche a la mañana. No hay forma de que se pueda lograr tan rápido. Hagamos las cosas bien y el cobre argentino va a ser una realidad en producción en 2029 y así tendremos negocios y empleo de calidad por cien años. Vicuña puede ser una mina de 70 años, 80 años o más, no podemos saberlo, pero por momentos parece que la queremos ya. La espera parece resultarnos excesiva, lo que me resulta paradójico en un sector que mira horizontes de años”, concluyó.

, Fernando Krakowiak

El presidente de la Cámara Argentina de Industrias Mineras, Roberto Cacciola, tomó distancia de las críticas formuladas por un directivo de la canadiense Barrick quien la semana pasada aseguró que con el RIGI no alcanza para incentivar las inversiones. “No puedo dejar de mencionar que días pasados alguien dijo que con RIGI no alcanza. Lamentablemente las declaraciones de una empresa las tomaron como las de un sector. Cada uno puede declarar lo que quiera, pero no se puede involucrar al sector en un tema tan complejo”, sostuvo el Cacciola este miércoles por la noche en la cena organizada por la Cámara Argentina de la Industria Minera (CAEM) en la feria Arminera.

Marcelo Álvarez, Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick, declaró el martes de la semana pasada en el Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF) que el RIGI es condición necesaria, pero no suficiente para decidir una inversión. “Con el RIGI no alcanza. El cobre se desarrolla a 5000 metros de altura. Una inversión en Argentina es mucho más compleja que hacerla en Chile. El inversor entre ir a Chile, donde ya tiene la infraestructura, o venir a la Argentina, donde tiene que construir las rutas o su propia línea eléctrica, va a tomar la decisión de irse a un país donde todo eso ya está”.

Cacciola aprovechó que el salón central del Predio de la Sociedad Rural estaba lleno para desmarcarse de esos dichos dejando en claro que en el sector valoran el RIGI. “No es casual que luego de sanción del RIGI hayan aparecido los grandes inversores del mundo. Hoy nos complace también saber que de este procedimiento del RIGI, con las ansiedades y expectativas que podemos tener, ha salido el primer anuncio, un anuncio muy importante”, dijo en referencia a la aprobación del RIGI para un proyecto de litio de Río Tinto.

El déficit de infraestructura

En respuesta al reclamo por el déficit de infraestructura que marcó Álvarez, Cacciola aseguró que no alcanza solo con quejarse.  “Tenemos que ocuparnos de la infraestructura. No podemos seguir diciendo simplemente que tenemos un problema de infraestructura. Si nos limitamos a decir eso no vamos a encontrar ningún tipo de solución. El gobierno nacional ya dijo claramente que no se va a ocupar de la obra pública, difícilmente podamos convencer a Milei de que haga algo distinto”, sostuvo el presidente de CAEM, dejando expuesta la interna minera.

“Tenemos que reclamarle al gobierno nacional que avance con las licitaciones de las rutas nacionales, eventualmente el ferrocarril, pero después tenemos que entrar los privados y las provincias a conversar claramente sobre cómo se puede desarrollar la infraestructura. Lo que no podemos decir es que no vamos a hacer nada porque sino no va a haber ninguna posibilidad de crecimiento”, agrego Cacciola, quien destacó que este mismo miércoles por la tarde ocho gobernadores de distinto signo político participaron de Arminera en un claro respaldo al sector.

Cacciola dijo también que si hoy Chile exporta por 50.000 millones de dólares es porque recorrió un camino de 40 años en los que logró consolidar la industria minera, lo que le permite pensar en un horizonte de largo plazo para la actividad. “Los megaproyectos que tenemos van a ir creciendo simultáneamente con el desarrollo de la infraestructura. Eso lo tenemos que tener claro. Trabajemos para que eso suceda. Desde la Cámara Argentina de Empresas Mineras nuestra obligación es acompañar, proponer y gestionar. Ayudar a los que tienen que tomar las decisiones”, concluyó.

, Fernando Krakowiak

La empresa estatal Energía Argentina (Enarsa) lanzó la licitación pública nacional e internacional para la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner) de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) por un plazo de 15 años. La obra permitirá ampliar la evacuación de un mayor volumen de gas no convencional de Vaca Muerta.

El adjudicatario tendrá a su cargo la operación y mantenimiento del ducto, según indicó en un comunicado difundido este jueves por Enarsa. Además, tendrá la opción de ejecutar y financiar la obra de ampliación adicional opcional de hasta 6 MMm3/d.

En la actualidad, el ducto transporta hasta 26 MMm3/d desde Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, hasta Buenos Aires. La ampliación permitirá adicionar 14 MMm3/d para que el Gasoducto Perito Moreno alcance su máxima capacidad operativa de transporte de hasta 40 MMm3/d.

Compulsa 

La licitación pública GPM N° 01/2025 de Enarsa es para la ejecución del primer proyecto de iniciativa privada sobre el sistema de transporte de gas natural nacional. A partir de este jueves 22 de mayo se encuentra disponible el pliego de la licitación. La presentación de ofertas se realizará entre las 10 y 11 de la mañana del próximo 7 de julio. Ese mismo día se realizará la apertura de los sobres. El costo de mantenimiento de oferta será de US$ 5 millones.

“Las obras proyectadas consisten en incorporar nuevas plantas compresoras adicionales en algunos puntos del trazado del gasoducto y adecuar las instalaciones actuales”, destacó Enarsa. “Una vez finalizado ese tiempo, las nuevas instalaciones revertirán al Estado Nacional”, afirmó la empresa. 

Esta iniciativa, declarada de interés público por el Estado Nacional, “posibilitará acelerar la puesta en valor de activos en Vaca Muerta, generar ahorros fiscales y beneficios para la balanza comercial nacional”, subrayó Enarsa.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, brindó este miércoles detalles sobre el acuerdo alcanzado por la provincia con las empresas socias del Vaca Muerta Sur (VMOS) —YPF, Pluspetrol, Vista Energy, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron y Shell— que permitió allanar el lanzamiento de la construcción de la nueva terminal de exportación de petróleo en Punta Colorada, en las costas rionegrinas.

EconoJournal había adelantado en febrero que la gobernación patagónica pretendía cobrar de parte de las empresas cargadoras un monto económico recaudado por el Tesoro provincial en función del volumen de crudo transportado por el VMOS. Esa negociación se terminó de saldar la semana pasada. de un instrumento el cobro de un monto a fin de poder hacerle frente al crecimiento que va a experimentar la provincia en los próximos años gracias a la obra de infraestructura destinada incrementar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta. En diálogo con este medio, que lo consultó tras su paso por ArMinera, la feria minera que se realiza esta semana en Buenos Aires, Weretilneck aseguró: «Llegamos a un acuerdo de estabilidad tributaria con las empresas socias del Vaca Muerta Sur para que Río Negro pueda hacerle frente al crecimiento de ciertas zonas de la provincia, como es el caso de Sierra Grande».

«Se trata de un acuerdo económico y de permisos. Son una serie de puntos que tienen como objetivo darle estabilidad económica al proyecto por 30 años y que están vinculados a los derechos por el uso del mar y que también contempla un bono por responsabilidad social empresaria y un canon por la venta de la tierra», indicó el gobernador.

Weretilneck indicó que «el acuerdo se firmó la semana pasada y mañana (por hoy) se votará en la Legislatura. Garantiza que por tres décadas las condiciones tributarias por parte de la provincia van a ser las mismas. Se suma a lo que ya le garantiza el RIGI al proyecto asegurando estabilidad sobre los tributos provinciales que pudiera haber, que no están contemplados en el Régimen».

Exportación de LNG

El gobernador también se refirió al proyecto Argentina LNG que encabeza YPF y a la decisión de la petrolera de apostar a las dos unidades licuefactoras flotantes (FLNG) en lugar de instalar una planta en tierra. «El hecho de que el país se incorpore al mercado mundial de GNL es algo sumamente trascendente. Además, hoy está el proyecto de PAE, Golar, Harbour Energy, YPF y Pampa, que iniciará con un barco que llegará en 2026 y continuará con un segundo buque que se está construyendo en China que arribará en 2028, para el cual se necesitará un gasoducto dedicado. Sumado a un segundo proyecto de YPF. Lo que se instalará con esos proyectos es más de lo que se había pensado originalmente con la planta en tierra».

«La ventaja de las unidades flotantes es que se trata de procesos más rápidos y económicos. Para nosotros no fue ningún retroceso, sino que significó la consolidación de la Argentina en el mercado mundial de GNL y de Río Negro como un actor fundamental», aseveró el funcionario.

Gasoducto dedicado

Weretilneck adelantó que el gasoducto dedicado se licitará durante el primer cuatrimestre del año que viene ya que está previsto que el primer barco licuefactor llegue en 2027. «Al llegar un segundo barco se necesitará de un gasoducto dedicado. Ahora estamos discutiendo si se van a hacer gasoductos dedicados para cada uno de los proyectos de GNL o si vamos a hacer un solo gasoducto de 48 pulgadas«, comentó.

Industria minera

En cuanto al desarrollo de la industria minera en la provincia, el gobernador aseguró que se trató de una decisión política el avanzar en la búsqueda de que Río Negro sea una provincia minera. «Tenemos en marcha el proyecto de oro y plata Calcatreu. El año próximo estará en producción. Hemos venido trabajando con la comunidad porque lo peor que le puede pasar a un proyecto minero es la judicialización y por eso creemos que debemos resolver todos los aspectos de licencia social que eviten esto. Para este proyecto hemos realizado audiencias públicas y todo lo hemos logrado con previsibilidad jurídica«, manifestó.

El mandatario rionegrino exhibió que la provincia posee 54 proyectos en marcha vinculados al sector energético y remarcó la importancia de la cuestión logística para seguir impulsando el crecimiento. «Creo que todas las provincias estamos atendiendo al estado de las rutas como uno de los temas a abordar en el futuro. Tenemos que resolver qué hacemos con la logística para poder desarrollarnos», concluyó.

, Loana Tejero

Axion Energy presentó sus últimas innovaciones en materia de refinación en el LARTC Ask The Experts, el evento organizado por la World Refining Association. El encuentro se realizó durante dos jornadas en el Sheraton Buenos Aires y reunió a los referentes técnicos del sector de refinación, tanto del país como de la región.

Durante evento, en el que los referentes del sector brindaron respuestas con análisis en profundidad e intercambiaron ideas con el público, Lucas Leone, gerente de Ingeniería de Procesos de Axion Energy, remarcó la importancia de elegir bien los catalizadores, destinados a acelerar y direccionar las reacciones químicas de refinación, y especificó que, en el caso de la refinería de Campana, la prioridad está en la producción de diésel.

Cabe destacar que la refinería Campana fue reconocida en 2023 como “Refinería del Año en Latinoamérica” por parte de la LARTC. Posee el 15% de la capacidad instalada en Argentina, con una participación del 16% en el mercado de combustibles, y es la única del país que produce el 100% del gasoil con ultra baja cantidad de azufre, acorde a las normas europeas más exigentes del mercado, indicó la compañía en un comunicado.

“En estos años que siguen es nuestra responsabilidad como industria ser aún más eficientes, generar saldos exportables y agregar valor a nuestra economía”, afirmó Diego Mouriño, vicepresidente de Operaciones Downstream.

Además, señaló que la industria del petróleo siempre se destacó por su solidez en términos de tecnología e innovación, y remarcó que en esta época “seguir formando técnicos, ingenieros y especialistas que miren adelante y vean el futuro del sector es fundamental”.

Por su parte, Melisa Prost, gerente ejecutiva de Tecnología de la refinería Axion Energy, sostuvo la importancia de “acompañar con un cambio cultural donde no solo se adquieran herramientas tecnológicas, sino que se elabore un para que los sponsors y quienes deben implementar estas herramientas tengan en cuenta de forma clara la visión”.

Gemelos digitales

En el panel “Transformación digital en la gestión de cámaras de coque mediante escaneo láser”, el ingeniero Diego Bruzzone, especialista en equipos estáticos, confiabilidad y aseguramiento técnico de la compañía, presentó el uso de herramientas digitales avanzadas aplicadas al monitoreo de las cámaras de coque, componentes clave en las plantas de refinación.

Con el objetivo de evitar fallas, el equipo desarrolló un modelo digital que funciona como una réplica virtual de la cámara de coque, actualizada cada cinco minutos con datos reales. Esta innovación permite monitorear con precisión el impacto de cada ciclo de trabajo, eliminando la necesidad de estimaciones sobre la duración de los equipos. “Ahora ya no discutimos si estamos operando bien o mal, sino que podemos ver qué tan exigente fue el último ciclo que hicimos”, señaló Bruzzone.

Por su parte, el ingeniero de compañía, Renso Kloster, detalló el uso de tres herramientas principales para el mantenimiento de las cámaras. En primer lugar, se realiza un escaneo láser que permite detectar deformaciones o abultamientos en la estructura. En segundo lugar, se aplica la técnica de emisión acústica, que utiliza sensores especiales para captar sonidos imperceptibles generados dentro del metal durante los procesos de calentamiento y enfriamiento, con el fin de identificar posibles fallas. Por último, se prevé incorporar nuevas pruebas, como ultrasonido y técnicas con partículas magnéticas, que permiten detectar grietas de menor tamaño.

, Redaccion EconoJournal

El secretario de Estado de los Estados Unidos, Marco Rubio, instó al Paraguay a ofrecer la energía generada por la represa binacional de Itaipú a proyectos de data centers en lugar de exportar esa energía hacia el mercado brasileño. Precisamente, Paraguay detuvo en abril la negociación con Brasil del acuerdo por la explotación de la central hidroeléctrica tras un escándalo de espionaje. Desde el gobierno paraguayo destacaron el posicionamiento del país para ese tipo de proyectos por la disponibilidad de energía renovable firme ante una consulta de EconoJournal.

Durante una audiencia ante el Senado, Rubio destacó la importancia del sector energético en la política exterior de los EE.UU. para los próximos cien años, con especial énfasis en la creciente demanda de energía que acompaña al desarrollo de nuevas tecnologías como la inteligencia artificial.

“Esto brindará dos cosas: oportunidades estratégicas para las naciones que puedan suministrar energía rentable y en un volumen suficiente. Será una enorme oportunidad para que estos países sean líderes en el ámbito de la IA. Por otra parte, ejercerá presión sobre todos los demás, ya que se agotarán esos recursos energéticos”, analizó el ministro de exteriores.

Para ejemplificar esas oportunidades, el funcionario del presidente Donald Trump hizo referencia a la energía generada por Itaipú, una represa hidroeléctrica de 14.000 MW de potencia construida y compartida por Paraguay y Brasil.

“Actualmente, Paraguay tiene una planta hidroeléctrica (Itaipú) y tenía un acuerdo a largo plazo con Brasil, donde les vendía el 50% de la energía producida, (y que ahora) ya expiró. (Paraguay) busca qué hacer con el 50% de la electricidad generada por energía hidroeléctrica que ya no llegará a Brasil. No pueden ponerla en un tanque y enviarla al extranjero”, dijo Rubio. “Alguien inteligente irá a Paraguay y abrirá un servidor de inteligencia artificial”, añadió.

Excedente de energía renovable y firme

En el gobierno de Santiago Peña recibieron el comentario de Rubio con optimismo. Frente a una consulta de EconoJournal, el viceministro de Minas y Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano destacó el posicionamiento energético de su país para proyectos de ese tipo.

«Tenemos un excendente de energía renovable y firme. El hecho de ser mirados por Estados Unidos y a nivel global por esa condición es muy bueno. Trabajamos constantemente para no perder esa condición y para eso estamos diversificando la matriz de generación, empeñados en introducir gas natural, el avance de la solar fotovoltaica y la introducción de pequeñas centrales hidroeléctricas y de cogeneración con biomasa», explicó Bejarano.

«Estamos en un punto de generar mayores posibilidades de fuentes de generación. Esta noticia nos llena de satisfacción ya que el Paraguay esta posicionado a merced y trabajo del propio presidente de la República«, añadió.

Paraguay esta impulsando un proyecto de gasoducto para importar gas de Vaca Muerta y también exportar al Brasil. El país podría ver limitado su crecimiento económico y sufrir cortes frecuentes de luz si no se construyen centrales termoeléctricas a gas natural antes de 2030, según un reporte publicado recientemente por la Unión Industrial del Paraguay (UIP).

Negociación con Brasil en suspenso

El comentario de Rubio sobre el excedente disponible en Itaipú hace referencia a la suspensión de las negociaciones entre Paraguay y Brasil por el anexo C del tratado que regula la operación y explotación comercial de la represa. Peña paralizó las negociaciones en abril tras la revelación de un espionaje autorizado por los servicios de inteligencia del Brasil sobre sistemas informáticos del Estado paraguayo.

Un funcionario de la Agencia Brasileña de Inteligencia (Abin) afirmó en un comunicado a la Policía Federal que el organismo mantuvo operaciones de invasión de sistemas del gobierno paraguayo, incluyendo al Congreso, la Presidencia de la República y autoridades involucradas en las negociaciones para la central de Itaipú.

De acuerdo con la información brindada, el ataque comenzó durante el gobierno de Jair Bolsonaro y continuó durante el gobierno de Lula da Silva, con autorización expresa del actual director de la Abin, Luiz Fernando Corrêa, y del director interino Saulo de Cunha Moura, quien ejerció el cargo entre marzo y mayo de 2023.

«El objetivo de la operación era obtener los valores que se negociarían del Anexo C […]. El presidente de Paraguay, el presidente del Senado y autoridades directamente relacionadas con las negociaciones fueron blanco de ataques», dijo el funcionario a la policía.

En un comunicado, el gobierno de Lula afirmó que detuvo la acción tan pronto como tuvo conocimiento de ella, en mayo de 2023. La Cancillería de Paraguay afirmó que el país «no tiene evidencias» de que Brasil haya logrado atacar sistemas informáticos para obtener información. No obstante, el ministro de Industria y Comercio, Javier Giménez García de Zúñiga, anunció que las discusiones sobre la revisión del Anexo C quedaban suspendidas hasta que se aclare el asunto.

Anexo C de Itaipú

El Anexo C del Tratado de Itaipú establece las bases financieras y de prestación del servicio eléctrico de la central hidroeléctrica, la tercera más potente del mundo con sus 14.000 MW instalados. El documento define la fórmula para calcular el precio de la energía producida y el reparto de los ingresos. También prevé una revisión de sus claúsulas al alcanzar los 50 años de vigencia, plazo que se cumplió en 2023.

Los gobiernos venían negociando las nuevas condiciones para la venta de la energía generada en Itaipú hasta el estallido del escándalo. Peña había anunciado en 2024 un principio de acuerdo con Brasil por la negociación del Anexo C, que le permitiría al país vender el excedente de su energía con libertad al mercado brasileño.

Según lo estipulado en ese anexo del acuerdo rubricado en 1973, ambos países tienen derecho al 50% de la energía generada por la represa. No obstante, si una de las partes no utiliza toda su cuota debe vender ese excedente al otro socio a precios preferenciales.

Además de revisar ese punto, las partes acordaron elevar el precio unitario que paga Brasil por la potencia de la central de 16,71 a US$ 19,28 por kW mensual.

, Nicolás Deza

Martín Pérez de Solay, el CEO de Glencore, la compañía que posee los proyectos El Pachón -un yacimiento de cobre y molibdeno emplazado en la provincia de San Juan- y MARA – la mega iniciativa de cobre ubicada en Catamarca- se refirió al potencial que tiene la Argentina respecto a este recurso y la posibilidad de convertirse en un proveedor local de cara al proceso de electrificación.

Al participar de la nueva edición de Arminera, el ejecutivo consideró que “el cobre es lo que viene en la Argentina. Esta industria tiene la capacidad de transformar la realidad porque tiene un factor multiplicador muy grande. Pusimos a la Argentina en el mapa del litio y ahora la debemos poner en el del cobre”.

RIGI

En diálogo con EconoJournal, Pérez de Solay hizo foco en las oportunidades de crecimiento qué posee la industria del cobre y aseveró: «Para mí el escenario es buenísimo, no podría ser mejor para la Argentina. Hoy la tendencia de electrificación global hace que la demanda de cobre crezca y crezca. La Argentina hoy tiene cinco proyectos que son clase mundial, que están muy avanzados en sus estudios y en condiciones de moverse más rápido. Hoy las condiciones están dadas porque está la necesidad global y hay un esquema de atracción de inversión que es el RIGI».

Respecto al potencial de producción que posee el país indicó que la Argentina podría llegar a producir un millón de toneladas de cobre fino al año en 2035. «Hoy el RIGI nos pone en un pie de igualdad con Chile, con Perú, que son las principales jurisdicciones cupríferas en la región. Entonces, hoy podés invertir en Chile, podés invertir en Perú, podés invertir en la Argentina, con recursos muy grandes, con proyectos de clase mundial, con muy buenas leyes, competitivos en costos de producción».

El representante de Glencore aseguró que “la minería es un motor de crecimiento. Ya vimos lo que pudo hacer el litio en 10 años y ahora hay mucho trabajo positivo en un contexto en el que la electrificación a nivel global va a aumentar muchísimo por lo tanto se va a requerir mucho cobre”.

Producción y necesidades de la industria

Pérez de Solay indicó que “este es el momento para producir mucho cobre porque el mundo lo necesita y la Argentina lo tiene. Tenemos los recursos, pero Chile ya lleva 100 años produciendo y compartimos la misma cordilla”. Frente a este escenario, consideró que “hay mucho que aprender de nuestros vecinos y podemos trabajar de forma colaborativa”.

El ejecutivo de Glencore también se refirió a la necesidad de desarrollar el sector minero de forma inclusiva. “El modelo de liderazgo es crítico. Apoyamos a la minería y queremos que se desarrolle, pero que sea de forma inclusiva, que dé respuesta y que esté con las comunidades”, planteó.

En base a su experiencia en Glencore vinculada al negocio del cobre y a la que obtuvo estando al frente de Allkem en el desarrollo del Salar de Olaroz, que hoy se encuentra en manos de Río Tinto, consideró que “existe una visión de una Argentina minera que apuesta a desarrollar los recursos minerales y humanos que tiene el país, por lo tanto, debemos tener una misión clara y compartir ciertos valores para poder desarrollar los proyectos”.

“Los valores con los que siempre trabajé fueron el respeto, la humildad y la gratitud, por eso creo que debemos tener una minería con más humildad, entender al que nos cuestiona, sus razones, y poder trabajar para darle respuesta. Tenemos recursos minerales únicos y recursos humanos fantásticos que aprovechar”, concluyó.

, Loana Tejero

El gobierno nacional realizó un relevamiento para la recategorización de usuarios de energía eléctrica. Incluye a hogares de ingresos medios (Nivel 3) y bajos (Nivel 2) geolocalizados en zonas del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) de altos ingresos, como barrios privados del Nordelta, clubes de campo y Puerto Madero. Según difundió este miércoles en un comunicado, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, recategorizará a 15.518 usuarios. La medida representa un ahorro fiscal superior a los $ 3.000 millones anuales, explicó el gobierno.

La cartera energética informó que “en el caso de los countries y barrios cerrados, se detectaron consumos eléctricos similares a los de una Pyme, que duplican y hasta triplican el promedio nacional (250 kwh mensuales)”. Además, destacó que “el Estado Nacional asume que estos usuarios poseen una manifiesta capacidad contributiva”.

El análisis oficial del gobierno se hizo “mediante herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS) y bases de datos espaciales (PostGIS), con datos abiertos provistos por ARBA (Agencia de Recaudación Provincia de Buenos Aires (ARBA) y el OPISU (Organismo Provincial de Integración Social y Urbana)”.

Esta medida “se enmarca en el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, establecido por el decreto 465/2024, que tiene como objetivo garantizar una distribución eficiente, justa y transparente de los recursos públicos, asegurando que los subsidios lleguen a quienes realmente los necesitan”, informó la Secretaría de Energía.

Quita de subsidios

La recategorización automática implica que estos usuarios “serán excluidos del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE)”, la herramienta que permite a los usuarios de servicios de electricidad y gas a acceder a los subsidios estatales.

Para los hogares detectados por el relevamiento oficial, el gobierno habilitó un procedimiento de revisión individual, donde los usuarios afectados podrán presentar un reclamo a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Lo deberán hacer bajo el trámite “Solicitud de revisión de subsidios energéticos”, con carácter de Declaración Jurada, y serán responsables de aportar las pruebas que justifiquen su inclusión, aclara la cartera energética.

“Esta decisión marca un punto de inflexión: se terminó el subsidio para quienes no lo necesitan. No hay justicia en un sistema que financia el consumo de usuarios de altos ingresos con el dinero de los pagadores de impuestos”, argumentó el gobierno.

“Así, el Gobierno Nacional ratifica su compromiso con una administración responsable, transparente y basada en datos, que prioriza el equilibrio fiscal y la equidad en el acceso a los servicios públicos esenciales”, concluye el comunicado oficial.

, Redaccion EconoJournal

El gerente general de Minera Santa Cruz, Néstor Rigamonti, reclamó para la minería de oro medidas que generen un contexto adecuado para la mejora de la competitividad, al advertir que la relevancia que la producción y exportación de los recursos auríferos tiene en la Argentina contrasta con el futuro del sector que puede quedarse sin proyectos activos antes de que finalice la década.

“El sector está en un momento realmente desafiante. Siempre tuvo un rol protagónico y lo sigue teniendo con el 70% de las exportaciones de minerales explicadas por la exportación de oro y plata. El punto es que esta relevancia contrasta con el futuro, y si no hacemos nada, no es auspicioso, porque no todas, pero muchas de las empresas que hoy producen oro y plata en la Argentina tienen un desafío de continuidad”, alertó Rigamonti.

Así lo hizo en la exposición Arminera que se desarrolla en La Rural hasta el jueves, en la cual el Gobierno nacional anunció la aprobación del ingreso del primer proyecto minero al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que recayó en la minera Rio Tinto, la que invertirá US$ 2.700 millones para la producción de litio en Salta.

El reclamo de los proyectos de oro y plata es uno de los temas que sostiene la Cámara Argentina de Empresas Mineras, que viene pidiendo el diseño e instrumentación de un RIGI diferenciado para el sector.

El aporte del oro y la plata

En cifras, de ese 70% de las exportaciones mineras de la Argentina durante 2024, unos US$ 3.141 milones correspondieron a los envíos de oro al exterior, con un crecimiento 37% superior al año previo, mientras que los precios crecieron 16% en promedio. La dinámica de los precios internacionales permitió sostener el nivel de exportaciones desde 2020 a pesar de la caída de la producción y alcanzar niveles récord en 2024.

En el caso de la plata, en 2024 las exportaciones registraron US$ 641 millones, lo cual implicó una baja de 5% respecto al año previo, pero en este caso, la suba de precios solo logró atenuar la caída de los volúmenes de producción.

El pedido llega asociado a que las empresas productoras de oro tenen en cartera “yacimientos maduros que vienen decayendo en su producción, que año a año incrementan sus costos y tienen una corta vida de 2 a 4 años. Todo eso con altísimos precios internacionales que sustentan esas operaciones maduras, que de lo contrario no estarían operando”, precisó el directivo de la compañía, cuyo activo principal es la mina de oro y plata San José, ubica en el noroeste del Macizo del Deseado, provincia de Santa Cruz.

Para Rigamonti, hay para este sector de la mineria metalífera un desafío por delante de “darle continuidad a los yacimientos maduros, porque no da lo mismo que tengan o no continuidad ante la cantidad de empleados, proveedores involucrados, fiscos que cobran regalías, y desarrollos comunitarios que entrarían en crisis si dejasen de operar. Pero a pesar de todo eso, no se ve en el mediano plazo la llegada de nuevos proyectos de oro y plata que reemplacen a los que vayan cayendo, por eso el desafío de extender la vida útil de los desarrollos actuales”.

En ese punto, el empresario planteó la oportunidad de poder contar con beneficios similares a los que otorga el RIGI a proyectos productivos de exportación. “Sobre la extensión de vida de las minas, el punto es simple: tiene tanta relevancia extender 5 años la vida a un yacimiento como tener un yacimiento nuevo. Si tenemos un RIGI que fomenta la llegada de inversiones para desarrollar nuevos yacimientos, tenemos que tener un RIGI que fomente la capacidad de inversiones tendientes a extender la vida de mina”.

Competitividad y reducción de la carga fiscal

“Lo que tiene que hacer el sector es trabajar agrupado con trabajadores, empresas, gobiernos y proveedores por la continuidad de un sector maduro que tiene posibilidades de continuar operando en la medida que se hagan las cosas que hay que hacer. Por un lado apuntalar la productividad de los yacimientos que está en caída, y el otro eje es extender la vida útil”, agregó Rigamonti.

Desde afuera se considera necesario “una reducción de la carga fiscal a yacimientos maduros que hacen un aporte enorme en mano de obra, trabajo de proveedores y aporte comunitario, y destinar una parte al desarrollo de actividades de exploración tendría bastante sentido”, subrayó.

El problema de los costos fue otro punto central de su exposición. “La madurez de los yacimientos exige un mayor esfuerzo productivo para obtener menos producción, y eso se traduce directamente en un incremento de los costos. A esto se suma el factor macroeconómico luego de 15 años de alta inflación y un tipo de cambio que, aunque fluctuante, se ha mantenido por detrás del incremento general de precios. Esta dinámica genera un aumento permanente de los costos calculados en dólares, lo que obliga a la industria a intensificar los esfuerzos en productividad y control de gastos”, finalizó Rigamonti.

, Ignacio Ortiz

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó este martes la audiencia pública para analizar el otorgamiento de la prórroga de las licencias del servicio público de distribución de gas natural por red solicitadas por las compañías Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana y Litoral Gas. La audiencia estuvo a cargo de Carlos Casares, interventor del organismo. Las distribuidoras, que abastecen en conjunto a 4,6 millones de usuarios de un total de 9 millones en todo el país, solicitaron la extensión de la operación por 20 años más. Las licencias de las tres distribuidoras fueron otorgadas por 35 años y vencen el 28 de diciembre de 2027.

Metrogas abastece a la Ciudad de Buenos Aires y 11 localidades del Gran Buenos Aires (Almirante Brown, Berazategui, Esteban Echeverría, Avellaneda, Quilmes, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón, San Vicente y Ezeiza). Litoral Gas cubre la provincia de Santa Fe y siete departamentos del norte de Buenos Aires. En tanto, Camuzzi Gas Pampeana distribuye gas en La Pampa y casi la totalidad de la provincia de Buenos Aires.

En la audiencia, las compañías indicaron que el pedido de prórroga por dos décadas les permitirá continuar con el plan de inversiones que están llevando adelante. Ahora el Enargas deberá analizar la solicitud de las distribuidoras para determinar la renovación de las licencias en base a sus desempeños como licenciatarias.

Luego del proceso de audiencia pública, el Enargas deberá realizar un informe para que lo analice el gobierno nacional, que tendrá 120 días para tomar la decisión sobre el pedido de prórroga de las tres licenciatarias.

Licencias y prórrogas

La operación de las tres compañías se inició en diciembre de 1992, luego de la privatización de Gas del Estado. Originalmente el contrato habilitaba a una extensión adicional de la licencia de 10 años, pero la Ley Bases impulsada por el gobierno de Javier Milei y aprobada en 2024 en el Congreso extendió el plazo de la prórroga a 20 años. En este caso, la licencia se extendería hasta 2047.

Las licencias originales de las tres distribuidoras fueron otorgadas por 35 años a través de los decretos 2455 2456 y 2459 de 1992 y según lo estableció la Ley de Reforma del Estado 23.696, que le dieron un marco normativo al proceso de privatizaciones del gobierno de Carlos Menem.

Las licencias de Metrogas, Litoral Gas y Camuzzi Gas Pampeana vencen a fines de diciembre de 2027. Pero el marco regulatorio obliga a realizar la audiencia pública para habilitar las prórrogas con una antelación no menor a 18 meses ni mayor de 54 meses del fin de las licencias. Es por este motivo que el ente regulador realizó la audiencia dos años y medio antes del vencimiento de las licencias.

Solicitudes

“Demostramos haber cumplido sustancial y adecuadamente con el contrato de licencia y realizamos notables mejoras al servicio público”. “Solicitamos la prórroga porque cumplimos con el nivel de inversiones, que fue acorde a la eficiente y segura prestación del servicio”, remarcó Pablo Anderson, director de Asuntos Legales y Regulatorios de Metrogas, cuyo paquete accionario corresponde en un 70% a YPF.

Metrogas llega a 2,4 millones de usuarios (el 27% del total de habitantes del país) de los cuales 69.500 son comercios, 6.000 industrias, 319 GNC y cinco son centrales termoeléctricas que representan el 10% de la capacidad de generación del país. En la Revisión Quinquenal Tarifaria aprobada este año realizó un compromiso de inversión de US$ 170 millones entre 2025 y 2030.

Por su parte, Daniel Molinari de Litoral Gas, empresa que abastece a 766.700 usuarios (2,5 millones de habitantes) explicó que la distribuidora cubre una extensión de 13.620 kilómetros de gasoductos y redes. La compañía distribuye gas al 8% de los usuarios del país y representa el 11% del volumen de fluido distribuido.

El directivo indicó que “ejecutamos todas las inversiones obligatorias y suministramos la información requerida por la autoridad regulatoria. Cumplimos con todas las obligaciones. La prórroga de la licencia que solicitamos permitirá dar continuidad a la realización de las inversiones para ampliar la capacidad del sistema”.

“Aguardamos una respuesta positiva por parte del Poder Ejecutivo para que decrete la prórroga”, concluyó Molinari. En la RQT, Litoral Gas presentó un compromiso de inversión de US$ 24 millones promedio anual.

En tanto, Alejandro Pérez, director comercial Camuzzi Gas Pampeana, señaló que “la operación que tenemos nosotros es más compleja que las demás distribuidoras. Realizamos ampliaciones y obras como plantas compresoras, gasoductos y ramales, redes de distribución, plantas reguladoras y de Gas Licuado de Petróleo (GLP)”.

“No incurrimos en incumplimientos que justifiquen la caducidad de la licencia. Creemos que la prórroga es una decisión razonable y proporcional con relación al objetivo final perseguido, que es garantizar la continuidad y accesibilidad a servicios públicos esenciales”, remarcó Pérez.

Camuzzi Gas Pampeana distribuye gas a 1,4 millones de usuarios y tiene casi 70.000 usuarios comerciales y 145 grandes usuarios. También tiene 12 subdistribuidoras en su área.

En representación de las compañías participó también Daniel Martini, titular de la Asociación de Distribuidores de Gas, que sostuvo que desde 1992 todas las empresas de distribución del país invirtieron más de US$ 3.800 millones y tienen comprometidos US$ 1.000 millones en los próximos cinco años. “Las empresas operaron de manera confiable y segura y acreditan las condiciones para acceder a un nuevo período de gestión de 20 años”, subrayó.

, Roberto Bellato

El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, anunció hoy la aprobación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto minero Rincón, un desarrollo de producción de litio en la provincia de Salta que llevará adelante la empresa Río Tinto con una inversión de US$2.700 millones.

Se trata de la primera iniciativa para el sector minero que ya tiene siete proyectos presentados y cuya demora en conocerse la suerte de las iniciativas comenzaba a generar el reclamo de las compañías.

“Hoy el comité evaluador aprobó el primer proyecto minero que es Rincón, de Rio Tinto, que esperamos sea el primero de varios de los proyectos de minería que aplicaron al RIGI”, anunció González en el cierre del evento Experiencia CAEM-IDEA que se realizó en al primera jornada de la 26ª edición de ArMinera, en el predio de La Rural.

La empresa Rio Tinto presentó a mediados de febrero su Proyecto de Exportación Estratégica de Litio, en el marco del RIGI, cuyos beneficios incluyen estabilidad regulatoria, reducción impositiva y exenciones arancelarias.

La empresa informó que en los primeros dos años, el desembolso proyectado es de US$ 571 millones en el primer año y US$ 885 millones en el segundo, por lo cual la compañía solicitó la adhesión al régimen autorización para la construcción de una planta comercial con capacidad de 53.000 toneladas anuales de carbonato de litio, aplicando tecnología de extracción directa (DLE).

González resaltó el valor del régimen como “instrumento dinamizador de las inversiones, en un esquema que está acelerando los proyectos del sector minero” y respondió a las manifestaciones que distintos directivos del sector empezaban a expresar en público sobre la supuesta demora en la revisión de las propuestas.

“Hay una expectativa de aprobación inmediata pero hay que entender que tiene que cumplir con una normativa bastante rígida, y nos tomamos muy en serio cuidar la plata de los contribuyentes porque tiene incentivos fiscales que de algún lado salen, y los proyectos deben seguir todos los requisitos de un proceso complejo de aprobación”, afirmó.

No habrá RIGI diferencido para exploración

El funcionario de la cartera económica, en cambio, negó que el Gobierno esté analizando la implementación de un “RIGI Extendido” como viene solicitando la industria para alcanzar a las tareas de exploración en minería de oro y plata que permita extender la vida útil de los proyectos en producción, pero con capacidad productiva de dos a cuatro años. “El RIGI incentiva nuevas inversiones y no fue pensado para premiar inversiones existentes, puede gustar o no pero asi lo aprobó el Congreso”, argumentó el secretario coordinador.

“No va a haber un RIGI diferenciado, hay un concepto atendible que es en qué medida la extensión de vida de un proyecto minero es una ampliación o no, pero el monto minimo no puede cambiar. Las cosas que sean interpretativas las estamos mirando y si tiene sentido lo ejecutaremos, pero sin forzar desde lo legal porque queremos utilizar las herramientas del régimen al máximo pero no nos podemos pasar un centímetro”, afirmó al respecto.

Sobre el mismo tema, González destacó que la función del Gobierno es “crear condiciones para que el privado invierta, y con los actuales precios del litio que haya más proyectos de inversión desde cero es una excelente noticia. La respuesta a eso está en que el RIGI lleva la carga impositiva argentina a un lugar debajo de Chile y Perú, y cambia completamente la situación”.

Al respecto también expresó la expectativa de que el proyecto de cobre Vicuña presente pronto su aplicación al régimen, al igual que otras tres iniciativas de cobre que no precisó. “Claramente el régimen generó un interés que buscó el Gobierno para acelerar y decidir inversiones que estaban en duda, y en esa función funciona, despues el RIGI no está pensado para solucionar todos los problemas de los argentinos”, concluyó sobre el tema.

Minutos antes del anuncio, el gerente general de Rio Tinto Lithium, Ignacio Costa, había explicado en el mismo foro que “gracias al RIGI se pudo decidir la continuidad de dos proyectos que estaban suspendidos” en referencia a Rincón en Salta y Sal de Vida en Catamarca, y anticipó que también presentarán un tercer proyecto para lo cual es necesario que se prorrogue la ley en sus plazos para tener una ventana mayor a la fecha de vencimiento de julio 2026, y poder beneficiarse del régimen de incentivo.

A comienzos de marzo, Rio Tinto completó la adquisición de Arcadium Lithium por un total de US$6.700 millones, consolidando su posición como uno de los principales productores de litio a nivel mundial. Con esta operación, Arcadium Lithium pasó a llamarse Rio Tinto Lithium e incluyó, entre otros activos, el proyecto de litio Rincón en Argentina hoy favorecido por el RIGI.

, Ignacio Ortiz

Cloronor, la empresa dedicada a la elaboración y distribución de productos químicos anunció que impulsará un nuevo proyecto estratégico vinculado a la fabricación de ácido clorhídrico, un insumo clave para múltiples áreas del sector energético, en el Parque Industrial de Formosa.

Como parte de su plan estratégico, la compañía invirtió US$ 3,5 millones, financiados principalmente mediante la reinversión de utilidades y la emisión de obligaciones negociables avaladas por la Comisión Nacional de Valores, a fin de lograr este nuevo objetivo y su vez ampliar la capacidad de producción de cloro, soda cáustica y otros derivados fundamentales para la potabilización del agua y diversos procesos manufactureros.

Ácido clorhídrico

El ácido clorhídrico, en sus soluciones acuosas, se utiliza como reactivo en el tratamiento, extracción, separación y purificación de minerales, además del tratamiento de aguas, el decapado de acero y la acidificación de pozos petroleros.

En la actualidad, la oferta de este ácido se concentra en sólo dos grandes productores: Transclor S.A. y Unipar S.A. Sin embargo, la demanda del sector minero y el crecimiento de la actividad que registró en los últimos años Vaca Muerta, sumado a esta concentración, elevó significativamente su precio y generó una marcada escasez en el mercado. Es por esto que desde Cloronor destacaron que la producción de ácido clorhídrico permitirá que la empresa se sume como un nuevo proveedor y la posicionará como la única industria química del noreste argentino (NEA) capaz de abastecer este insumo.

También explicaron que esto generará nuevas fuentes de empleo para Formosa y la región por lo que la compañía destacó el rol de las políticas industriales provinciales de incentivo orientadas al desarrollo industrial y a la generación de empleo calificado – que incluyen facilidades en el acceso a lotes y beneficios fiscales- como propulsoras de su crecimiento.

Crecimiento

En línea con las tendencias globales y las políticas de Formosa vinculadas a la sostenibilidad, Cloronor se encuentra desarrollando un proyecto de generación de energía fotovoltaica para autoabastecerse con 1 MGh de energía limpia. Esta iniciativa le permitirá mejorar su eficiencia operativa, reducir su huella ambiental y reforzar la estabilidad del suministro energético en la provincia.

En cuanto a la formación profesional, la firma selló convenios con universidades y colegios técnicos de la provincia para reforzar el desarrollo del capital humano local.

Durante 2024, Cloronor accedió a asistencia financiera a través del Fondo de Desarrollo Industrial y PyME (FONDIP). “Las inversiones realizadas no solo promueven el crecimiento de Cloronor, sino que también tienen un efecto dinamizador en la economía de Formosa y la región, generando empleo local y una mayor demanda de bienes y servicios en la cadena productiva provincial”, destacaron.

Alianzas productivas

Recientemente representantes de la empresa realizaron una misión técnica a la provincia de Sichuan en la República Popular de China con el propósito de supervisar el avance en la construcción de equipos críticos, como la columna de fabricación de ácido clorhídrico, y afianzar vínculos estratégicos con proveedores tecnológicos. Además, participaron en la Feria Internacional de Cantón 2025, organizada por el Centro de Comercio Exterior de China, con el respaldo del Ministerio de Comercio y el Gobierno Popular de Cantón.

, Redaccion EconoJournal

La gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, dedicó buena parte de 2024 y lo que va de este año a debatir, en un contexto de hermetismo, con las principales petroleras con actividad en Vaca Muerta la creación de una serie de nuevos instrumentos técnico-económicos para autorizar la venta de yacimientos —tanto maduros como no convencionales— en la provincia. Desde Neuquén sostienen que no se apunta a adoptar medidas disruptivas que atenten contra el entorno de inversión en la cuenca, pero sí de incorporar requerimientos diferentes y novedosos antes de validar el traspaso de concesiones hidrocarburíferas.

«La idea es impulsar un modelo de gestión más dinámico, que permita realizar un monitoreo más ágil de las inversiones realizadas por los privados y defender los intereses de la provincia cuando se transfiera una concesión en Vaca Muerta», explicaron fuentes cercanas a la administración provincial.

Un emergente de este nuevo enfoque que impulsa la gobernación patagónica fue el cobro por primera vez, a fines de noviembre pasado, de un bono de US$ 100 millones a ExxonMobil como condición necesaria para autorizar la transferencia de seis bloques en Vaca Muerta a Pluspetrol. A través de esa negociación, que quedó asentada en el Decreto 1215/24, Neuquén logró legitimar un racional diferente en la discusión con las empresas por la renta que genera la actividad petrolera.

¿En qué consiste esa nueva mirada?

En la discusión con ExxonMobil, el ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, argumentó que Gas y Petróleo (GyP), la petrolera neuquina, y la provincia en general estaban en condiciones de percibir un ingreso adicional por parte de la petrolera norteamericana como resultado del desvío registrado entre el plan de desarrollo presentado por la compañía a la hora de recibir sus seis concesiones de explotación en Vaca Muerta por 35 años y las inversiones efectivamente realizadas en esas áreas.

Lo que propuso Medele fue cuantificar un valor económico del petróleo que se dejó de producir en esos bloques por la ralentización del programa de trabajo inicialmente previsto. Desde Neuquén advierten que el plan de desarrollo presentado por las petroleras antes de ser adjudicatarias de una concesión no convencional (Cench) tiene un carácter ‘nocional’ o aspiracional. Así lo establece el marco regulatorio provincial y nacional. Es decir, se trata de un plan estimativo cuyo cumplimiento no es taxativamente vinculante ni mandatorio.

Lo que sucedió en la última década es que varias operadoras perforaron menos pozos de los previstos a raíz de la falta de confianza generada por los problemas macroeconómicos de la Argentina, expresados en el cepo cambiario, la altísima inflación y la imposibilidad de importar insumos y equipamiento para elevar el nivel de actividad en Vaca Muerta.

Planteamiento

Sobre la asunción de esa insoslayable realidad, la gobernación de Neuquén empezó a plantear desde principios de 2024 que, si bien es cierto que las condiciones de borde negativas de la economía local atentan contra las inversiones, eso no impide discutir que, en caso de que los privados obtengan un beneficio económico por la venta parcial o total de una concesión en Vaca Muerta —como sucedió con ExxonMobil—, la provincia tiene derecho a exigir una especie de cobro retroactivo por los ingresos que dejó de percibir por los hidrocarburos que no produjo la compañía vendedora.

¿Cómo se calcula ese monto? El Ministerio de Energía de Neuquén traza una curva de producción ‘teórica’ de hidrocarburos del área que se pretende traspasar para determinar qué volumen de petróleo y gas se habría extraído del campo si se hubiese cumplido con el plan de desarrollo ‘nocional’ o estimativo presentado por la operadora al momento de recibir la concesión. Luego, se comparan esos datos con la producción efectivamente registrada en el campo y, por último, se define un valor económico del petróleo no extraído y se determina un proporcional equivalente a las regalías y otros impuestos que tendría que haber cobrado la provincia. Así se calcularon los US$ 100 millones del bono que pagó ExxonMobil para poder transferir sus áreas a Pluspetrol.

Como era de esperar, el nuevo planteamiento de Neuquén generó resistencias entre las principales petroleras en Vaca Muerta, que desde hace años cuestionan que la provincia utiliza los recursos recaudados por las regalías hidrocarburíferas —que representan hasta un 15% de la producción— para solventar gastos corrientes en lugar de financiar obras de infraestructura como fija la Ley. Al final de la gestión anterior que encabezó Omar Gutiérrez, más de un 70% del gasto público de Neuquén se destinaba a cubrir salarios de empleados públicos, dejando un escaso margen para llevar adelante inversiones en la provincia. La administración de Figueroa mejoró esos números y hoy ese porcentaje se ubica más cerca del 50 por ciento.

Nuevos requerimientos

“Se entiende la posición de los privados cuando dicen que la Argentina no es país que incentive la inversión por las restricciones cambiarias, la imposibilidad de girar dividendos al exterior y la inflación. Pero, al mismo tiempo, si una empresa que asumió el compromiso de llevar adelante un plan de desarrollo que después ralentizó finalmente obtiene un beneficio económico por vender una concesión que le otorgó la provincia, creemos la gobernación tiene la obligación y el derecho de analizar esa transacción de manera inteligente antes de aprobar el traspaso”, explicó una fuente provincial a EconoJournal.

Ese enfoque aplica todavía más para las concesiones que están en cabeza de GyP de Neuquén, como las de ExxonMobil o las de Phoenix Global Resources, subsidiaria de Mercuria Energy, que la semana pasada fue noticia por dejar sin efecto la venta del 50% de sus cuatro bloques en Vaca Muerta a Geopark. Algo de la discusión de esta nueva agenda que impulsa Neuquén basculó en el trasfondo de esa transacción fallida, que nunca fue aprobada oficialmente por la provincia pese a que desde que se anunció en mayo de 2024 pasó más de un año. Esa demora, que habilitó Phoenix se retirara del deal, no fue, sin embargo, la razón determinante por la que la transacción no prosperó. La disolución del acuerdo estaría más vinculada a una decisión unilateral de Phoenix, que parece haber cambiado su estrategia a medida que se revalorizaron los activos en Vaca Muerta, como dejan en evidencia las salidas de ExxonMobil y Petronas, que en abril vendió su participación accionaria en La Amarga Chica a Vista.

“El proceso administrativo con Phoenix nunca avanzó. Para incorporar a un socio nuevo hay que modificar los acuerdos de operación (operating agreement, en inglés) firmados con GyP, que sigue siendo el titular de las concesiones. Para eso, hay que relevar documentación e información múltiple que las empresas (por Phoenix y Geopark) nunca presentaron”, señalaron fuentes provinciales.

Leading case

Los casos de ExxonMobil y, en menor medida, de Phoenix-Geopark pusieron de manifiesto que hacia adelante Neuquén pretende tener este tipo de negociaciones con las empresas que vendan sus activos en Vaca Muerta, en especial en aquellos en los que GyP tenga participación.

Así, por ejemplo, si el proceso de testeo de mercado que tiene en marcha por los bloques La Invernada-Rincón de la Ceniza, en el norte de la provincia, avanza hacia una venta total o parcial de su participación, es muy probable que la francesa TotalEnergies, titular de esos campos, tenga que discutir con Neuquén un acuerdo similar al que alcanzó ExxonMobil.

La misma lógica podría aplicarse a las otras 12 áreas con Cench en las que GyP está asociada a otras empresas, entre las que figuran Shell, Pan American Energy (PAE), Vista, Tecpetrol y Pampa Energía.

Uno a uno

Los nuevos requerimientos para aprobar transacciones de áreas en Neuquén no están especificados en ninguna normativa en particular. Allegados a la provincia admiten que tratar una nueva regulación petrolera en la Legislatura —una iniciativa que la gobernación de Figueroa parecería estar en condiciones de aprobar sin demasiados inconvenientes— podría afectar el clima de negocios en Vaca Muerta. Por lo que prefieren valerse de las potestades contractuales que le confieren los acuerdos firmados con GyP y también la versión actualizada de la histórica Ley 17.319 (de Hidrocarburos), cuyo espíritu y sus artículos principales fueron re-redactados por la Ley Bases aprobada en julio del año pasado.

El artículo 147 de esa norma, que modificó el artículo 91 bis de la Ley 17.319, establece que las provincias no pueden reservar más bloques petroleros para sus empresas petroleras (como por ejemplo GyP), pero sí pueden renegociar nuevas condiciones de asociación en caso de terceros ingresen a concesiones existentes. Con una redacción más laxa de los artículos que integran el Título II de la norma, la Ley Bases otorga mayor flexibilidad a las provincias para fijar las condiciones de inversión que deben cumplir los privados a la hora de explotar yacimientos petroleros.

En Neuquén interpretan —tal vez a contramano de lo que pretendían sus impulsores— que el paraguas regulatorio impulsado por La Libertad Avanza (LLA) con la modificación de la Ley 17.319 los habilita a discutir nuevos requerimientos con las empresas petroleras.  

Plazos y tamaños

En la provincia siempre está latente la percepción de que, en los últimos 25 años, desde la caída de la Convertibilidad, fueron perjudicados por las políticas del gobierno nacional, que afectó la recaudación por regalías al congelar durante años el precio del gas y la electricidad o pisar artificialmente el precio interno del crudo.

En retrospectiva, en Neuquén también son críticos del plazo de 35 años que fijó la Ley 27.007, sancionada en 2014, para las concesiones de explotación en Vaca Muerta. “En un país normal con una macroeconomía estable, sin cepo cambiario y una inflación controlada, como la mayoría de América latina, las concesiones tendrían un plazo de 15 o 20 años como máximo”, indicó un ex funcionario de Neuquén.

“Las provincias, que son las dueñas de los recursos, tampoco tienen muchos instrumentos o palancas normativas para revertir un área por falta de inversión. Es complicado, porque los privados alegan que no pueden invertir porque la volatilidad macroeconómica, el cepo y la inflación, cuyo control es responsabilidad del Estado, no lo permiten, y la Justicia tiene elementos varios para darles la razón”, admitió.

El mismo criterio revisionista aplica para evaluar el tamaño de las concesiones en Vaca Muerta, hoy considerado excesivo en muchos casos. Una concesión en Permian tiene 40 o 50 kilómetros cuadrados. En Neuquén, en cambio, hay concesiones de hasta 800 Km2, como por ejemplo Sierra Chata. Por eso, la intención de la gobernación es empezar a aprobar concesiones de superficies más pequeñas.

, Nicolas Gandini

Emergencias estará presente una vez más en la Expo Arminera, un evento exclusivo para profesionales, empresarios y todos los interesados en la industria minera, que tendrá lugar del 20 al 22 de mayo de 13 a 20 hs, en La Rural, Buenos Aires.

“Como empresa de salud especializada, Emergencias ofrece soluciones integrales para empresas de diversos sectores, con un enfoque particular en la minería, brindando servicios personalizados que promueven el bienestar y la seguridad de los trabajadores”, destacaron desde la empresa.

Acompañamiento

La empresa cuenta con más de 4,500 empleados en todo el país, de los cuales más de 500 están dedicados exclusivamente a las operaciones de minería y petróleo. Dispone de más de 50 trailers sanitarios y está presente en diversas provincias como San Juan, Salta, Jujuy, Catamarca, Neuquén, Río Negro, Mendoza, La Pampa, entre otras. Además, cuenta con más de 100 vehículos 4×4 adaptados para operar en las condiciones más exigentes de la minería.

“Nuestro compromiso es garantizar la salud y seguridad de los equipos de trabajo. Con un enfoque especial en la salud ocupacional y la prevención de riesgos, Emergencias presentará su gama de servicios diseñados para mejorar la seguridad y el bienestar de los trabajadores del sector minero”, remarcaron desde la firma.

Durante el evento, estará destacando soluciones innovadoras adaptadas a las necesidades de la industria:

• Salud en Sitio: Atención médica inmediata.
• Medicina Laboral: Análisis pre ocupacionales y periódicos del entorno laboral minero.
• Seguridad e Higiene: Programas para un entorno seguro y saludable.
• Brigada de rescate: Respuesta rápida y efectiva ante emergencias.
• Consultoría en Habilitaciones: Asesoría para cumplir con normativas y estándares
• Telemedicina: Acceso a consultas médicas especializadas a distancia.

“La minería es una de las industrias más exigentes en cuanto a la salud y seguridad de sus trabajadores y en Emergencias estamos comprometidos en ofrecer servicios que contribuyan a mitigar riesgos y promover ambientes de trabajo saludables. Estar presentes en este evento nos permitirá conectar con actores clave del sector y mostrar cómo nuestras soluciones pueden impactar positivamente en la productividad y el bienestar de los equipos de trabajo”, destacaron.

Para obtener más información sobre los servicios o agendar una cita en el stand 1J-60 durante el evento, por favor, contacte a: operacionescomplejas@emergencias.com.ar

, Redaccion EconoJournal

San Antonio Internacional (SAI), uno de las principales empresas proveedoras de equipos de torre de la Argentina, realizará el próximo miércoles 21 de mayo una subasta de unos diez equipos de pulling y workover. La iniciativa de la compañía, que se explica por la fuerte caída de la actividad hidrocarburífera en el Golfo San Jorge, es en los hechos un testeo de mercado para constatar si existe interés de otras empresas de servicios interesadas en adquirir esos activos, ya sea en el país o en el exterior.

Al igual que la gran mayoría de contratistas que integran el ecosistema de proveedores petroleros en Chubut y Santa Cruz, San Antonio, controlada por el fondo de inversión estadounidense Lone Star, interpreta que la recuperación de la actividad en el Golfo no será inmediata. Al contrario, el descenso del precio internacional del crudo y el crecimiento de los costos en dólares en los campos maduros como resultado de la apreciación cambiaria, complejizan el escenario. Por lo tanto, explorará el interés del mercado en adquirir parte de los equipos de torre que estaban emplazados en campos convencionales.

La subasta, que se realizará de modo online el miércoles a las 16.30, no implicará, no obstante, que se trate de una venta de los equipos al mejor postor. La empresa quiere saber qué interés real existe por esos bienes de capital. Pero sólo se desprenderá de los equipos si existen compradores dispuestos a pagar un precio competitivo.

El valor de cada unidad de pulling ronda los US$ 900.000, mientras que una de workover puede superar los 1,5 millones de dólares. San Antonio mantiene conversaciones por los equipos con empresas que ya están presentes en el Golfo San Jorge y también con una firma venezolana.

Costos al alza

EconoJournal informó el mes pasado que el costo de desarrollo de un pozo tipo en el Golfo asciende a los US$ 20 por barril, sin considerar el valor del dinero en el tiempo ni los costos financieros. A eso hay que sumarle, costos de operación y mantenimiento (Opex) que rondan los 35 dólares y regalías provinciales del 15% (unos US$ 9,50 por barril), retenciones a la exportación en la banda del 8% e Ingresos Brutos de 3% (US$ 1,90). El resultado es un costo estimado total por barril producido de más de US$ 71 que no se recupera en el mercado.

, Redaccion EconoJournal

La Argentina se encuentra en un momento clave para convertirse en uno de los actores estratégicos a fin de acompañar el proceso de transición energética a nivel global, gracias a su abundancia de recursos naturales como el gas, el sol, el viento y la biomasa. Sin embargo, el desafío no está solo en el potencial, sino en la capacidad de convertirlo en desarrollo sostenible. En este proceso, la infraestructura energética juega un papel fundamental porque requiere modernización para estar a la altura del crecimiento de la demanda interna y de los planes de crecimiento para impulsar el desarrollo del país. 

Las redes de transmisión y distribución presentan cuellos de botella que limitan la expansión y resulta necesario avanzar en la automatización, digitalización y almacenamiento para aprovechar al máximo las energías renovables.  En el Día de la Luz, Nicolás Bin, Country Business Head Siemens Smart Infrastructure de Argentina y Uruguay de Siemens, dialogó con EconoJournal sobre conocer cuáles son las tecnologías en las que se encuentra trabajando la compañía para hacer más eficientes, flexibles y resilientes a las redes y mejorar el sistema eléctrico del país.

Bin explicó que a través de soluciones como Electrification X y sistemas de gestión de datos como Gridscale X, Siemens tiene como meta impulsar la transformación del sistema eléctrico con tecnologías que permiten anticipar fallas, reducir pérdidas, optimizar recursos y brindar un mejor servicio. A su vez, estas soluciones, además de modernizar la infraestructura del sistema eléctrico, abren la puerta a una energía más accesible y asequible para todos los sectores de la sociedad.

—¿Cómo evalúa el estado actual del sector energético en la Argentina?

–El país cuenta con un potencial excepcional en cuanto a los recursos necesarios para soportar la transición energética, especialmente, gas natural, solar, eólica, hidroeléctrica y biomasa. Vemos un escenario donde las compañías locales están tomando un rol protagónico en el desarrollo del negocio energético, lo cual es clave para consolidar una industria robusta y con proyección internacional. El objetivo del autoabastecimiento energético está en vías de resolverse en el corto plazo, y el sector comienza a consolidarse como un pilar estratégico para el desarrollo económico del país, con capacidad de generar divisas y empleo a través de las exportaciones. En este contexto, celebramos los avances en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y el crecimiento de las exportaciones de gas a países vecinos que amplían la escala del mercado de hidrocarburos y reafirman la confianza en las inversiones que se vienen realizando en el sector. En el sector eléctrico, la subasta RenMDI, que involucraba plantas de generación híbridas, y la reciente licitación AlmaGBA, para la instalación de baterías, son hitos importantes en la modernización del sistema y en el uso del almacenamiento para reforzar la capacidad de transporte y mayor integración de energías renovables.

—¿Cuáles considera que son los principales desafíos que enfrenta el país en materia de infraestructura energética?

–La Argentina enfrenta desafíos considerables en materia de infraestructura energética, especialmente en el presente contexto de crecimiento y de grandes proyectos de industrias extractivas. Tanto para abastecer el aumento de la demanda interna como para materializar los proyectos de exportación, el aumento de la producción de energía requiere una expansión significativa de las infraestructuras de transporte.  Esto incluye tanto el sistema de transporte de gas y petróleo como la red de transmisión eléctrica que hoy presentan cuellos de botella y limitan el desarrollo de nuevos proyectos. También es prioritario avanzar en la automatización y digitalización de las redes de distribución incorporando tecnologías avanzadas de maniobra, protección, telecontrol y medición inteligente, alineados con estándares internacionales, para mejorar la eficiencia operativa, reducir pérdidas y aumentar la confiabilidad del servicio.

 –¿Qué rol puede jugar la tecnología en la mejora del acceso a la energía en el país?

–La tecnología es fundamental para alcanzar los tres objetivos fundamentales del trilema energético: 1) seguridad en el abastecimiento, 2) sostenibilidad y 3) asegurar que la energía sea asequible y accesible para todos los sectores de la población y la economía. A través de la automatización y la digitalización, es posible aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico, reducir pérdidas en la red y optimizar el uso de los recursos tanto en la generación como en el transporte de energía. Esto no sólo mejora la cobertura, sino que también contribuye a reducir los costos, haciendo la energía más accesible para hogares, comercios e industrias. Además, la tecnología habilita la electrificación de procesos productivos que hoy dependen de combustibles fósiles, impulsando una industria más competitiva, eficiente y sostenible.

—En 2024, Siemens presentó Electrification X con el objetivo de transformar la infraestructura de electrificación. ¿En qué consiste esta tecnología? ¿Cómo funciona? ¿Qué beneficios/diferenciales tiene y en qué se aplica?

–Electrification X es el portafolio de soluciones IoT (aplicación práctica de la tecnología de Internet de las Cosas) de Siemens diseñado para acelerar la transformación digital de la infraestructura eléctrica de generadores, transmisoras, distribuidoras y usuarios comerciales e industriales. Basado en servicios en la nube altamente escalables y ofrecido como software como servicio (SaaS), Electrification X es una plataforma abierta e interoperable que permite optimizar el uso de activos, aumentar la confiabilidad de los sistemas, fortalecer la ciberseguridad y mejorar la eficiencia energética, contribuyendo directamente al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad de nuestros clientes. En definitiva, este portafolio habilita una infraestructura energética más inteligente, resiliente, flexible y preparada para los desafíos del futuro.

—¿De qué se trata el Gridscale X Meter Data Management (MDM)? ¿Cómo funciona? ¿Ya hay aplicabilidad en el país?

–Una red con medición avanzada se compone de tres elementos clave: los medidores inteligentes que registran el consumo en intervalos cortos de tiempo; las tecnologías de comunicación, que transmiten esos datos de forma segura y continua; y un sistema de gestión de datos, conocido como MDM (Meter Data Management). El MDM Grid Scale X de Siemens permite almacenar, procesar y analizar los datos de la red eléctrica, facilitando la medición precisa de consumos, la detección de sobrecargas y la identificación de pérdidas técnicas y no técnicas, entre otras funcionalidades. Esto posibilita el mantenimiento preventivo y la resolución de incidentes e interrupciones antes del reporte por parte de los usuarios. En agosto de 2023, EPEC, la distribuidora provincial de Córdoba puso en funcionamiento el primer MDM del país con la tecnología de Siemens, con el cual hoy monitorea y mensura el consumo de 320.000 usuarios, que representan casi el 70% de la energía facturada por la distribuidora. Los beneficios del proyecto fueron de tal magnitud que se convirtió en un caso de éxito a nivel nacional y regional. En la actualidad, estamos trabajando con otras distribuidoras que ya han comenzado a instalar medidores inteligentes y que necesitan un sistema de gestión robusto y de reconocimiento mundial para maximizar el valor de los datos obtenidos a través de la telemedición.

—¿Qué soluciones ofrecen desde Siemens para modernizar el sistema energético nacional?

–La propuesta de Siemens Smart Infrastructure a nivel global consiste en combinar el mundo real con el mundo digital para crear tecnología capaz de transformar la infraestructura eléctrica para cumplir las necesidades de la transición energética. Nuestro portafolio combina hardware y soluciones digitales para integrar energías renovables y hacer las redes eléctricas de transporte y distribución más flexibles y confiables. Como ejemplo de ello, se encuentran nuestras subestaciones 100% digitales, en las cuales se reemplaza el cableado de cobre convencional y las señales analógicas con sensores digitales y comunicaciones de fibra óptica. Estas subestaciones inteligentes pueden ser monitoreadas remotamente y requieren un 30% menos de espacio físico, reducen los costos de mantenimiento y ofrecen una seguridad considerablemente mayor. También ofrecemos gemelos digitales de activos complejos del sistema eléctrico, como son las protecciones eléctricas. Con el SIPROTEC Digital Twin de Siemens es posible realizar simulaciones y ensayos de manera virtual, lo que reduce tiempos de evaluación y elimina la necesidad de contar con un inventario específico de equipos solo para simulaciones o ensayos. Además, existen herramientas de simulación para poder visualizar el comportamiento de la red ante diferentes escenarios dependiendo de distintas condiciones de generación y demanda. Del lado del consumo, buscamos lograr la mayor eficiencia posible. En este sentido la solución digital Building X de Siemens es una plataforma para edificios que ayuda a los clientes a digitalizar, gestionar y optimizar sus consumos a través de una experiencia de usuario sencilla, amigable y sostenible de gran rendimiento.

—¿Cómo contribuye la digitalización a una mayor eficiencia y sostenibilidad en el sector energético?

–La digitalización permite detectar ineficiencias, anticipar fallas, automatizar procesos y tomar decisiones basadas en datos, que redundan en un mejor aprovechamiento de recursos. Uno de los campos con mayor potencial es el monitoreo de activos de la red eléctrica. Hoy la mayoría de los mantenimientos se realizan de forma programada o reactiva, es decir, una vez que ocurre una falla. La digitalización permite migrar hacia un modelo predictivo, gracias al monitoreo remoto y en tiempo real, reduciendo interrupciones del servicio y optimizando inversiones. La solución Asset Management de Siemens, parte del portfolio de Electrification X, ofrece estas capacidades. Por ejemplo, permite a las distribuidoras monitorear miles de transformadores en su red y detectar señales de sobrecarga antes de que se produzca una falla, evitando cortes de servicio. De forma similar, una planta industrial puede utilizar esta solución para supervisar el estado de sus equipos eléctricos, identificar signos de desgaste y planificar su reemplazo durante una parada programada, evitando pérdidas de producción.

—¿Qué expectativas tiene al futuro del mercado energético en la Argentina?

–Tenemos una mirada optimista sobre el futuro del mercado energético en la Argentina. El país cuenta con recursos naturales excepcionales y un ecosistema de empresas locales que están tomando un rol cada vez más protagónico. Si se consolidan condiciones macroeconómicas estables y un marco regulatorio claro, el sector tiene todo para atraer nuevos jugadores, acelerar la transición energética y posicionarse como un motor clave del desarrollo económico. Con el acompañamiento de la tecnología, la digitalización y la colaboración entre tecnólogos y empresas de energía, el mercado energético argentino puede volverse más eficiente y competitivo, y recuperar el liderazgo en el escenario regional.

, Loana Tejero

Por primera vez en más de dos décadas, la Argentina ha completado una Revisión Quinquenal Tarifaria por el servicio de gas natural. Esto es una señal institucional clave: volvemos a tener un marco regulatorio estable, con reglas claras que guiarán el accionar de transportistas y distribuidoras entre 2025 y 2030.

El nuevo esquema incluye tanto las tarifas autorizadas como las obligaciones de inversión. En conjunto, los planes presentados ante la Secretaría de Energía, superan los US$ 1.200 millones, incorporados dentro del valor que pagamos los usuarios a través de la tarifa.

A partir de esa base normativa, se abre una oportunidad estratégica: construir un mercado moderno, eficiente y centrado en el usuario. Hoy más del 80% del costo del gas ya está cubierto por tarifas reales, sin subsidios, salvo para usuarios protegidos (N2 y N3) por una demanda base. Este cambio, gradual pero sostenido, apunta a una mayor transparencia en los precios y una menor dependencia del financiamiento estatal.

Para lograr dicho objetivo, un eje central de la revisión es el compromiso de mejora en la infraestructura y en indicadores técnicos, como sucede con el volumen de gas no contabilizado, que en Argentina se encuentra aún por encima de los estándares internacionales. Alcanzar niveles como el 2,5% de gas no contabilizado requerirá inversiones sostenidas y una gestión más eficiente. Pero también significará una red más confiable, moderna y justa para todos los usuarios.

Impacto

Al mismo tiempo, es importante considerar cómo impactarán estos cambios en los distintos tipos de usuarios. En el caso de los grandes usuarios industriales y comerciales, ya operan en un régimen de mercado libre: pueden elegir a quién comprarle el gas. Estos ajustes en transporte y distribución les impactan, pero una gran porción de su costo (el gas mismo) la obtienen a valores de mercado y mas competitivos que los usuarios cautivos.

Entre tanto, los usuarios cautivos como hogares y pequeños comercios compran todo el producto (gas+transporte+distribución) a su distribuidora. Es de esperar que en un futuro, esto se liberalice, tal como ocurre en países desarrollados. Para ellos, el aumento tarifario ha sido moderado, siguiendo la directiva del Ministerio de Economía de evitar subas abruptas en el marco del plan antiinflacionario. Los ajustes iniciales rondan el 3%, y el resto se distribuirá en cuotas a lo largo de 30 meses.

Mirando hacia adelante, un país que busca el crecimiento económico necesita energía disponible, competitiva y segura. Esa energía debe estar sostenida en un sistema donde productores, transportistas, comercializadores y usuarios operen bajo reglas claras, con incentivos alineados y previsibilidad a largo plazo.

La Argentina tiene los recursos, la capacidad técnica y el conocimiento. Lo que estamos empezando a recuperar es el marco institucional necesario para transformar ese potencial en crecimiento real. El desafío ahora es sostener este camino con compromiso, gestión y resultados.

(*) Abogado, especialista en derecho administrativo y energía y presidente de SAESA.

, Juan Bosch (*)

Empresas de servicios petroleros del Golfo San Jorge están advirtiendo que personal de compañías petroleras, respaldados por representantes del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut, están incentivando a que empleados de esas empresas contratistas acepten una compensación económica superior a la que les correspondería por una indemnización por despido, a fin de presentar el telegrama de renuncia a sus empleadores.

Distintas fuentes consultadas por Econojournal, con conocimiento de esta práctica, explicaron que en las últimas semanas se están registrando conversaciones informales en los yacimientos con trabajadores de las contratistas para realizar propuestas de retiros laborales, pero sin conocimiento del empleador.

Esto se debe a que las petroleras están reduciendo la actividad en el Golfo, pero las empresas de servicios no se adecúan a ese nuevo escenario y en los hechos suelen ser las petroleras las que se tienen que hacer cargo del costo que demandan esos puestos de trabajo.

Desde las empresas de servicios advierten que se está generando una situación en la cual las urgencias por dotar de una mejora de competitividad a los campos maduros genera un riesgo de descomposición que erosiona el entramado productivo.

Las fuentes señalaron que la oferta que pretende ser presentada como un retiro voluntario es sustancialmente mejor a un despido sin causa, por lo cual una vez aceptada la propuesta y efectivizado el depósito del dinero prometido, el trabajador envía el telegrama de renuncia a la empresa contratista empleadora.

Más allá de la práctica denunciada para reducir las plantillas laborales y ajustar los costos de producción, las empresas de servicios se ven perjudicadas por una negociación de la que no forman parte en ninguna instancia. Esto les provoca, en muchos casos, la desvinculación de recursos humanos de alta capacitación en una diversa gama de tareas específicas, en los cuales invirtieron años y dinero para su formación. De hecho, lo que suele ocurrir es que quienes aceptar ese acuerdo es el personal que tiene un mejor desempeño y que sabe que puede conseguir trabajo en otro lado.

El perjuicio para las contratistas

Las empresas de servicios denuncian que ese tipo de acuerdos fuera de los marcos laborales puede resultar doblemente dañoso para las empresas de servicios. Es que al no haber una coordinación entre las necesidades de la petrolera y las posibilidades de una reestructuración de su contratista, se afecta la capacidad de cumplir sus funciones con la eficiencia y la seguridad que se le exige a una prestación petrolera.

Como ejemplo se cita en el sector que la renuncia de un operador también afecta a su eventual auxiliar, quien no puede hacerse cargo de tareas específicas para las cuales no está capacitado ni habilitado, por lo cual el impacto de la pérdida de la fuerza laboral se multiplica porque no hay posibilidad de reconversión inmediata. Todo esto con el aval de sindicalistas que en los hechos no solo representan a los trabajadores sino que también vienen cumpliendo un rol empresario en el sector.

Uno de los actores perjudicados por esta situación explicó que si bien hay que aceptar la realidad productiva de que la Cuenca del Golfo no está en condiciones de mantener los puestos de trabajo que tuvo o tiene, porque los costos no se pueden afrontar por el nivel de producción de los pozos, es necesario trabajar de manera inteligente.

Esto significa, para esa fuente, discutir de qué manera hacer más eficiente los activos de los campos maduros sin afectar de manera significativa la capacidad de contratación y de prestación de servicios de cada empresa que demandó años de desarrollo. Un desafío a tomar, más allá de que cualquier reducción de plantillas tiene un efecto social y económico en una región de estrecha dependencia de la industria.

Esta situación se advierte en un marco en el que varias empresas de servicios especiales cerraron en lo que va del año sus bases de operaciones en Chubut y Santa Cruz, tal como viene consignando Econojurnal. El riesgo de que la reconversión forzosa de la cuenca del Golfo por la salida de grandes petroleras devenga en una proceso de descomposición productiva y tecnológica preocupa a referentes públicos y privados.

, Ignacio Ortiz

Una de las asignaturas pendientes que tiene el Gobierno nacional en torno a la normalización de los precios energéticos se vincula con la demora en la actualización del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL). “Pese a que la baja en el barril del crudo era el momento para recomponer el ICL, hubo una decisión política de privilegiar la contención de la inflación. Ahora bien, el atraso con este tributo representa la mitad de los subsidios al sector energético”, advirtió el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo durante su participación en el quinto episodio de la segunda temporada de Dínamo – Charlas de Energía.

En concreto, detalló Arceo, por no actualizar el ICL se dejaron de recaudar US$ 2.400 millones durante el año pasado y se perdieron US$ 600 millones de recaudación en el primer trimestre de 2025. “Estamos hablando de entre un 40% y un 50% de lo que será la totalidad de los subsidios a la energía durante el año”, proyectó.

“No se trata meramente de aumentar el gravamen, sino de cumplir con la ley y mantenerlo en valores constantes. En ese sentido, si había una oportunidad para avanzar con eso, era ahora”, señaló el economista jefe de Empiria Consultores, Nicolás Gadano, refiriéndose tácitamente al vigente escenario internacional, signado por la caída en el precio internacional del barril de petróleo.

Según sus precisiones, todavía hace falta ajustar en más de un 90% el ICL. “Este tributo está recaudando un 0,6% del Producto Bruto Interno (PBI) y debería recaudar un 1%”, cuantificó.

Para poner las cosas en perspectiva, intervino el ex secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, siguiendo lo que indica la ley hoy el ICL tendría que significar aproximadamente 400 pesos por litro. “Debe considerarse que cuando terminó el Gobierno de Alberto Fernández, ese valor era de $ 50 por litro. Este Gobierno lo llevó a $ 250. Obviamente aún falta, pero no se puede negar que hubo una fuerte recomposición”, reivindicó.

Justo este mes, prosiguió, el equipo de Economía del Gobierno redujo un 4% el costo de los combustibles, priorizando que la inflación sea la más baja posible tras la salida del cepo cambiario. “Es totalmente comprensible que se haya optado por no subir el ICL”, explicó.

Macumba económica

Que una medida sea fruto de una decisión política, acotó Lopetegui, no necesariamente la desacredita, en especial porque todo el mundo seguía de cerca cómo reaccionaría la economía post-liberación cambiaria. “Resignar un aumento de $20 por litro de nafta está dentro de las herramientas que tenía el Gobierno para actuar. Cuando le preguntaron al economista (Adolfo) Canitrot cuál era el plan de estabilización ideal, respondió que había que usar políticas ortodoxas, heterodoxas, fiscales, de ingresos, salariales… y macumba”, bromeó.

Señal política

Desde lo macroeconómico, contestó Gadano, siempre habrá buenos argumentos para justificar esta clase de decisiones. “No obstante, me gustaría transmitir que YPF y la política de precios en el sistema energético competitivo no deberían ser herramientas del Ministerio de Economía para atender las necesidades del mes. La ley dice que el ICL se ajusta trimestralmente por la inflación, más allá de si a las autoridades les conviene o no”, manifestó.

No se tomó una medida con valor sistémico, a criterio de la directora ejecutiva de EcoGo, Marina Dal Poggetto, para quien lo que en realidad se hizo fue priorizar el escenario electoral. “Comparto con Gustavo (Lopetegui) que la política necesita dar señales. En ese sentido, esta baja de precios ayuda un poco. Me he cansado de ir a programas de televisión en los que el valor de los combustibles era noticia”, sostuvo.

Lo deseable, afirmó Gadano, sería que el Downstream se volviera un mercado realmente competitivo. “Los precios deberían moverse más por la competencia que por la caída en la cotización internacional del barril, mientras que los impuestos tendrían que estar donde los fijan las reglas”, remarcó.

Otros interrogantes

El actual contexto local, tal como especificó Arceo, exhibe la particularidad de que el precio de los combustibles se encuentra bajo en términos históricos. “Medido en moneda constante, el valor en los surtidores se ubica entre un 15% y un 20% (dependiendo de la apreciación del tipo de cambio) por debajo del promedio de la última década. En términos adquisitivos del salario privado registrado, hoy un sueldo compra 1.050 litros, cantidad que está apenas por encima del valor medio de los últimos 15 años”, puntualizó.

En cuanto a los precios regulados, añadió, lo que el Gobierno hizo durante 2024 fue recomponer muy fuertemente el Valor Agregado de Distribución (VAD). “Lo que falta en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) es un salto de entre un 15% y un 17%, que se hará en 30 cuotas. En el mediano plazo se irá a un VAD actualizado por variación de precios. El interrogante es si eso será consistente con el tipo de cambio”, reflexionó.

Si en el futuro las cosas salen bien, apuntó Gadano, más allá del tipo de cambio podría proyectarse que el principal componente tarifario de la energía tenderá a abaratarse. “La gente pagará algo más por la distribución, pero un poco menos por el gas natural y la electricidad”, postuló.

Por lo pronto, expuso Dal Poggetto, con la caída en el precio local del gas se generó la posibilidad de subir las tarifas, bajar los subsidios y mantener el cambio en los precios relativos. “Esa es, en definitiva, la condición necesaria para que esto funcione sin que vuele todo por los aires”, enfatizó.

Para conocer de qué manera continuó el intercambio de ideas, pueden visitar el siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

Siete proyectos mineros ya solicitaron su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Cinco son de producción de litio, uno de oro y uno de cobre. El primero aplicó en octubre del año pasado y el último en abril. Hasta el momento el gobierno no aprobó ninguno. EconoJournal se contactó con la Secretaría de Minera para saber cuál era el motivo de la demora, pero no obtuvo respuesta.

El Congreso Nacional aprobó el RIGI como parte de la Ley de Bases el 27 de junio de 2024 y se publicó en el Boletín Oficial el 8 de julio. El gobierno reglamentó el régimen el 23 de agosto a través del decreto 749/2024 y explicitó los procedimientos para su implementación con la resolución 1074/24 del 22 de octubre. A partir de ese momento las empresas quedaron habilitadas para adherir. A su vez, en noviembre de 2024, se modificó la reglamentación del RIGI mediante el decreto 1028/2024, ampliando su alcance para incluir proyectos de ampliación de iniciativas preexistentes.

El artículo 54 del decreto reglamentario 749/24 establece que “la autoridad de aplicación deberá expedirse respecto de la solicitud de adhesión y el plan de inversión en un plazo máximo de 45 días hábiles”, aunque luego aclara que si la autoridad solicita información complementaria o aclaraciones que resulten indispensables para analizar la viabilidad y factibilidad del proyecto el plazo referido queda en suspenso. Hasta ahora no hubo novedades, pese a que ya pasaron casi 7 meses desde la primera presentación.

Proyectos que solicitaron su adhesión

—Galan Lithium Limited presentó su solicitud de adhesión al RIGI en octubre de 2024 para el proyecto de litio Hombre Muerto Oeste que tiene en Catamarca. La inversión estimada es de US$228 millones y el objetivo es producir hasta 20.850 toneladas por año de carbonato de litio equivalente a partir de 2027.  

—Posco Argentina S.A., subsidiaria de la coreana Posco Holdings, solicitó el 30 de octubre de 2024 su adhesión al RIGI por el proyecto de litio Sal de Oro, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, en las provincias de Salta y Catamarca. La Etapa I prevé producir aproximadamente 25.000 toneladas de fosfato de litio por año y la Etapa II 23.000 toneladas de carbonato de litio por año. Las inversiones en activos computables en los términos del RIGI superan los US$ 1000 millones.  

–Minas Argentinas, subsidiaria de Yamana Gold, fue la primera empresa del sector en solicitar su ingreso al RIGI en noviembre pasado para reactivar la mina de oro Gualcamayo en San Juan con una inversión de US$ 1000 millones.

–-McEwen Copper, del grupo canadiense McEwen Mining, presentó en febrero la solicitud de adhesión al RIGI del megaproyecto de cobre Los Azules. El desarrollo de Los Azules implica una inversión estimada de US$ 2.700 millones, de los cuales US$ 227 millones son los que la minera canadiense presentó bajo el RIGI “para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos preliminares a fin de lograr que el proyecto esté listo para iniciar la construcción”.

—Río Tinto presentó formalmente su solicitud de adhesión al RIGI para su proyecto de litio en el Salar del Rincón, ubicado en la provincia de Salta, en febrero de este año. Este proyecto, denominado Rincón Litio, representa una inversión estimada de US$ 2700 millones y tiene como objetivo alcanzar una producción anual de 60.000 toneladas de carbonato de litio grado batería a partir de 2028. La planta se construirá en dos etapas: una inicial de 3.000 toneladas y una expansión posterior de 57.000 toneladas.

— Ganfeng Lithium presentó también su pedido de adhesión al RIGI para su proyecto de litio Mariana, ubicado en el Salar de Llullaillaco, el cual entró en producción en febrero. La inversión es de US$790 millones en una planta con capacidad para producir 20.000 toneladas anuales de cloruro de litio y de US$190 millones en el parque solar.

—Río Tinto presentó formalmente su solicitud de adhesión al RIGI para el proyecto Sal de Vida en abril de 2025. Este emprendimiento ubicado en el Salar del Hombre Muerto en la provincia de Catamarca, contempla una inversión de US$ 638 millones para desarrollar una planta de producción de litio, con una capacidad inicial estimada de 15.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente.

¿Por qué el gobierno no aprobó ningún proyecto?

No hay una explicación oficial sobre el tema, pero especialistas del sector consultados por EconoJournal coincidieron en remarcar que el sector público no cuenta con los recursos humanos necesarios y con la capacitación suficiente para analizar en poco tiempo este tipo de proyectos mineros con impacto económico, social y ambiental. “Hay varios que no quieren ponerle el gancho a algo que no terminan de entender”, remarcó una de las fuentes consultadas.

De acuerdo a la resolución 828/2024 del 3 de septiembre de 2024 el Comité Evaluador de Proyectos RIGI está integrado por el titular de la Vicejefatura de Gabinete Ejecutiva de la Jefatura de Gabinete de Ministros, el titular de la Secretaría de Planeamiento Estratégico Normativo de la Presidencia de la Nación y los titulares de las Secretarías de Coordinación de Energía y Minería, de Producción y de Infraestructura, de Finanzas, de Hacienda y Legal y Administrativa. Son ellos los que deben resolver.

¿Por qué no se presentaron más adhesiones?

Aplicar al RIGI no es sencillo. Más allá de la exigencia mínima de inversión, los proyectos deben tener un grado significativo de avance técnico y legal. Si bien no se exige explícitamente una “factibilidad bancaria”, un estudio técnico, económico y legal lo suficientemente robusto y detallado como para que un banco lo considere apto para financiar, al menos deben estar en etapa de prefactibilidad avanzada, tener estudios técnicos y ambientales sólidos y una serie de permisos clave aprobados o en curso.

Ejecutivos de algunas empresas mineras también han dejado trascender que el RIGI es condición necesaria, pero no suficiente para decidir una inversión. “Con el RIGI no alcanza. El cobre se desarrolla a 5000 metros de altura. Una inversión en Argentina es mucho más compleja que hacerla en Chile. El inversor entre ir a Chile, donde ya tiene la infraestructura, o venir a la Argentina, donde tiene que construir las rutas o su propia línea eléctrica, va a tomar la decisión de irse a un país donde todo eso ya está”, aseguró el martes en el Congreso de IAEF Marcelo Álvarez, Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick.

¿Por qué la mayoría de los proyectos que adhirieron son de litio?

La entrada en producción a partir del inicio de un proyecto de litio es más rápida que en un proyecto minero convencional, como los de oro, cobre o hierro. Esto se debe a menores requisitos de infraestructura, una cadena de procesamiento más simple y condiciones geográficas más favorables. A diferencia de los grandes y complejos proyectos metalíferos, la producción de litio en salares no requiere minería a cielo abierto. En su lugar, se utilizan técnicas como la evaporación solar o, en algunos casos más recientes, la extracción directa, que son más modulares, escalables y con menor intervención sobre el terreno. Esta menor necesidad de movimiento de tierras implica también una carga más liviana en cuanto a permisos y un impacto ambiental inicial considerablemente menor.

Más allá de eso, las propias estrategias empresarias también explican algunas demoras en proyectos avanzados de cobre. Por ejemplo, Josemaría es el proyecto de explotación de cobre con mayor grado de desarrollo. Está ubicado en San Juan, sobre la Cordillera de los Andes, a unos 4230 metros sobre el nivel del mar. El grupo canadiense NGEx Resources comenzó en 2002 con la prospección. En 2019 se fusionó con Lundin Mining, quien tomó el control del desarrollo y al año siguiente presentó un estudio de factibilidad que demostró su viabilidad técnica y económica. En 2022 el gobierno provincial le otorgó la Declaración de Impacto Ambiental y la empresa avanzó con las primeras obras de infraestructura.

A mediados de 2024 el gigante australiano BHP se quedó con la mitad de Josemaría como parte de un acuerdo mayor que incluyó el desembarco conjunto en el proyecto Filo del Sol, y en enero de este año BHP y Lundin concretaron la conformación de la empresa conjunta Vicuña Corp., la que avanzará con el desarrollo de los proyectos Josemaría y Filo del Sol. La creación de Vicuña Corp. busca optimizar recursos y potenciar la sinergia entre ambos proyectos, pero en los hechos esa unión demoró la adhesión al RIGI porque ahora la presentación no se va a hacer por Josemaría, presentación que probablemente ya se hubiera hecho, sino por Vicuña, que también incluye a Filo del Sol.

Jack Lundin, presidente y director ejecutivo la minera canadiense Lundin anunció el pasado 4 de mayo que “Filo del Sol ha sido uno de los descubrimientos de yacimientos más significativos de los últimos 30 años”. Algún desprevenido podría creer luego de escuchar ese anuncio que Argentina está liderando la producción de cobre, pero lo cierto es que el país prácticamente no produce ese mineral, más allá de alguna cantidad marginal generada como subproducto de proyectos polimetálicos.

, Fernando Krakowiak

El Ministerio de Economía no realizó los pagos a distribuidoras y subdistribuidoras correspondientes a enero y febrero del Régimen de Zona Fría, el esquema que subsidia hasta el 50% de las facturas de gas natural para usuarios ubicados en áreas de bajas temperaturas. Según pudo confirmar EconoJournal de distintas fuentes privadas, el martes pasado el Palacio de Hacienda recién saldó el 30% que todavía les debía a las empresas por los meses de noviembre y diciembre del año pasado.

Los pagos de enero (que se abonan en marzo) y febrero (en abril) todavía no se realizaron, según destacaron fuentes de una distribuidora de gas. Incluso a fines de mayo el gobierno debería saldar el pago por Zona Fría correspondiente a marzo.

Las subdistribuidoras de gas que operan en localidades pequeñas reclaman por los primeros cuatro meses del año porque, según afirman, ya completaron todos los trámites para que el Palacio de Hacienda habilite los giros. Estimaciones del sector indican que la deuda acumulada sólo del primer bimestre del año por el esquema de Zona Fría sería de alrededor de $ 70.000 millones.

Tanto en distribuidoras como en subdistribuidoras advirtieron que en el sector «hay preocupación porque estamos muy cerca del invierno«, que es cuando las facturas de gas son más grandes porque aumenta el consumo.

La deuda del Ministerio de Economía con todo el segmento incluye a las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Cuyana, Ecogas, Gasnor, Litoral Gas y a más de 40 subdistribuidoras del país.

Fuentes de subdistribuidoras consultadas por EconoJournal afirmaron que “en lo que va del año no se realizaron los pagos porque no alcanza la plata del fondo fiduciario”. Y agregaron que “el año pasado aumentó considerablemente el cargo fijo en las facturas y se redujo el peso del cargo variable. El recargo de 6% para financiar al régimen es sobre el precio del PIST, que recae en el cargo variable. El incremento del peso del cargo fijo en la factura final generó que el fondo fiduciario del régimen de Zona Fría recaude menos”.

EconoJournal accedió a una carta que le envió un grupo de subdistribuidoras asociadas al ISGA (Instituto Subdistribuidores de Gas de la Argentina) a Carlos Casares, interventor del Enargas, donde advierten que la deuda por Zona Fría les genera serios problemas financieros. “En el devenir transcurrido desde su implementación hasta el presente, los subdistribuidores asociados al ISGA hemos experimentado situaciones dispares en la cobranza de dichas deudas, pudiendo afirmar genéricamente que el cobro de parte del Fideicomiso respecto del vencimiento de la fecha factura original de las respectivas liquidaciones de servicios, alcanzó una demora de aproximadamente 45 o más días corridos”, afirma la carta.

Y concluye: “llevamos a su conocimiento que la deuda corriente del Fideicomiso alcanza a cuatro meses, siendo la última percepción cobrada la correspondiente al subsidio del mes de diciembre 2024”.

Régimen desvirtuado

El Régimen de Zona Fría, creado en 2002, abarcaba a 850.000 hogares y se autofinanciaba a partir de un recargo de 4,46% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que pagaban el resto de los usuarios del país. Pero en 2021, el gobierno de Alberto Fernández amplió el régimen a 4 millones de beneficiarios. En los hechos, la mitad de los usuarios del servicio de gas natural del país pasaron a recibir el subsidio.

Los 4 millones de hogares beneficiados obtienen descuentos de 30% sobre la factura final, pudiendo llegar al 50% si son jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes.  

La ley 27.637 que habilitó la ampliación fue impulsada por el cristinismo. Para financiar la fuerte incorporación de usuarios al régimen se aumentó el recargo a 5,4%, pero -incluso así- no fue suficiente para que se autofinancie. En abril el gobierno de Javier Milei lo llevó a 6%. Fuentes oficiales estiman que el recargo en las facturas debería aumentar a 10% para que el régimen de Zona Fría se autofinancie.

Lo cierto es que el esquema nunca se pudo financiar solamente con los fondos del recargo y siempre necesitó de aportes del Tesoro. Con la ampliación de 2021, el régimen de Zona Fría quedó totalmente desvirtuado y, como consecuencia, el Estado tuvo que realizar cada vez más aportes para cubrir la diferencia.

Ampliación y aportes del Tesoro

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, conocido como Fondo Patagónico, fue creado por la ley 25.565, ley de Presupuesto 2002, con la intención de compensar las tarifas de gas natural de la región patagónica y el departamento mendocino de Malargüe. Al año siguiente se sumó la región de la Puna. Además, subsidia la venta de cilindros, garrafas de GLP y gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.

Lo recaudado a través del recargo del 6% sobre el precio del gas va al fondo fiduciario, que –a su vez- cubre los reintegros a las distribuidoras que adquirieron el gas pero aplicaron los descuentos por Zona Fría a sus usuarios.

Subsidios

El esquema alcanzaba a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias, incluyendo a la Patagonia, la Puna y Malargüe. La ley 27.637 de 2021 impulsada por el cristinismo amplió el régimen en 3,1 millones de beneficiarios. De este modo, los subsidios pasaron a abarcar 230 departamentos de 14 provincias.

En rigor, la ampliación desvirtuó el sentido original del Régimen de Zona Fría expresada en la Ley 25.565 para beneficiar a los hogares de la Patagonia. En la actualidad, por ejemplo, un hogar de bajos recursos del Gran Buenos Aires abona el recargo de 6% para financiar el subsidio por Zona Fría que recibe un usuario de altos ingresos de San Luis o del sur de Córdoba y Santa Fe.

Además, según un estudio realizado por la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, la ampliación del régimen de Zona Fría generó un efecto no deseado ya que el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema en 2021, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.

, Roberto Bellato

La petrolera Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con una participación minoritaria de Integra Holding, comunicó este miércoles a última hora que dejó sin efecto el acuerdo alcanzado en mayo de 2024 con Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, para desarrollar en forma conjunta cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por las provincias de Neuquén y Río Negro.

Unas horas antes, hacia el final de la tarde de ayer, Geopark había publicado un comunicado en la misma dirección: “Geopark anuncia hoy (por ayer) que Phoenix Global Resources, contraparte de la transacción mediante la cual Geopark acordó adquirir una participación no operada en cuatro bloques no convencionales en Vaca Muerta, ha decidido rescindir el acuerdo. En consecuencia, Geopark no completará la adquisición”, indicó.

Qué decía el acuerdo

El contrato entre las empresas firmado en mayo de 2024 incluía una cláusula que habilitada a cualquiera de las dos compañías a retirarse del entendimiento si las provincias de Neuquén y Río Negro, en su carácter de autoridad de aplicación de la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta, no avalaban formalmente —en el transcurso de un año— el ingreso de Geopark como accionista de un 45% en los bloques Mata Mora Norte y Mata Mora Sur, que se extienden en el territorio de la primera, y del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en la segunda provincia. Ese plazo expiró esta semana. Río Negro autorizó la operación en sus dos áreas, pero Neuquén nunca homologó el cambio de la composición accionaria en sus dos bloques.

En 2021, Phoenix había obtenido las concesiones de Mata Mora Norte y Mata Mora Sur con una participación del 90%, mientras que el 10% restante había quedado en manos de la petrolera neuquina GYP.

Cuando se firmó el acuerdo, GeoPark se había comprometido a pagar US$ 190 millones por un total de 122.315 acres brutos (58.402 acres netos). Además, la empresa tenía previsto financiar el 100% de los compromisos exploratorios por hasta US$ 113 millones brutos (57 millones de acarreos netos) en un plazo de dos años.

De los US$ 190 millones, Geopark llegó a desembolsar US$ 45 millones que ahora Phoenix deberá devolverle, mientras que de los US$113 millones previstos en inversión en obras Geopark prácticamente no desembolsó nada porque como la aprobación del acuerdo por parte de Neuquén se fue demorando decidieron esperar a ver qué pasaba.  

Inversiones

Phoenix informó que continuará con su plan de inversiones en Vaca Muerta estimado en US$ 2.000 millones para los próximos cinco años, financiado íntegramente por la petrolera. Fuentes de Phoenix señalaron a EconoJournal que “no corre en peligro ninguna inversión”. Por el contrario, afirmaron que el programa de inversiones desarrollado hasta el momento había sido respaldado por Mercuria Energy.

“El plan de inversiones incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 mil barriles diarios (kbbl/d) que se pondrá en marcha en mayo de 2026. La construcción de la planta, que fue adjudicada a una empresa neuquina, y se está llevando a cabo en el yacimiento Mata Mora Norte, atenderá el hub no convencional de la compañía y contará con más de 200 trabajadores directos e indirectos”, informaron.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, aumentó levemente este miércoles los combustibles. En el caso del gasoil, la suba fue de 0,4% y en las naftas el incremento fue de 0,2% en promedio en todo el país. Según dejaron trascender desde la compañía, el movimiento en los surtidores se debe a que la Secretaría de Energía autorizó este martes un incremento de los precios regulados de los biocombustibles que se mezclan con las naftas y el gasoil en el mercado local. El 1° de mayo YPF había bajado el precio de los combustibles un 4% en promedio.

La cartera energética, a cargo de María Tettamanti, publicó este martes en el Boletín Oficial la resolución 196 donde autorizó una suba del 5% en el biodiesel, un producto que por la ley 27.640 se mezcla en un 7,5% con el gasoil. Por su parte, la resolución 195 fijó una suba de 2% para el bioetanol de maíz y también para el elaborado con caña de azúcar, que se mezclan en un 12% (en partes iguales) con las naftas.  

Desde YPF señalaron que los incrementos de los biocombustibles “fueron trasladados proporcionalmente al precio de los combustibles en el surtidor. La actualización representa un 0,2% en naftas y 0,4% en gasoil -entre 2 y 3 pesos en promedio-“.

Además, indicaron que “YPF renueva su compromiso de mantener un acuerdo honesto con los consumidores, que se basa en el monitoreo continuo de las principales variables que componen el precio de nuestro producto: precio internacional del petróleo, tipo de cambio, impuestos a los combustibles y biocombustibles”.

Bios

La Secretaría de Energía estableció los nuevos valores de adquisición de los biocombustibles para el mes de mayo. En el caso del biodiesel, que se produce a base de aceite de soja, el precio subió 5% y saltó de $ 1.192.226 a $ 1.251.837 por cada tonelada.

Para el bioetanol de maíz el precio se incrementó 2% al incrementarse de $ 708,2 a $ 722,3 por litro. Por su parte, el etanol producido a base de caña en los ingenios del Noroeste Argentino el precio subió de $ 772,7 a $ 788,1 por cada litro.

Biodiesel

Según una nota que le envió la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) a la secretaría de Energía, María Tettamanti, que analiza el movimiento del biodiesel de los últimos 10 meses, el precio regulado del biodiesel tuvo una diferencia con el que debería haber aumentado según la fórmula establecida por ley.

En rigor, la nota destaca que el sector tuvo “un perjuicio de $ 68.000 millones” entre julio de 2024 y abril de 2025 por la diferencia ente el precio que debería haberse fijado por ley y lo que efectivamente la cartera energética autorizó en el período de 10 meses analizado. Cepreb envió la nota el 7 de mayo, antes de la suba de 5% que autorizó el gobierno sobre el precio del biodiesel. Sin embargo, fuentes de la entidad indicaron que todavía el precio está atrasado.

, Roberto Bellato

Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en el país, presentó los resultados que obtuvo en el primer trimestre del año ante inversores. Además, dio a conocer su plan para desarrollar obras de infraestructura a fin de aprovechar sus reservas de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda. Frente a este escenario, la firma comunicó que lleva invertidos 160 millones de dólares, un 40% más que el desembolso realizado en el mismo período del año anterior.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó: “El desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de US$800 millones para 2025 y una cifra similar en 2026, la mayor en un solo proyecto en la historia de Pampa Energía”.

Rincón de Aranda

Pampa está ejecutando la primera etapa de ese proyecto y ya conectó cuatro pozos para alcanzar los 6.000 barriles por día en ese bloque que presenta un gran potencial productivo.

Durante el primer trimestre, la compañía concentró sus inversiones en el desarrollo de una planta de tratamiento de crudo, un oleoducto y un gasoducto de evacuación.

Proyección

Desde la empresa adelantaron que en los próximos meses conectarán otros 24 pozos para alcanzar una producción de 20.000 barriles por día y proyectan alcanzar los 45.000 barriles para 2027.

Expansión

A la vez, desde Pampa siguen apostando al crecimiento y a la integración regional. Esto es así ya que la semana pasada, la firma inició exportaciones de gas natural en condición firme a la región de Biobío en Chile a través del Gasoducto del Pacífico.

Ese recurso que llega al mercado chileno proviene yacimiento Sierra Chata en Vaca Muerta, que en la actualidad produce cinco millones de metros cúbicos por día y cuenta con los recursos necesarios para abastecer la demanda industrial actual y futura de la región.

, Redaccion EconoJournal

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) firmará esta semana con la empresa canadiense Candu Energy un acuerdo para reactivar la Planta Industrial de Agua Pesada en Neuquén. Se trata de un memorando de entendimiento (MoU) en el que la contraparte canadiense asegurará el financiamiento para reactivar la planta, según pudo confirmar EconoJournal de distintas fuentes.

El memorando establece algunos lineamientos generales de una negociación que avanzará en los próximos meses para arribar a contratos definitivos. La planta es propiedad de CNEA y está operada por la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), una sociedad conformada entre la CNEA y la provincia de Neuquén, que tiene la mayoría accionaria.

Según el acuerdo que las partes suscribirán el jueves en Buenos Aires, Candu Energy se compromete a conseguir el financiamiento para reactivar la planta, que por su capacidad de producción es la más grande del planeta y es única en América. A cambio, la CNEA pagará con la producción y entrega del agua pesada.

La PIAP tiene una capacidad nominal para producir 200 toneladas de agua pesada por año, distribuida en dos líneas de producción de 100 toneladas cada una. No esta definido aún si la intención es reactivar una sola linea o toda la producción.

«Las líneas comparten equipos en ciertas etapas del proceso. Cada línea tiene una capacidad de diseño de 100 toneladas año, lo que te da 200 en total. Sin embargo, se toma un valor de 80 toneladas anuales por línea en función de los datos históricos de producción real«, apuntó una fuente conocedora del sector.

Demanda de agua pesada

Ubicada en la localidad de Arroyito, sobre el margen izquierdo del Río Limay, la PIAP dejó de operar en 2017 y se encuentra desde entonces en estado de conservación mínima por falta de demanda doméstica e internacional. Sin embargo, Candu Energy proyecta que se necesitarán miles de toneladas de agua pesada si en Canadá se avanza en la construcción de nuevas centrales de diseño CANDU.

El agua pesada es el nombre coloquial del óxido de deuterio. Los reactores CANDU utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante.

Como este insumo prácticamente no se agota durante la vida útil de la central nuclear y las empresas operadoras suelen tener algún stock de agua pesada en caso de pérdidas marginales, la demanda suele estar atada a la aparición de nuevos proyectos nucleares.

En paralelo, la industria electrónica también será otra fuente de demanda de óxido de deuterio. Los mercados que demandan deuterio para usos no nucleares incluyen la fabricación de semiconductores, pantallas OLED y fibra óptica, así como los sectores de ciencias biológicas y ambientales.

Los planes de Candu

Candu Energy, la compañía canadiense dueña de los derechos comerciales de la tecnología CANDU y que forma parte del holding Atkins Realis, esta avanzando en el diseño de un reactor de 1000 MW de potencia, el CANDU Monark.

Como cada reactor Monark demandaría 1000 toneladas de agua pesada, la empresa busca asegurar la provisión del producto en caso de que se construyan reactores de este tipo. La provincia de Ontario proyecta que necesitaría 18.000 MW de energía nuclear para cumplir con los objetivos canadienses de descarbonización.

El problema es que hoy no existen fuentes de producción de agua pesada a la escala industrial necesaria para un relanzamiento de la línea CANDU. Las plantas productoras que existían en Canadá fueron discontinuadas y utilizaban una tecnología considerada por la empresa como muy poco competitiva. En el plano internacional, la India es la principal productora de agua pesada del mundo, pero la empresa canadiense busca alternativas.

Es en esa ecuación en la que se inscribe el interés de Candu Energy en reactivar la PIAP, cristalizado en una visita al país que realizó el año pasado el CEO y presidente de la compañía, Gary Rose. «La tecnología de agua pesada que teníamos en Ontario no estaba a la altura de los estándares modernos. La planta argentina sí lo está. Por lo tanto, necesitamos determinar cómo puedo suministrar suficiente agua pesada para una flota de nuevos CANDU», explicó Rose en una entrevista exclusiva brindada a EconoJournal.

, Nicolás Deza

El desarrollo sostenido de Vaca Muerta ha generado una creciente demanda de mano de obra calificada en tareas técnicas críticas. Esta situación puso en evidencia ciertos cuellos de botella, particularmente en lo que respecta a la profesionalización y certificación de los operarios. Frente a este escenario, surge la necesidad de implementar mecanismos formales que garanticen estándares de calidad, seguridad y eficiencia en el trabajo, reduciendo los márgenes de error y mejorando la competitividad del recurso humano. En este contexto, el Esquema 3CHA desarrollado por SIIS Ingeniería, en colaboración con profesionales y técnicos del sector Oil&Gas, se presenta como una innovación clave. Se trata de un sistema técnico de calificación, capacitación y certificación de habilidades en abrasión, alineado con normativas nacionales e internacionales como IRAM, ISO y ANSI.

Su objetivo se centra en asegurar la trazabilidad de competencias laborales y mejorar la calidad de las tareas abrasivas, que son fundamentales en la cadena de valor del Oil& Gas, además de brindar respuestas concretas a las exigencias crecientes de las operadoras, al profesionalizar tareas que impactan directamente en la confiabilidad y seguridad de los equipos. Incluye una serie de procedimientos codificados que regulan la formación, evaluación, certificación y auditoría.

En diálogo con EconoJournal, Daniel Bravo, CEO de SIIS Ingeniería y autor técnico principal del Esquema 3CHA, aseguró que la implementación de este esquema ya ha comenzado a mostrar resultados positivos en empresas contratistas con beneficios tangibles como la disminución de accidentes, la reducción de trabajos y una mayor eficiencia operativa. Además, adelantó que la iniciativa apunta a convertirse en un estándar de referencia dentro del sector, con proyección nacional e internacional.

Esta nueva iniciativa técnica se vincula a la necesidad de responder a la demanda de mano de obra calificada para sostener el crecimiento de Vaca Muerta que, en la actualidad, se presenta como uno de los cuellos de botella que aquejan al sector. ¿Cuál es el aporte que podrían realizar a la industria desde esta iniciativa?

–El esquema 3CHA de SIIS representa un avance inédito en la profesionalización de tareas críticas dentro del sector Oil&Gas. Aporta una estructura formal para la capacitación, calificación y certificación de habilidades en abrasión, alineada con normas nacionales (IRAM) e internacionales (ISO, ANSI, OSHMA).  Este enfoque sistemático permite estandarizar criterios de calidad, mejorar la seguridad y brindar trazabilidad documental de las competencias laborales. De este modo elevamos la competencia del personal, aportando mayor confiabilidad operativa y calidad en los trabajos del sector.

¿En qué consistió el proceso de desarrollo de este proyecto que busca acompañar el desarrollo de la industria?

–El Esquema 3CHA surge como respuesta a una necesidad concreta detectada en el sector: empresas contratistas requerían certificar las competencias de sus operarios ante exigencias crecientes de las operadoras (YPF, Vista, etc.), especialmente en tareas abrasivas de campo y taller. Para dar solución a esta demanda, SIIS junto a profesionales experimentados de la industria, desarrollaron un sistema integral de calificación compuesto por una serie de procedimientos, todos ellos alineados con normas nacionales e internacionales como ISO 9001, IRAM/IAS e ISO/IEC 17024.

Este enfoque permitió estandarizar criterios de evaluación, establecer condiciones objetivas de prueba y generar un proceso transparente de certificación con plena trazabilidad técnica y documental.

¿Por qué resulta clave calificar a los operadores de la industria en abrasión? ¿Cuál es el impacto para el sector y el agregado de valor?

–Calificar operadores en abrasión es clave porque reduce fallas mecánicas, accidentes y tiempos de parada. En industrias como Oil&Gas, donde la precisión y seguridad son esenciales, una mala ejecución de tareas como desbaste, corte o arenado compromete la integridad estructural de componentes. La certificación bajo el Esquema 3CHA garantiza que el operador cumpla con exigencias técnicas, lo que eleva el valor agregado del recurso humano.

En la calificación se evalúa el desempeño bajo criterios estrictos: se comprueba que el operario aplique correctamente los Elementos de Protección Personal (EPP), respete los procedimientos y alcance la calidad requerida en el acabado brindándole herramientas para que compruebe él mismo su trabajo, previo a cualquier inspección de la empresa que lo contrata o de tercera parte. Esto agrega valor al sector al profesionalizar la mano de obra, eleva la confianza en los resultados y minimiza retrabajos o riesgos operativos.

¿Cuál es la importancia de las tareas de abrasión en la industria del gas y petróleo?

–Las tareas de abrasión (corte, desbaste, cepillado, arenado, etc.) son fundamentales en gas y petróleo porque preparan las superficies para soldadura, pintura, recubrimientos o reparaciones, manteniendo así la integridad mecánica de los equipos.  Se usan en líneas de piping en plantas, ductos (como el GPNK o el futuro Vaca Muerta Sur), en fabricación de estructuras, y casi en la totalidad de equipos metálicos. Realizar correctamente estas tareas evita problemáticas raíz en procesos posteriores.  En resumen, la calidad de la abrasión influye directamente en la confiabilidad de instalaciones y equipos del sector, por lo que su importancia es estratégica.

, Loana Tejero

El precio del barril de crudo Brent reaccionó al alza este lunes en respuesta al anuncio de una tregua temporal en la guerra de aranceles entre los Estados Unidos y China. Un eventual desescalamiento en la guerra comercial entre las potencias ayudaría a ponerle un piso a la caída de los precios internacionales del petróleo, afectados también por los movimientos de oferta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

El Brent llegó a tocar este lunes los 66 dólares por barril, un alza cercana al 4% con respecto al viernes. Al cierre de esta nota modera esa suba y cotiza a US$ 65,11.

El aumento en la cotización llega luego de una semana en la que los precios amenazaron con perforar los 60 dólares por barril. El Brent tocó el cinco de mayo un precio de US$ 60,23 por barril.

El precio del barril acompañó la reacción alcista en las principales bolsas del mundo, motivadas por una señal de una posible desescalada en la guerra comercial entre EE.UU. y China.

Pausa arancelaria

El gobierno de Donald Trump anunció que acordaron con el gobierno chino suspender por 90 días los aranceles que cada país dispuso contra el otro luego del «Liberation Day». EE.UU. dispuso en ese momento un arancel general mínimo a las importaciones de 10% y aranceles especiales según cada país. En el caso de China, llegó a ser del 125% y el gobierno de Xi Jinping respondió con una medida similar.

Las partes acordaron que EE.UU. dejará los aranceles a las importaciones desde China en un 30% y que China aplicará un 10% sobre las importaciones desde EE.UU. por un período de 90 días. El 30% de EE.UU. surge de la sumatoria del arancel general de 10% y el de 20% que le aplicó por el ingreso de fentalino chino.

El secretario del Tesoro, Scott Bessent, dijo que el acuerdo comercial alcanzado durante el fin de semana representa un avance en el desacople “estratégico” de los EE.UU. respecto de China.

“No queremos una desvinculación generalizada de China”, declaró Bessent en una entrevista en CNBC. “Pero lo que sí queremos es una desvinculación para cubrir las necesidades estratégicas, algo que no pudimos conseguir durante la COVID-19 y nos dimos cuenta de que las cadenas de suministro eficientes no eran resilientes”, añadió.

Movimientos de la OPEP+

La pausa en la guerra arancelaria supone un alivio para los precios del crudo, castigados por los cálculos negativos del impacto de los aranceles sobre la actividad económica global y, subsecuentemente, en la demanda de combustibles. Otro factor que castiga los precios esta impulsado por la creciente oferta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y Aliados (OPEP+).

La OPEP+ había anunciado en marzo el desarme de los recortes voluntarios de producción de crudo, lo que implicaba que agregaría 135.000 barriles diarios más de producción a partir de mayo. Pero un mes después anunció que acelerará ese desarme, produciendo 411.000 barriles diarios más a partir de mayo.

Analistas de la industria destacaron el impacto de tuvo esa revisión al alza en la oferta de la OPEP+ sobre los precios internacionales. «Por el lado de la demanda pegó el Liberation Day, pero centralmente hubo una decisión de OPEP ampliado de bajar las restricciones de producción«, analizó el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo, en la última emisión de Dínamo en EconoJournal.

«Hay una disputa hacia dentro de OPEP ampliado porque varios de los países miembros no estaban cumpliendo con los recortes de producción. Si OPEP ampliado se logra reordenar en el mediano plazo deberíamos volver a precios del crudo relativamente altos. Entre 2022 y 2024 el crudo Brent a nivel internacional estuvo en torno a los 87 dólares, pero se viene un período de unos meses largos de un precio del crudo estructuralmente más bajo», añadió el consultor.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía tiene prácticamente listo el pliego licitatorio para avanzar con la re-privatización de las cinco represas hidroeléctricas del Comahue, uno de los mayores pulmones energéticos del país. El documento debía publicarse oficialmente la semana pasada, pero se demoró unos días para cerrar una última cuestión, no menor.

Si bien las provincias donde están emplazadas las centrales hidroeléctricas —Neuquén y Río Negro— no participaron activamente de la redacción del pliego ni del diseño del modelo de negocios sobre el que serán re-concesionados los activos, a mediados de abril el Gobierno nacional abrió un espacio de negociación con los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck con la intención de facilitar políticamente el proceso de privatización. En las Legislaturas de ambas provincias existen proyectos de Ley presentados que podrían entorpecer o afectar el concurso público que se pondrá en marcha en las próximas semanas. El más polémico es el que propone gravar el uso del agua con un canon hídrico.

Para despejar el terreno político y desactivar cualquier riesgos regulatorio vinculado a la re-privatización, funcionarios del área energética del gobierno negocian con sus pares de Neuquén y Río Negro un esquema diferencial por medio del cual las provincias podrán cobrar en ‘especie’ las regalías hidroeléctricas que les corresponden, que están fijadas en un 12% del precio de venta de la energía generada en las represas del Comahue. Así lo aseguraron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.

El complejo hidroeléctrico está conformados por Piedra del Águila, El Chocón y Arroyito (que conforman un tándem), Alicurá y Planicie Banderita. En conjunto, las centrales aportan 4.107 megawatt (MW) de potencia, un 13% del parque de generación total de la Argentina. Las concesiones de las cinco centrales de generación —privatizadas por primera vez en los ’90— expiró en el segundo semestre de 2024.

El marco legal estableció que las represas debían revertirse al Estado nacional, que es el titular de los activos porque fue quien costeó su construcción entre 1965 y 1990 y quien manejará la licitación para re-privatizarlas. Sin embargo, las provincias son las dueñas del recurso hídrico y tienen algunas facultades regulatorias sobre las represas, por lo que es clave que avalen políticamente la iniciativa diseñada por la Casa Rosada.

Planteo lógico

El planteo de las dos gobernaciones es que las provincias se verá perjudicadas por el modelo de negocios elegido por Nación para re-privartizar las centrales hidroeléctricas, que fue adelantado por este medio hace dos semanas y, a groso modo, establecerá un precio mucho más bajo para la energía producida en complejo hidroeléctrico de la Patagonia —cerca de 15 dólares por megawatt por hora (MWh)— en lugar de permitir que la energía se comercialice a precio libre de mercado, que hoy ronda los 60 US$/MWh.

Al fijar de manera discrecional un valor inferior para la energía hidroeléctrica del Comahue, la recaudación de las provincias por regalías también irá a la baja. Por eso, en un primer intento, los gobernadores de Neuquén y Río Negro plantearon al Ministerio de Economía que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, que las distribuidoras provinciales —EPEN, Calf, Edhesa y la Cooperativa de Bariloche— estaban dispuestas a comprar toda la energía eléctrica que se consume en las dos provincias —en el pico unos 700 MW— al precio diferencial de 15 dólares que fijó Nación.

El gobierno nacional descartó esa posibilidad por dos motivos: en primer lugar, porque indirectamente hubiese encarecido el costo medio de la generación de electricidad a nivel nacional porque habría obligado a despachar centrales térmicas más onerosas para cubrir la demanda eléctrica que hoy se despacha con energía de las represas, que aportan electricidad para abastecer al bloque base del consumo. Y en segundo lugar, porque desde la óptica de Nación hubiese establecido un antecedente peligroso a futuro, porque después de la negociación con el Comahue vendrá el proceso de privatización de Los Nihuiles con Mendoza y otros activos energéticos en otras provincias.

Regalías en especie

El segundo planteo de los gobernadores de Neuquén y Río Negro, que mantienen una excelente relación tanto política como personalmente, apuntó a que las provincias puedan cobrar en especie las regalías hidroeléctricas que les corresponden. Es muy probable que finalmente se avance por esa alternativa, aunque con una serie de condicionantes.

Según indicaron las fuentes consultadas, el gobierno de Javier Milei contrapropuso que las provincias puedan cobrar en especie las regalías hidroeléctricas, pero sólo hasta un 30% de la energía eléctrica que les correspondería. Para defender su posición, Nación se apoyó en una regulación dictada durante la administración de Cristina Kirchner que fijó ese tope porcentual en respuesta a un planteo de Jorge Sapag, entonces mandatario de Neuquén, quien frente al congelamiento durante más de una década del precio del gas en boca de pozo (como consecuencia del congelamiento de las tarifas residenciales) pidió cobrar en especie las regalías gasíferas, que van del 12% al 15%.

En esos años, la Argentina importaba gas natural desde Bolivia a un costo cercano a los US$ 8 por millón de BTU y pagaba hasta 15 dólares por el GNL que traía por barco, mientras que a Neuquén le reconocía sólo 90 centavos de dólar por el gas que producía Loma La Lata, por entonces el mayor yacimiento de gas del país. Frente a ese reclamo, la administración kirchnerista sólo habilitó que se pueda cobrar regalías en especie por un 30% del total. El 70% restante debía cobrarse en pesos.

Tarifa Comahue

“Neuquén y Río Negro necesitan llevarse algo de la negociación y es lógico que así sea porque el proceso de reprivatización no cierre si las provincias no lo avalan políticamente (de hecho, Neuquén es titular de un 30% del paquete accionario de El Chocón y también es accionista de Central Puerto, titular de Piedra del Águila). Quizás en lugar de cobrar regalías en especie por un 30% las provincias puedan terminar percibiendo un porcentaje un poco más alto”, explicó un alto directivo del sector eléctrico, bajo reserva de nombre.

“El pedido es muy importante para las provincias porque, de conseguirlo, podrían financiar una ‘Tarifa eléctrica del Comahue’ más baja que en el resto del país. Ese es un planteo que con mayor o menor visibilidad está presente desde hace tiempo en Neuquén”, complementó el gerente general de otra empresa eléctrica.

, Nicolas Gandini

La cotización internacional del petróleo registró en las últimas semanas una marcada caída generando inquietud en los mercados y entre los principales países productores. Los vaivenes registrados en el precio del Brent estuvieron vinculados a la guerra comercial entre Estados Unidos y China por los aranceles impuestos por el gobierno de Donald Trump, pero también responden a otros factores como la decisión de la OPEP+ de incrementar significativamente los volúmenes de producción debido a que varios de los países miembros no estaban cumpliendo con los recortes de producción pautados. En el quinto episodio de Dínamo, una propuesta audiovisual de EconoJournal, el director de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, aseguró que “por cada cinco dólares que caiga el precio del crudo a nivel local e internacional, el sector pierde, en términos reales, aproximadamente 1.400 millones de dólares en su flujo de caja”.

En 2024, el petróleo Medanito se vendió en el mercado de exportación entre US$ 70 y US$ 75 por barril, pero si este año cae a un valor entre US$ 60 y US$ 62, es decir, una diferencia de 10 dólares, implicaría una caída de US$ 2.800 millones de dólares en la recaudación de las petroleras.

Impacto e inversión en Vaca Muerta

El economista planteó que el nivel de inversión proyectado por las empresas para 2025 e informado a la Secretaría de Energía estaba en torno a los US$ 11.000 millones de dólares.

No obstante, con una caída del crudo cercana a los 5 o 10 dólares, el flujo de caja disponible por parte de las empresas será más chico, por lo tanto, también lo serán las inversiones destinadas a impulsar el desarrollo de la formación no convencional.

Esto es así ya que, ante la imposibilidad de las productoras de girar dividendos, sumado al cepo cambiario, las petroleras reinvertían el capital lo que provocaba como consecuencia que el negocio de Vaca Muerta crezca. Por lo tanto, al caer el precio del crudo, las productoras dejaron de recaudar una parte importante de ese capital. En la actualidad, con las medidas impulsadas con el gobierno, las empresas podrán sacar dólares de la Argentina, pero el gobierno recién lo autorizó para el balance de 2025, que se va a liquidar en 2026.

Es por esto que el titular de Economía y Energía indicó: “Esto se compensa con mayor nivel de financiamiento externo o con endeudamiento, en un contexto internacional complejo, o va a redundar en una caída en el nivel de actividad”.

Además, precisó que “veníamos creciendo al 25%, por lo que ahora se va a ralentizar la tasa de expansión, y en el peor de los casos de la producción hidrocarburífera y de Vaca Muerta en general. Yo no veo un gran problema, pero la caída en los precios internacionales sí va a tener un impacto”.

, Loana Tejero

El informe mensual, confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) reflejó que durante marzo de 2025 la producción del sector mostró un aumento del 3% respecto al mes anterior, impulsado por planificaciones de fabricación previamente establecidas. Sin embargo, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observan caídas en todos los subsectores. Esta tendencia negativa también se replica en el acumulado del primer trimestre.

En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® registró una disminución del 1% en términos mensuales, con bajas generalizadas excepto en el subsector de finales agroquímicos. En la comparación interanual, todos los segmentos presentaron retrocesos, alcanzando una caída del 26%, mientras que el acumulado del año marca un descenso del 20%.

Por su parte, las exportaciones del sector sufrieron una significativa caída del 43% respecto de febrero 2025. También se registraron bajas tanto interanualmente, como en el acumulado del año, que presentó una contracción del 49 por ciento.

Pequeña y mediana industria

En cuanto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el informe de la CIQyP® señaló que en marzo la producción creció en sus tres variables: un 8% respecto al mes anterior, 8% anual y 3% en el acumulado del año. Por su parte, las ventas locales disminuyeron en sus tres indicadores; mientras que las exportaciones descendieron un 5% en marzo, aunque mantuvieron una suba interanual y acumulada del 57%, en cada caso.

Durante marzo de 2025, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 5,92% inferior al mismo mes del año anterior, con descenso del 3,15% en las importaciones, mientras que las exportaciones crecieron un 0,88%.

En cuanto al uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta registró que durante marzo de 2025 tuvo un uso promedio del 43% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante marzo 2025, fueron de 230 millones de dólares, acumulando un total de USD 764.503,44.- millones en el primer trimestre del año.

“La dinámica del sector químico-petroquímico de la Argentina, sigue la tendencia de la industria en general, en el mes de referencia del informe vemos que las ventas locales cayeron, pero la producción tuvo una leve mejora por recupero de inventarios. El sector espera que la consolidación de la estabilidad macroeconómica y el potencial incremento del PBI ayude a incrementar la demanda de productos químicos-petroquímicos en lo que resta del año”,  señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

Gustavo Rossi , fundador y CEO de Duralitte y Duxaoil, dos empresas argentinas que operan desde Estados Unidos, conversó con EconoJournal en la Offshore Technology Conference y afirmó que Vaca Muerta está en la agenda de Estados Unidos, pero compite con otros mercados más estables y más visibles, lo que requiere que constancia y esfuerzo del empresariado local. Además, se refirió a la estructura de costos en Argentina y afirmó que la carga a impositiva hoy representa un 45%: “Las empresas tienen que ajustar sus márgenes”, ponderó.

La empresa Durallite se instaló en 2004 en Estados Unidos y desde hace 16 años se muestra en la OTC de Houston: “Antes estábamos en una carpa afuera muriéndonos de calor”, recuerda Rossi desde el pabellón que ahora luce en la edición 2025 de la OTC.

Allí ilustró cómo esa presencia constante le dio la posibilidad de instalarse en el mercado estadounidense a pura perseverancia. Hoy su compañía es una de los principales auspiciantes de la OTC -la feria que es reconocida como una de las más importantes para la industria petrolera- y fue la que motorizó que Argentina contara con un espacio notablemente visible por primera vez y estratégicamente ubicado lejos del de Brasil para acaparar más atención. Quienes entraban a la feria podían ver el cartel de Argentina destacándose desde cualquier punto. 

En este contexto, Rossi afirmó que las compañías argentinas deben entender que instalarse en el mercado estadounidense es un trabajo de muchos años y afirmó que para Estados Unidos “hay muchas prioridades. Vaca Muerta está en la agenda, pero el argentino piensa que todo el mundo nos está mirando y no es así. Nosotros tenemos que salir a vendernos y eso se hace estando acá, generando atracción, dinámica y credibilidad”. 

En esa línea, el pabellón de Durallite, no solo buscó mostrar los beneficios de las cuencas petroleras del país, sino que el objetivo que se planteó el CEO es mostrar un movimiento permanente de personas a través de charlas que organizó en el stand y además, lo hizo exhibiendo uno de los autos del equipo argentino Juncos Hollinger de la IndyCar Series, la competencia automovilística más importante de EE.UU. Así logró acaparar la atención de los visitantes de la OTC y generar una conexión con algunas de las 140 empresas argentinas que estuvieron presentes. 

Desde ese lugar, Rossi opinó que el contexto para las pymes argentinas hoy es más beneficioso y aseguró que “estamos ante un escenario único con un alineamiento político de dos países con la misma visión. Hoy Argentina tiene una oportunidad enorme de mostrarse, pero el argentino tiene que entender que competimos con mercados mucho más estables.  Esto es el inicio de una etapa diferente, con una libertad cambiaria y un libre juego diferente que las empresas argentinas no están acostumbradas y el desafío es adaptarse”. 

Sin excusas

“El año que viene tenemos que redoblar la apuesta porque no podemos aparecer y desaparecer”, agregó el CEO de Durallite, quien invitó a más compañías argentinas a sumarse a la OTC y afirmó que “no hay excusas”. Es que el pabellón de Argentina esta vez fue financiado por la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional. Las empresas que querían participar debían abonar un monto de US$1.500 que les incluía la entrada a la OTC, a la cumbre bilateral de la Cámara Argentino-Texana de Comercio, un espacio de ronda de negocios y el servicio de catering permanente. 

“En otros años era fácil echarle la culpa al gobierno de que no teníamos presencia y hoy no hay excusas”, afirmó Rossi. 

Costos

Por otro lado, se refirió al pedido del presidente de YPF, Horacio Marín, quien había convocado a las empresas de servicios petroleros a bajar sus costos operativos, apoyado en que perforar un pozo en Vaca Muerta cuesta tres veces más que en Estados Unidos. En este sentido, Rossi aseguró que “se pueden bajar costos si se bajan impuestos. Comparto lo que dice Marín que las empresas deben ajustar sus márgenes y costos, pero también los sindicatos deben alinearse y ser más operativos”. 

Aún así, el empresario afirmó que existe una diferencia de competitividad muy marcada con ese país y ponderó que en Argentina la carga a impositiva representa un 45% versus un 25% en el país del norte: “Estamos camino a flexibilizar eso”, cerró. 

, Laura Hevia

La transición energética está avanzando sostenida y sistemáticamente en la región. La digitalización cambió el vínculo entre usuarios y empresas, y a la vez tiene una profunda injerencia en el servicio. En Argentina las empresas distribuidoras de energía eléctrica están dando pasos sólidos en sus estrategias de la mano de la tecnología. Esto incluye entre otras cuestiones: atención al cliente online, medidores inteligentes, nuevas tecnologías de almacenamiento y modernización de las redes.

Recientemente, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) fue parte del primer Encuentro ADELAT 2025, organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas en Río de Janeiro. Allí estuvimos en el centro de operaciones de Enel. Y en este contexto, la Asociación Brasileña de Distribuidores (ABRADEE) presentó el proyecto de Sandboxes tarifarios en el sector eléctrico de Brasil.

Los sandboxes son entornos controlados donde las empresas pueden hacer simulaciones y experimentar nuevos modelos de negocio, tecnologías o servicios innovadores para mejorar la experiencia de los clientes, esto con ciertas exenciones o adaptaciones de la regulación vigente. A través de estas iniciativas, las empresas impulsan la innovación y se generan entornos donde se abren posibilidades de inversión. La premisa es la búsqueda de la eficiencia y a la vez, recopilar datos que permitan tomar las mejores decisiones.

En Brasil puntualmente, se están llevando a cabo sandboxes tarifarios cuyos resultados preliminares arrojan que hay una necesidad imperiosa de modernización de los sistemas de facturación para estar preparados para nuevos escenarios, donde el usuario podrá gestionar sus consumos, tener información en tiempo real y generar su propia energía. Estos proyectos tienen un ciclo de presentación de pilotos, validación y puesta en práctica donde el regulador tiene un rol clave. La Resolución Normativa ANEEL 966, del regulador de la electricidad en Brasil, establece las condiciones para el desarrollo y aplicación de proyectos piloto que involucren facturación diferenciada por parte de las concesionarias y permisionarias de servicio público de distribución de energía eléctrica en Brasil. Actualmente, están vigentes más de 10 proyectos simultáneos en diferentes zonas y bajo la administración de distintas empresas de energía.

El avance de la transición energética y estas nuevas posibilidades habilitadas por la tecnología merecen un tratamiento regulatorio que se ajuste a las necesidades actuales del mercado y de los usuarios. En el país vecino hay una baja adopción de la medición inteligente y su implementación es clave para alcanzar la modernización tarifaria, la apertura del mercado y la oferta de nuevos servicios. El futuro nos depara nuevos escenarios donde conviven la medición inteligente, portales de internet, control de voltaje, biocombustibles, generación fotovoltaica, almacenamiento de energía, respuesta de la demanda, entre otros.

La experiencia de Brasil pone en evidencia estas variables y localmente sería conveniente iniciar procesos similares que nos brinden información clave para diseñar el futuro energético que, sin dudas, es eléctrico.

(*) Gerente de Adeera.

, Claudio Bulacio (*)

El yacimiento La Calera, que la empresa Pluspetrol opera con YPF como socio en Vaca Muerta, amplió la capacidad de procesamiento de gas de la planta de centro de procesamiento en un 20%, lo que le permitirá llegar a 14,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), un incremento que le permitirá satisfacer de mejor manera la demanda en el período invernal.

De esta manera, el bloque se posiciona como el segundo bloque productor de shale gas de la Cuenca Neuquina e impulsa a Pluspetrol como el tercer operador de gas en el país, tan sólo detrás de YPF y TotalEnergies.

Como parte de la estrategia de crecimiento y desarrollo de los activos, al volumen incremental anunciado este miércoles “se suman los 4.800 m3d de condensado que también son tratados en dicha planta y que impulsan el desarrollo sostenible de la provincia de Neuquén, además de contribuir a la generación de divisas”, informó la operadora.

La particularidad de La Calera, donde Pluspetrol opera con YPF como socio, es que está ubicado en una posición privilegiada en la zona de gas rico no convencional más grande del país. “Gracias al esfuerzo conjunto de ambas compañías, es posible contar hoy en el área con más de 90 pozos productivos; convirtiendo a La Calera en uno de los principales activos no convencionales de gas y condensado del país, y en el segundo yacimiento de Vaca Muerta”, expresó la petrolera.

En la construcción de la CPF participaron más de 1900 colaboradores directos e indirectos que aportaron 6,5 millones de horas de trabajo, demandó la utilización de más de 13.000 m3 de hormigón y 4.750 Tn de piping. El conjunto de las inversiones alocadas para la construcción de la CPF, sus ampliaciones y pozos perforados de los últimos 3 años, alcanzarán al cierre del 2025, un total de US$ 2.200 millones.

El Gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, visitó La Calera para conocer los detalles de las obras de la ampliación, como así también las obras asociadas a la misma. Lo hizo junto a el CEO de Pluspetrol, Claudio de Diego y el Presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. También participaron Guillermo Koenig; Ministro de Economía, Producción e Industria de Neuquén, y el Country Manager de Pluspetrol en Argentina, Julián Escuder.

La compañía operadora del bloque expresó tras la visita que “este significativo avance no solo refuerza el compromiso empresarial con el desarrollo energético de la región, sino que también reafirma la colaboración entre Pluspetrol y YPF como un modelo de innovación y sostenibilidad en el sector”.

, Ignacio Ortiz

La empresa química Dow recibió Certificados IREC (International Renewable Energy Certificates) por su consumo de energía renovable en su planta de Bahía Blanca. “Esto marca un hito en la transición hacia una matriz energética más eficiente y de bajas emisiones. Los certificados, otorgados por MSU Green Energy al site corresponden a la energía proveniente del Parque Solar Las Lomas, ubicado en La Rioja y del Parque Solar Pampa del Infierno, en la provincia de Chaco”, precisaron desde la firma.

“En el marco de sus metas globales, Dow revoluciona la industria con una estrategia innovadora para abastecer su planta más importante en América Latina, ubicada en Bahía Blanca, Argentina, con energía renovable”, destacaron.

Mediante acuerdos de precompra de energía solar y eólica celebrados durante 2022 y 2023, y junto con acuerdos preexistentes, Dow tiene garantizado el suministro de 74% de su demanda energética a través de fuentes renovables de energía, avanzando hacia su objetivo de lograr un suministro 100% renovable para 2030.

Certificados

A principios de este año Dow recibió los primeros 72.111 Certificados IREC, correspondientes a 72.111 MWh de energía renovable que fueron entregados entre diciembre 2023 y diciembre 2024, provenientes de los parques solares Las Lomas y Pampa del Infierno.

Esta cantidad de energía es suficiente para abastecer aproximadamente el consumo anual de 20.031 hogares y evitar la emisión de 32.450 toneladas de CO₂ que se hubiesen producido por generación térmica. Para 2025, se proyecta la emisión de 102.125 certificados, consolidando el liderazgo de Dow en la implementación de energías limpias en el país.

“En Dow, lideramos con hechos. Desde 2019 trabajamos sostenidamente en el camino de crecer en energía renovable y este hito afianza nuestro compromiso con la sustentabilidad del negocio. Sin dudas, estas certificaciones nos acercan a un modelo más responsable, innovador y en armonía con los desafíos ambientales de hoy”, destacó Agustina Frinchaboy, gerente comercial del negocio de Hidrocarburos y Energía de Dow en Argentina, subrayando la relevancia de estas acciones en el marco de su compromiso global.

“Los Certificados IREC son un paso fundamental en la transición energética de las empresas, ya que garantizan que la energía consumida proviene de fuentes renovables verificadas. Para MSU Green Energy, la entrega de estos certificados a Dow refleja no solo el avance hacia un futuro más limpio y sustentable, sino también el liderazgo de empresas como Dow en la implementación de soluciones de energía renovable. Estos certificados no solo son un respaldo a las políticas ambientales de las compañías, sino que también brindan un valor añadido en términos de competitividad y acceso a mercados internacionales, en un contexto donde la sostenibilidad es clave para el éxito empresarial a largo plazo”, comenta Guillermo Marseillan, director de MSU Green Energy.

Los Certificados IREC aseguran que la energía consumida proviene exclusivamente de fuentes renovables, como solar, eólica o biomasa. Esto permite a Dow reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero de alcance 2, un objetivo clave dentro de su estrategia global. Esta certificación es reconocida a nivel internacional, impulsando la competitividad y el acceso a mercados extranjeros, al tiempo que fomenta la transición hacia una generación de energía más limpia.

Metas globales, acciones locales

La iniciativa se enmarca en las metas de Dow en materia de sustentabilidad para 2030 y 2050, entre las que destacan:

• Ser neutro en carbono en todas sus operaciones globales, incluyendo emisiones de alcance 1, 2 y 3.
• Transformar residuos plásticos y otras materias primas alternativas para comercializar 3 millones de toneladas métricas de soluciones circulares y renovables anualmente.
• Diseñar el 100% de los productos vendidos en aplicaciones de empaque para su reutilización y reciclabilidad.
• Implementar planes de gestión del agua en todos sus sitios y garantizar que los 20 principales sean resilientes al agua.

Sustentabilidad en acción

Además de la implementación de energías renovables, Dow promueve la economía circular mediante la producción de resinas recicladas, iniciativas de reciclaje inclusivo y la colaboración con socios estratégicos como MSU Green Energy. «Estas acciones integran equidad y diversidad en todas sus prácticas corporativas, potenciando la innovación y fortaleciendo las comunidades en donde opera», aseguraron desde la firma.

Para que una planta de producción de energía renovable pueda emitir Certificados IREC, debe seguir un proceso claro:

1. Registro: registrar las plantas en el sistema de I-REC.
2. Auditoría: pasar una auditoría a cargo de IRAM, donde se analizan las condiciones y operaciones específicas de cada planta.
3. Habilitación: una vez aprobada la auditoría, la planta queda habilitada por el I-REC Standard para emitir y comercializar los certificados.

“Con esta iniciativa, Dow demuestra que la integración de energías renovables y la protección del clima no solo es posible, sino que es imprescindible para construir un futuro más próspero y sostenible. La compañía se destaca por sus ambiciosas metas de sustentabilidad a nivel mundial: para mitigar el cambio climático, entre 2005 y 2020, Dow redujo sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 15% y se ha comprometido a reducir otro 15% entre 2020 y 2030, para luego alcanzar la neutralidad de carbono en 2050, abarcando los alcances 1,2 y 3”, concluyeron desde Dow.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno aprobó a fines de abril las revisiones quinquenales tarifarias de electricidad y gas natural. En ambos casos autorizó una recomposición de los márgenes de distribución que perciben las distribuidoras prorrateado en 30 cuotas, pero ese incremento es en términos reales, por sobre la inflación. Al mismo tiempo, a partir de junio se va a aplicar una indexación mensual que tome en cuenta la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y del Índice de Precios Mayoristas (IPIM).

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) ya oficializó una fórmula polinómica, mientras que el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) sugirió un indicador, pero dejó en manos de la Secretaría de Energía la decisión final.

Electricidad

El ENRE dispuso la aplicación de una fórmula polinómica que tomará en cuenta el IPC y el IPIM. El IPC tendrá una ponderación de 33% y el IPIM del 67%. Por lo tanto, este índice será más sensible a la evolución del dólar ya que IPIM refleja la variación de los bienes importados, que están directamente afectados por el tipo de cambio, y de los bienes fabricados en el país, que tienen muchos insumos dolarizados. Esta decisión se tomó porque en el gobierno sostienen que gran parte de los costos de las empresas se expresan en dólares.

Los índices se publican con un desfase temporal, es decir, por lo general los datos de abril se conocen en mayo, y los de mayo se conocen en junio. Por ese motivo, por ejemplo, para actualizar en junio el margen de distribución (denominado Costo Propio de Distribución), se tomarán los índices disponibles de abril (n-2) ya que los de mayo no estarán publicados al momento del cálculo.

En el caso de Edesur, la fórmula está detallada en el Anexo 13 de la resolución 303/2025 del pasado 29 de abril:

Gas Natural

El Enargas también comenzará a indexar las tarifas a partir de junio, pero la fórmula polinómica aún no fue oficializada. En los considerandos de las resoluciones tarifarias publicadas el miércoles 29 de abril, el ente regulador informó que “todas las licenciatarias solicitaron la aprobación de un ajuste mensual de tarifas” y luego aclara que mediante Nota NO-2025-42371495-APN-DIRECTORIO#ENARGAS del 23 de abril “elevó las consideraciones a la Secretaría de Energía a fin de evaluar y, en su caso, propiciar las adecuaciones reglamentarias que fueren menester”.

“Por lo expuesto, en esta instancia, no corresponde expedirse acerca de la metodología a aplicarse para el ajuste periódico de tarifas, en tanto corresponde la intervención del otorgante en materia de su estricta competencia”, agrega el ente. Sin embargo, en los considerandos afirma que “se entiende que la combinación en partes iguales del Índice de Precios al Consumidor Nivel General (IPC) y el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) publicados por el Indec es la que refleja más adecuadamente la evolución de las circunstancias exógenas a considerarse en este esquema de Price Cap”. Es decir, el organismo sugiere una ponderación distinta a la que oficializó el ENRE para el caso de la electricidad.

La que debe definir ahora si aplica la fórmula sugerida por el Enargas o replica el criterio del ENRE es la Secretaría de Energía.  

La fórmula de indexación que había oficializado el año pasado el entonces secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo para las tarifas de gas, y que el ministro de Economía Luis Caputo finalmente vetó, contemplaba la evolución del índice de salarios del sector privado registrado (0,49), el índice de precios mayoristas (0,36,8) y el costo de la construcción (0,142), pero finalmente ahora se decidió trabajar solo con IPIM e IPC porque en el gobierno consideran que los salarios siguen la evolución del IPC y la evolución de los costos de la construcción también están contemplados dentro de ese indicador.

, Fernando Krakowiak

New American Oil (NAO) cumple 25 años operando en la Argentina. Desde hace más de dos décadas, la empresa se dedica a brindar soluciones integrales de abastecimiento de combustibles a diferentes sectores del mercado argentino y de países limítrofes, como también soluciones logísticas de evacuación de petróleo por camión cisterna e inyección en oleoducto.

Además, cuenta con sus propios activos, ubicados en el corazón de Vaca Muerta, que le permiten garantizar stocks, calidad, trazabilidad y seguridad operativa, según destacaron desde la compañía.

Servicios

La empresa cuenta con la refinería de petróleo ubicada en el Parque Industrial Plaza Huincul en Neuquén y también con una planta inyección y bombeo en Challaco.

En sus instalaciones, la empresa elabora y comercializa solventes alifáticos, aromáticos, aguarras, kerosene, naftas y fuel oil, los cuales entrega con su propia logística directamente en las instalaciones los clientes. Los volúmenes de entrega son desde camión completo hasta entregas por cisternas.

, Redaccion EconoJournal

Como derivación directa de la guerra comercial entre China y Estados Unidos, el valor internacional del petróleo viene de perforar la barrera de los 60 dólares por barril, encendiendo múltiples alarmas sobre la rentabilidad del negocio a lo largo y ancho del planeta. Puertas adentro, mientras tanto, YPF anunció una baja de un 4% en el precio de los combustibles, medida que no registra antecedentes en los últimos años.

Estos temas principales, en un contexto donde las mayores empresas energéticas del país se encuentran instrumentando planes de contención de costos, suscitaron reflexiones diversas y encendieron el debate en una nueva emisión de Dínamo, propuesta audiovisual de EconoJournal que en esta oportunidad contó con la participación del ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui; el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo; el economista jefe de Empiria Consultores, Nicolás Gadano; y la directora ejecutiva de EcoGo, Marina Dal Poggetto.

Todo bajo control

Lejos de las posturas alarmistas, Gustavo Lopetegui prefirió restarle dramatismo a la coyuntura que atraviesa el sector energético a escala local. “Hoy la actividad se encuentra viviendo uno de sus mejores momentos históricos. Venimos creciendo hace varios años en torno al 10% anual en materia de petróleo y gas, número que para esta industria es altísimo. En Vaca Muerta, las tasas de crecimiento superan el 20%”.

Ante un escenario como el actual, describió, signado por la baja del precio internacional y la apreciación cambiaria, resulta obvio que las empresas deban aplicar planes de reducción de costos. “Es lo natural, es lo que tiene que ocurrir”, recalcó.

Si la cotización del Brent en el rango de los US$ 60 por barril se consolida en el tiempo, conjeturó, seguramente se verá una disminución en la tasa de crecimiento sectorial. “Pero hay que considerar que crecer al 20% anual todos los años tampoco es sostenible”, señaló.

Impacto moderado

Para explicar la caída en el precio internacional del barril, Arceo resaltó la influencia del ‘Liberation Day’ de comienzos de abril, por el lado de la demanda, y la decisión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo Ampliada (OPEP+) de reducir las restricciones en el cupo de bombeo, por el lado de la oferta. “Todo indica que se viene un período de un valor del crudo estructuralmente más bajo que el previsto, lo que impactará en el desarrollo de Vaca Muerta”, reconoció.

En buena medida, expuso, el boom no convencional en la Cuenca Neuquina se financió gracias al flujo de caja de las empresas. “Por cada 5 dólares que cae el precio del barril a nivel local e internacional, el flujo de caja de todo el sector pierde 1.400 millones de dólares”, cuantificó el experto, quien de todos modos relativizó el impacto de ese retroceso en función de las cifras que viene manejando el negocio. “Coincido con Gustavo (Lopetegui), tampoco es demasiado grave”, manifestó.

Polémica sobre el ICL

La caída en la cotización del crudo, resumió Gadano, no es una buena noticia para un país que empieza a exportar crecientes volúmenes del recurso. “No quiero ponerme pesimista, pero con esta combinación de precios del petróleo en baja y costos en dólares en alza, la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta puede debilitarse y la declinación del negocio convencional puede acelerarse”, advirtió.

Por otro lado, acotó, aún se halla pendiente la actualización del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL), tal como estipula la legislación. “Si había una oportunidad para hacer eso, era ahora”, se lamentó el experto, cuya opinión en este tema fue compartida por Arceo.

Este Gobierno, intervino Lopetegui, viene recomponiendo significativamente el valor del ICL. “Obviamente todavía falta, pero este mes se priorizó contener la inflación tras la salida del cepo”, consideró.

Desde lo macroeconómico, respondió Gadano, siempre habrá buenos argumentos para matizar la discusión. “Pero YPF no debería ser una herramienta del Ministerio de Economía para responder a las necesidades del mes. Me gustaría que el Downstream sea un mercado realmente competitivo, donde los precios se muevan por la competencia”, sentenció.

Prioridades electorales

Dal Poggetto sostuvo que lo que las autoridades vienen priorizando es el escenario electoral, con foco en la contención de la inflación después de la salida de los controles cambiarios. “Entiendo que la política necesita dar señales. Y lo que sucede con el precio de los combustibles tiene un cierto impacto mediático”, justificó. Más allá de que el Gobierno pueda pisar circunstancialmente el ICL, afirmó la economista, lo que sigue en pie es el mensaje de que los números fiscales son superavitarios.

En cuanto al comportamiento del sector energético, subrayó, lo que verdaderamente está en duda es el ritmo de crecimiento. “Resta saber cuántas divisas generará Vaca Muerta y qué se hará con ellas”, remarcó.

A su entender, el esquema económico puede funcionar si el oficialismo gana las elecciones sin necesidad de gastar los dólares recibidos por el Fondo Monetario Internacional (FMI). “En virtud del apoyo del Gobierno norteamericano, a nadie le importan los objetivos del acuerdo con el FMI. Lo importante es que (Kristalina) Georgieva se puso el pin de la motosierra. Esa es la señal que hay que mirar”, graficó.

Las urgencias electorales, comentó, pueden invitar a gastar dólares a futuro, intentando potenciar un consumo de corto plazo. “Habrá que ver cómo se da esto en un país que -a diferencia de 2016 y 2017- todavía no tiene acceso al crédito y sigue pagando al contado los vencimientos de deuda”, completó.

Esos pagos fueron afrontados por el Palacio de Hacienda que conduce Luis Caputo, según sus palabras, gracias al éxito del blanqueo de capitales. “Lo que hizo ‘Toto’ en términos de transitar un año y cuatro meses sin acceder al crédito fue milagroso”, ponderó.

, Redaccion EconoJournal

Tecpetrol acaba de implementar una novedosa estrategia de perforación direccional de pozos que permite atemperar el incremento de los costos operativos en Vaca Muerta como consecuencia, por un lado, de la falta de competencia en la oferta de algunos servicios especiales estratégicos en el desarrollo no convencional y, por el otro, por la apreciación cambiario que se acentuó en los últimos seis meses. Uno de los que advirtió sobre el encarecimiento de los costos unitarios en Vaca Muerta fue Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, que en marzo señaló que algunos servicios cuestan hasta tres veces más en la cuenca Neuquina que en Permian, una de las formaciones shale de EE.UU.

A fines de abril, la petrolera del Grupo Techint logró reemplazar el uso de una de las herramientas de fondo de pozo que más se encarecieron desde fines de 2023, volviendo a emplear una tecnología que había dejado de utilizarse en los últimos años, gestionándola en esta nueva oportunidad con software y aplicaciones de inteligencia artificial para optimizar su uso.

En concreto, hace 15 días, Tecpetrol concretó la perforación de una rama horizontal de 3.582 metros en el área Puesto Parada utilizando un motor de fondo en lugar de usar un sistema de rotación direccional (RSS, por sus siglas en inglés), que es mucho más costoso. Fue la reacción que tomó la compañía que conduce Ricardo Markous para no convalidar costos excesivos en Vaca Muerta, según indicaron fuentes del mercado a EconoJournal.

Tecnología

Desde hace poco más de tres años, en Vaca Muerta los equipos direccionales se convirtieron en un recurso clave utilizado en la perforación para dirigir el rumbo del pozo, permitiendo que se avance hacia áreas geológicamente favorables y maximizando la eficiencia de extracción de hidrocarburos. Estos equipos que permiten orientar la perforación vertical, curva y horizontal, según se requiera e incluso a grandes profundidades, son esenciales en esta formación geológica para acceder a las zonas más productivas de shale, que suelen tener una distribución irregular y requieren de técnicas de perforación avanzadas.

Sin embargo, en los últimos 12 meses quedó en evidencia que el costo de esa herramienta multi-direccional (RSS) en la Argentina se encareció de forma significativa cuando se la compara con el precio del mismo equipamiento en EE.UU.

Para no seguir convalidando ese descalce de costos, en un escenario además caracterizado por la caída del precio del petróleo, que obliga a las operadoras a ser cada vez más eficientes, el equipo de ingenieros de Tecpetrol perforó un pozo de 3.582 metros de rama lateral realizados con un motor de fondo —una vieja tecnología en la industria hidrocarburífera—, aunque optimizada en este caso mediante la utilización de sistemas digitales y de inteligencia artifical para lograr una reducción de tiempos asociada a la corrección del pozo en el orden del 80% de los estándares históricos.

Combinación de recursos

Si bien Tecpetrol trabajó en conjunto con varias compañías de servicios, las más determinantes fueron Nabors y NOV, con el uso de un herramental y una App específicas y de última generación.

Nabors es una empresa global en servicios de perforación, con operaciones en más de 20 países en los que ofrece soluciones integradas, y que para esta experiencia aportó el software conocido como SmartSLIDE & SmartTOOLS, un desarrollo propio que forma parte del foco en la transformación digital de la industria de la perforación. En tanto, NOV, anteriormente conocida como National Oilwell Varco y con sede en Houston, es un proveedor de tecnología, equipos y servicios para la industria del petróleo y el gas, que en este caso brindó el sistema Dual AgitatorZP, una nueva herramienta para reducir la fricción con presión cero con la cual los operadores pueden perforar a mayor distancia, con mayor rapidez y máximo caudal.

En la experiencia que Tecpetrol llevó adelante, en particular, se combinó un motor de fondo con un equipo Nabor F36 de 1500 hp y 7500 psi de presión máxima de bombeo que si bien es el hardware estándar de la cuenca su diferencial se encuentra en el sistema operativo y las aplicaciones digitales que puede, las que terminan siendo ayuda a los sistemas mecánicos del equipo.

Técnica

Es decir, si bien conviven los dos sistemas de perforación de ramas horizontales, el tradicional solo con motor de fondo tenía una limitación clave ya que permitía operar hasta unos 2.500 metros, mientras que el sistema rotario puede llegar mucho más lejos y con mayor precisión direccional, aunque la experiencia viene demostrando como desventaja una alta tasa de falla, más allá del costo más elevado en el mercado. En resumen, poder romper este límite de longitud de ramas horizontales más largas permite hacer pozos con herramientas más baratas, trabajar con un sistema menos susceptible a las fallas y en conjunto reducir costos y ser mas competitivos.

Tecpetrol prevé trasladar esta innovación técnica a otros pozos del bloque Puesto Parada, dado que lograron reducir hasta en un 40% de lo que costaba perforar con tecnología direccional.

Uno de los principales desafíos que está enfrentando la industria es, precisamente, mantener a régimen los costos de perforación y completación de pozo de los últimos años básicamente por la falta de oferta de los nuevos equipos. Días atrás, Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción en Tecpetrol, explicó en Expo EFI que el contexto actual tiene sus desafíos específicos: “Hoy el mercado de provisión de materiales es más limitado, las entregas más largas y los costos más altos, a lo que se suma una posible baja del precio del petróleo. Eso obliga a actuar con rapidez para seguir siendo competitivos”

, Ignacio Ortiz

La producción total de hidrocarburos de YPF trepó en el primer trimestre a 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes, con fuertes subas en el shale y retrocesos en el segmento convencional donde la empresa ha estado desinvirtiendo. La compañía invirtió en el período US$ 1214 millones, un 4% más que un año antes y el 75% de esos fondos fueron destinados a la expansión de la producción no convencional.

En materia financiera, el EBITDA ajustado, los ingresos antes del pago de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, fue de US$ 1.245 millones, un 48% superior al del cuarto trimestre de 2024 y en línea con el resultado del primer trimestre del año anterior. Sin tomar en cuenta el impacto de los campos maduros, el EBITDA hubiera ascendido a los 1.351 millones de dólares.

Producción

La producción total en el primer trimestre fue de 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes. En shale sumó 320.900 barriles equivalentes diarios, un 25,5% más, y en no convencional 206.000, un 11,9% menos. A su vez, el tight aportó 25.200 barriles equivalentes, un 31,1% menos.

La producción de petróleo crudo fue de 269.900 barriles por día en el primer trimestre, un 5,6% más que en mismo período de 2024. En el segmento no convencional sumó 147.300 barriles diarios, el 54,5% del total. La suba interanual en este caso fue del 31,2%, lo que permitió más que compensar la caída en el segmento convencional donde se produjeron 121.200 barriles diarios, un 14% menos que hace un año.

La producción de gas fue de 37,3 millones de m3 diarios, un 2,7% más que en igual período de 2024. En shale llegó a 22,2 millones, un 23,3% interanual y en el convencional 11,4 millones, un 12,6 % menos que hace un año.

Control de costos

Los costos de perforación y completación de pozos disminuyeron a US$ 15,3 por barril equivalente de petróleo, un 12% menos que en el trimestre anterior, cuando se ubicaron por encima de los 17 US$/boe, principalmente por una menor exposición a campos maduros y una buena productividad en el bloque de petróleo La Angostura Sur (Hub-Sur).

El costo en el segmento convencional fue de US$ 30,3 por barril equivalente (-7% en la comparación trimestral) y en el no convencional de US$ 5,2 por barril equivalente (-5%). Si se excluyen los campos maduros, el costo total de extracción hubiera sido inferior a US$ 9 por barril equivalente.

Por su parte, el costo de extracción en los bloques shale core hub, donde la empresa tiene 100% de participación, fue de US$ 4,6 por barril equivalente. Esa cifra representó un aumento del 11% principalmente por mayores costos y menor producción del bloque La Amarga Chica, que se espera que retorne a niveles normales en los meses siguientes.

Las regalías y otros impuestos promediaron US$ 6,6 por barril equivalente, un 2 % en la comparación trimestral, debido principalmente a menores precios de gas natural, parcialmente compensados por mayor producción de gas y mayores precios de petróleo.

Pozos perforados

YPF perforó en el primer trimestre 51 pozos frente a 44 del mismo trimestre de 2024. Completó 53 contra 29 de un año antes y enganchó 47 contra 36 de igual período de 2024.

En cuanto a la eficiencia en las operaciones no convencionales, YPF informó que promedió 304 metros/día de velocidad de perforación en sus bloques hub-core, y 235 etapas por set mensual en velocidad de fractura. En cuanto a la velocidad de perforación, comenzó el año en un nivel inferior al esperado en algunos pozos del bloque Aguada del Chañar, pero luego se recuperó con mejora sustancial durante marzo, alcanzando velocidad récord de perforación no convencional en este mismo bloque: la empresa perforó 551 metros por día en un período de 10 días, para un pozo de casi 2.600 metros de longitud lateral.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno publicó este martes el Decreto 303 para autorizar a la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, a cargo de Daniel González, a firmar un nuevo contrato con Paraguay por la remuneración y distribución de la energía que produce la central binacional Yacyretá, el mayor enclave hidroeléctrico del país.

En los hechos, luego de formalizarse el acuerdo, ambos países pagarán un precio más elevado por la generación eléctrica de la represa. Al elevar el precio de venta de la energía producida en la represa, los gobiernos de ambos países buscan generar fondos para cubrir el rojo actual de Yacyretá y a su vez, disponer de liquidez para retomar la construcción de Aña Cuá, la obra que podría ampliar 10% la generación de energía del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá, que tiene un grado de avance de 40%, pero que se frenó en 2024.

Si bien no se informó oficialmente, fuentes oficiales señalaron a EconoJournal que el nuevo acuerdo por la represa binacional fue uno de los temas de la reunión que tuvo el presidente Javier Milei cuando viajó el 9 de abril pasado a Paraguay para reunirse con su par Santiago Peña. Desde hace varios meses que ambos países están negociando las nuevas condiciones para la administración de Yacyretá.

Las mismas fuentes subrayaron que el acuerdo le permitirá a Yacyretá recuperar flujos económicos para el funcionamiento cotidiano de la represa, sobre todo porque hay acusaciones de deudas impagas entre ambos países. “La nueva tarifa le permitirá reducir costos en general, y mucho más del lado paraguayo (margen derecho), que tiene cuatro veces más de empleados que el lado argentino”, explicaron las mismas fuentes.

El decreto 303, firmado por Milei y el ministro de Economía, Luis Caputo, faculta al área a cargo de Daniel González a firmar el “Acta acuerdo” con la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de Paraguay. El plazo del convenio regiría entre el 1° de enero y el 31 de diciembre de 2025, pero con la posibilidad de extenderlo por cinco años más.

Precios   

La tarifa del tratado original por la compra de energía para ambos márgenes del río Paraná es 50 dólares por megavatios por hora (US$/MWh). Pero, en los hechos, lo que ocurre es que la Argentina viene pagando un precio inferior por la energía y el diferencial lo cubre Cammesa. El problema para Yacyretá es que estos pagos se hacen en pesos luego de tres o cuatro años y sin ninguna actualización, con lo cual, son pagos que prácticamente se licúan por la inflación.

Ahora, el nuevo acuerdo sigue contemplando un precio de 50 US$/MWh, pero Cammesa pasará a pagar 28 US$/MWh, en lugar de abonar 16 dólares como en la actualidad. “El costo monómico (real) del sistema de generación energética de la Argentina podría subir un dólar o un poco menos”, explicaron fuentes al tanto de la iniciativa. Por su parte, la Administración Nacional de Electricidad (Ande) de Paraguay, que también paga un precio inferior, saltará de 22 a 28 US$/MWh según el nuevo acuerdo.

Según explicaron fuentes oficiales a EconoJournal, la diferencia de 22 dólares que hay entre el precio que pagan ambos países por la energía y el costo que está fijado en el tratado original quedará a favor de la Argentina por la deuda histórica que tiene Paraguay por la inversión para la construcción de la represa.

En los considerando, el decreto de Milei resalta sobre la nueva tarifa que “la modalidad de pago prevista propicia evitar compensaciones con partidas presupuestarias del Estado Nacional y establecer un esquema de déficit cero, priorizando el equilibrio financiero y la reducción de pasivos”. Es decir, la suba de la tarifa de Yacyretá permitirá que la represa recupere su situación financiera y retome las obras de ampliación, pero sin recursos del Tesoro argentino.

Distribución de la energía

Yacyretá tiene una potencia instalada de 3.200 MW y abastece al 50% del consumo de energía de los hogares de la Argentina (sin contar las industrias). El tratado original implica que cada país tome el 50% de la energía generada por la represa. Ahora, el nuevo acuerdo sostiene la misma distribución para “condiciones normales”, pero formaliza algo que viene ocurriendo: Cammesa toma más del 50% de la energía de Yacyretá. En los hechos, el acuerdo permite que un país ceda energía al otro de manera voluntaria en caso de que una de las dos partes lo requiera.

En la práctica, como Paraguay se abastece principalmente de Itaipú (la represa que administra con Brasil), toma menos energía de Yacyretá. Por este motivo, la Argentina inyecta en el sistema la diferencia que Paraguay deja. Esa energía que Paraguay no utiliza y la vende con prioridad a la Argentina por contrato se denomina “cesión de energía”  y se contabiliza como importada.

Según fuentes consultadas por EconoJournal, esa diferencia oscila según la época del año y puede alcanzar una distribución de 65% y 35%, aunque puede ampliarse a 90% y 10%, según las necesidades de la Argentina.

Del lado paraguayo señalan que la Argentina acumula una deuda por toda la energía diferencial que tomó por encima del 50% que le corresponde y no remuneró. Sin embargo, Paraguay tiene una deuda histórica y millonaria con Argentina por los fondos que no transfirió por la construcción de la represa.

, Roberto Bellato

El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, expresó este miércoles la expectativa que existe en la industria por la definición por parte del Gobierno nacional de un “RIGI Extendido” que atienda la situación particular que atraviesan los proyectos en producción de oro y plata de la Argentina, los que se encuentran en una caída de sus niveles de actividad por agotamiento del recurso sin tener a la vista proyectos que puedan suplantar esa producción que hoy representa la principal fuente de exportación del sector.

“Esto nació como una necesidad para la situación del oro y la plata -pero puede ser aplicado a otros minerales-, y con un marco de precios espectacular pero con proyectos en Argentina que están en su gran mayoría en el proceso final de producción si es que no se toman decisiones que estimulen inversiones y permitan explorar mucho más determinadas áreas disponibles”, explicó Cacciola al encabezar un encuentro con la prensa por la celebración del Día de la Minería Argentina y la presentación de al exposición Arminera 2025, que se realizará del 20 al 22 de mayo en el predio de La Rural, en Buenos Aires.

Para el directivo se trata de “un contrasentido que contrasta el precio récord del oro con una producción en decadencia. En ese marco, se abrió un diálogo con el Gobierno nacional para que se haga una apuesta grande de los proyectos que están con una vida limitada, que no excede de cuatro o cinco años en el mejor de los casos, y para los que no hay nada que lo reemplace. Es decir, no hay nada nuevo a la vista que permita dentro de 7 u 8 años tener un proyecto que reemplace a todos los que entraron en un proceso de cierre”.

La propuesta del sector minero al Gobierno es que se haga un esfuerzo para estimular a los empresas que ya no tienen perspectiva de continuar sus inversiones y que les permita realizar una exploración fuerte en las mismas propiedades aún productivas o en locaciones cercanas. “Lo que esperamos es que se le otorguen los incentivos que tiene el RIGI bajo el concepto de ampliación de vida útil y no ampliación de producción. Esto no significa un nuevo régimen sino un estímulo a la exploración para que si los resultados son satisfactorios se concatenen las inversiones”.

En la industria se explica que una campaña de exploración importante además de demandar varios años puede llegar a requerir inversiones de entre US$50 y US$80 millones, dependiendo de la magnitud del proceso a encarar, lo cual no califica con el requisito del RIGI de los US$200 millones vinculados a un proyecto productivo de exportación. “Se ha avanzado mucho -admitió Cacciola- y la expectativa es que haya anuncios en este sentido pronto, pero queremos que esto finalmente sea una realidad mediante una Resolución o un Decreto porque así lo conversamos con el Gobierno”.

Exportaciones récord con producción en baja

El contexto de este pedido de la CAEM se encuentra en que las exportaciones de oro y plata en la Argentina representaron aproximadamente el 75% de los US$ 4.600 millones que el sector generó en 2024, pero con yacimientos en declino y la falta de inversiones en exploración de los últimos tiempos se anticipa que pasará al menos hasta la próxima década para que el país tenga un nuevo proyecto en marcha. Esta realidad que se contrapone al entusiasmo que genera la creciente actividad del litio y la gran expectativa por el desarrollo de los primeros proyectos de cobre, provoca que en oro y plata haya una expectativa de vida de mina no superior a los cuatro años.

Es decir que hacia 2030, la Argentina podría quedarse sin producción de ambos metales, aún en tiempos en los que la cotización de ambos productos a nivel mundial atraviesa valores récord, tal el caso del oro, o cotizaciones a niveles históricos para la plata. Es por esto que las empresas consideran que hay que gestionar la situación y estimular la exploración como etapa previa necesaria para poder renovar estos recursos que se están agotando, sin omitir en una eventual etapa de producción los compromisos de inversión exigidos por el régimen.

En similar sentido alertó sobre la coyuntura de la producción del litio por el impacto en los bajos precios internacionales en torno a los US$10.000 la tonelada de carbonato grado batería. “Los proyectos de oro y plata subsisten por los precios, porque de los nueve proyectos que hoy están en producción con precios más bajos como los de 2022 quedarían apenas dos. Y con el litio se advierte el caso inverso en que hay una gran inversión en construcción y ampliación con precios muy bajos a los proyectados al momento de decidir la producción, por lo que empieza a haber dificultades, y habrá que reclamar también por medidas para que también puedan seguir subsistiendo”.

Cacciola también manifestó la preocupación empresaria por comenzar a conocer la aprobación de los proyectos presentados en los últimos meses para acogerse a los beneficios del Régimen de Incentivo de las Grandes Inversiones (RIGI), los que representan una cartera inicial de más u$s5.000 millones como forma de alentar la toma de decisiones. Al mismo tiempo planteó que el futuro de esos desarrollos también está en manos de los gobiernos provinciales a los que instó a discutir la reducción de regalías, ante la comprensión de los altos costos que enfrenta el sector en la Argentina respecto a lo que ocurre en países vecinos que compiten por las mismas inversiones.

“Hoy estamos carísimos, es una realidad que los costos si nos comparamos con Perú, con Chile, con Brasil, son la mitad de los que tiene la Argentina. Entonces, el interés por ir al RIGI tiene que ver con la consolidación del proyecto porque a pesar de ser caros, hay posibilidades de que avancen y se aliente la decisión de los inversores. En este momento es muy difícil que esos costos bajen, por situaciones macroeconómicas, pero hay herramientas disponibles para lograrlo”, agregó el directivo en diálogo con la prensa.

En ese sentido, y ante lo que se considera es una “demora” en la revisión y aprobación por parte del Ministerio de Economía de las solicitudes al régimen de incentivo aprobado a mediados de 2024, el presidente de la CAEM sentenció: “Nuestro deseo es que teniendo en cuenta que ya hay varios proyectos presentados, podamos tener algunas noticias en el corto plazo, porque es importante y fundamental que esto llegue. El gran problema que podemos tener es que se genere una expectativa enorme y que después no se compadezca con la realidad. Motivo por el cual creo que sería muy importante que ya empiecen a aparecer aprobaciones”.

Hasta el momento se presentaron al RIGI seis proyectos vinculados al sector minero, los que incluyen iniciativas en litio como Sal de Oro, de la empresa Posco; Mariana de Litio Minera Argentina y Rincón de Rincon Mining, los tres en la provincia de Salta; además de la mina de carbonatos y cal de Gualcamayo de Minas Argentinas, el de cobre Los Azules de Andes Corporación Minera, ambos en San Juan; y otro de litio en Catamarca en Salar del Hombre Muerto de Gala Lithium. Pero además, en el sector se anticipa que hay al menos otras cuatro presentaciones que se realizarán en pocos meses, en particular vinculadas a producciones cupríferas.

El reclamo por las regalías

También sobre los costos altos que afronta la industria minera en la Argentina, Cacciola entendió que se trata de “una desventaja comparativa” que pueden compensarse con otras ventajas comparativas respecto de la instalación de nuevas exploraciones vinculadas a la decisión que esta en manos de las provincias de estimular las inversiones en sus territorios. “El Gobierno Nacional puso la herramienta fundamental que necesitaba el sector, pero ahora -consideró- el tema de la participación, de negociación y entendimiento entre las provincias con los proyectos requiere buscar que haya realmente un atractivo específico para invertir, porque por el lado de los costos no va a ser, por lo menos en el corto plazo”.

El incremento de los costos locales en una industria altamente competitiva en la región es producto, en gran medida, del atraso cambiario que se acentuó en los últimos meses en la Argentina y que es una problemática que afecta también a la actividad petrolera con proyectos en el no convencional de Vaca Muerta, donde los costos se incrementaron en dólares entre un 25 y un 30% a lo largo de 2024.

“Las provincias tienen elementos para poder mitigar los efectos de esta situación de costos altos. La Ley de Inversiones Mineras y después la aprobación en el Congreso de la Ley de Bases que fijan regalías de hasta el 5%, muchas veces no se entiende que es un tope y que deja abierta la negociación, dependiendo de los proyectos que se trate, para que pueda ser cero o pueda ser 0,5”, algo que en el país ya sucedió en proyectos lanzados entre 2005 y 2010 cuando la industria logró la flexibilización del tope del 3% por entonces vigente.

La baja del riesgo país como parte de un proceso de normalización macroeconómica y su influencia en la aceleración de inversiones en la industria minera también es un punto que sigue el sector, sobre lo cual el directivo opinó que “permitirá, en particular, que muchas empresas que se dedican a la etapa temprana de exploración tengan interés en venir a la Argentina porque le va a resultar mucho más barato conseguir financiación para entrar en la etapa greenfield. Son mineras juniors que hacen el trabajo inicial de manera más económica y que después lo trasladan y lo venden a los operadores naturales”.

, Ignacio Ortiz

Elio Del Re, presidente de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA) viajó a Houston junto a una comitiva de pequeñas y medianas empresas proveedoras del sector hidrocarburífero en la búsqueda de intentar colocar productos argentinos en el exterior y fortalecer el desarrollo tecnológico del sector. 

En este contexto, Del Re conversó con EconoJournal y ponderó que “no hay país desarrollado que importe maquinaria usada. Esta medida es un retroceso en materia industrial y una competencia desleal”, sostuvo en relación el decreto 273/25 aprobado en abril pasado e impulsado por el Ministerio de Economía y aseguró que están elaborando un documento con propuestas que contribuyan a regular el alcance de esa normativa.

ADIMRA reúne actualmente a un ecosistema de unas 24.000 industrias metalúrgicas agrupadas en 59 cámaras empresariales y encargadas de elaborar maquinarias para el sector agrícola, hidrocarburífero y transporte, entre otros. El 30% distribuye maquinarias para el primer y segundo anillo de la industria petrolera, es decir a operadoras y prestadoras de servicios. En el último año, el sector metalúrgico registró una caída del 14%. 

Sin antecedentes

En este marco, el titular de la asociación comentó que el ingreso de maquinaria usada pone a la industria nacional en una situación desigual en materia tributaria: “Ningún país que esté a la vanguardia tecnológica importa bienes usados. Lo que vemos es que hace muy difícil la competencia porque no hay precios de referencia para esos equipos usados -como sí sucede con los nuevos- y pueden tributar como quieran. Al contrario, el industrial debe atenerse a precios ya fijados y pagar los impuestos determinados en esa línea”. 

Por otro lado, Del Re señaló que tampoco hay controles en materia de seguridad lo que implica que las maquinarias usadas podrían implicar un riesgo para los trabajadores que los operen. 

Por este motivo, elaboraron un documento que elevarán al ministerio que conduce Luis Caputo para implementar una serie de regulaciones al decreto 273/25: “Estamos teniendo conversaciones con el Ministerio de Economía y vamos a enviar un listado con aquellos bienes que consideramos se pueden importar sin consulta y los que creemos que se debe consultar al sector productivo. Pedimos rever la condiciones porque sabemos que hay un perjuicio a la industria nacional”, afirmó Del Re. 

Asociación con pymes texanas

Durante su participación en la Offshore Tecnology Conference (OTC) que se desarrolla en Texas, representantes de ADIMRA visitaron a compañías estadounidenses interesadas en desembarcar en Neuquén o en adquirir equipamiento elaborado en Argentina. 

El objetivo de la visita fue explorar opciones de instalar productos metalúrgicos argentinos en el Permian y también lograr asociaciones que les permitan a empresas estadounidenses ofrecer servicios y productos en la cuenca Neuquina. 

“Puede haber complementariedad industrial. En algunos casos tiene sentido producir tecnología en origen y en otras no porque lo hace caro. Entonces por medio de un royalty se puede resolver y, para eso, es fundamental juntarse con pymes de Estados Unidos para generar vínculos y hacer palanca para que puedan bajar a territorio”. 

Del Re resaltó que en Houston existe un “know how” que puede ser muy útil para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, aunque enfatizó en que los locales tienen la ventaja de conocer la idiosincrasia local, las particularidades de la economía y la sinergia con los sindicatos: “Hay varios sectores dispuestos a aceptar esta vinculación de pymes con pymes. Nosotros con nuestro conocimiento comercial y ellos pudiendo complementar en lo tecnológico”, dijo en relación a las pymes de Texas. 

, Laura Hevia

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró en Houston que buscará aumentar la presencia de la petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en los proyectos de transporte de hidrocarburos que se desarrollarán en la Cuenca Neuquina. La petrolera ya ingresó como accionaria del Vaca Muerta Sur (VMOS), el proyecto que lidera YPF junto a PAE, Pampa, Pluspetrol, Vista, Chevron y Shell, lo que le permitirá evacuar su producción hacia destinos de exportación. 

“Estamos incursionando en algo nuevo si bien es muy pequeña la participación, pero es un paso adelante de GyP en el midstream porque nos permite estar en otra escala y nos pone muy contentos”, comentó a EconoJournal Figueroa en referencia al ingreso de la petrolera como accionista de VMOS. 

El mandatario conversó con este medio durante su paso por el segundo día de la Offshore Technology Conference (OTC) donde una comitiva de la provincia compuesta por funcionarios y empresarios se hicieron presentes en el pabellón de Argentina ubicado en el NRG Center. Previamente, el gobernador había dado un discurso en uno de los salones preparados para exposiciones donde llamó a las empresas norteamericanas a invertir en Neuquén y donde habló sobre las similitudes del Permian y Vaca Muerta frente a un auditorio lleno. 

El ingreso de GYP como accionista de clase B le permitirá a la compañía asegurarse una evacuación de 5.000 barriles diarios de petróleo para exportación desde Punta Colorada, Río Negro a través de una participación accionaría del 1%. En contrapartida, la compañía neuquina deberá hacer aportes de inversiones, al igual que el resto de las empresas que participan del proyecto. 

En este sentido afirmó que el objetivo “es darle continuidad en el tiempo y proyección a futuro a GyP y vamos a incluirla en todo lo que podamos. Los neuquinos tenemos que entender que si todas las cosas las hacemos bien, vamos a poder duplicar la producción de gas y de petróleo en 2030 y, para esto, cada uno tiene que hacer su trabajo”. El mandatario neuquino se refería así a las obras que necesitan particularmente algunas localidades de la provincia que no cuentan con gas, asfalto y otra infraestructura básica y consideró que “este es el lado flaco del proyecto” Vaca Muerta. 

El rol de GyP

El pabellón de Argentina contó este martes con la presencia gran cantidad de actores de la industria hidrocarburífera lo que generó un gran movimiento en su interior y alrededores. El sector determinado para el país cuenta con dos stands de grandes dimensiones, contiguos al de la empresa Durallite, una firma argentina con gran presencia en Texas y donde también se presentan exposiciones sobre las cuencas petroleras argentinas. Los 1300 stands que componen la exposición tecnológica están representados también por países como Canadá, Brasil, China, Nigeria, Guyana y Gran Bretaña, entre otros. 

El protagonismo neuquino se hizo notar y Figueroa remarcó que buscará darle más valor a GyP apoyado en las grandes inversiones que se esperan para la Cuenca Neuquina. La petrolera es titular de 14 concesiones no convencionales operadas en asociación con otras compañías y en las que tiene una participación del 10%. 

“Hay que buscar equilibrio es importante que se vaya acrecentando el valor de la empresa. Ya vale cada vez más, a su vez va generando más rentabilidad. Lo importante también es dónde vamos a invertir”, señaló. 

En este sentido, Figueroa aseguró que el plan es continuar con el financiamiento de becas y la ejecución de rutas en el interior de la provincia “del asfalto adquirido por YPF porque tributariamente nos conviene, porque optimizamos el tiempo de las rutas y eso nos permite ser más eficientes y que la provincia crezca equilibradamente”. 

Por último, se refirió al pedido de Río Negro para cobrar un canon por el paso del VMOS y consideró que la provincia vecina “debería encontrar una manera similar (a la de GyP) para poder participar de este tipo de proyectos. En cada uno de los negocios hay que ponerse de acuerdo. Las provincias participan para tener recursos y generar crecimiento, pero con el diálogo se va a sacar adelante”. 

, Laura Hevia

Fuentes Renovables de Energía Eléctrica S.A. (FRESA), una de las empresas pertenecientes a Insud, inauguró su segunda planta de generación de energía eléctrica a partir de biomasa forestal en la localidad correntina de Gobernador Virasoro. De este modo, duplicó su capacidad productiva para abastecer el equivalente al 20% del consumo eléctrico de Corrientes.

Las dos plantas de Insud requirieron una inversión de US$ 200 millones y cuentan con una capacidad productiva total de 80 MWh, suficiente para satisfacer la demanda energética local, incluso durante los meses de verano, cuando se registra el mayor consumo.

Con su segunda central en marcha, FRESA abastece con energía limpia a nuevas localidades de la zona, como Ituzaingó, Villa Olivares e Itá Ibaté, además de las que ya se veían beneficiadas, como Gobernador Virasoro, Santo Tomé y La Cruz.

“A partir de ahora, entregaremos 73 MWh al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que representan cerca de un 20% de la energía eléctrica que consume la provincia de Corrientes”, precisa Luciano Baroni, CEO de FRESA, empresa que emplea de forma directa a 152 personas y genera más de 300 empleos indirectos.

Además, la incorporación de la nueva Estación Transformadora San Alonso, junto con la Estación Transformadora Norte, ubicada en el mismo predio de la planta, optimizan la distribución de energía industrial en 33 kV. Esto asegura un suministro de mayor calidad para el norte de Corrientes y el sur de Misiones.

Ramas, madera y aserrín

FRESA comenzó a operar en 2020 con el objetivo de reutilizar los subproductos (ramas, aserrín y recortes de madera) generados por la cosecha forestal y por los aserraderos cercanos a la localidad de Gobernador Virasoro, en Corrientes.

Antes de la instalación de la planta, la biomasa producida por el sector maderero local no contaba con un destino útil y generaba contaminación y riesgos por su quema a cielo abierto. “Hoy, la planta termoeléctrica aporta valor económico a la industria y reduce el impacto ambiental del sector”, destacó la compañía a través de un comunicado.

, Redaccion EconoJournal

China esta evaluando el levantamiento del arancel del 125% sobre una gama de productos provenientes de los Estados Unidos, entre los cuales destaca el etano. La consultora noruega Rystad Energy evalúa que China también tomará una decisión similar sobre las importaciones de propano. Se trata de líquidos muy demandados por la industria petroquímica china y cuya oferta a precios accesibles creció significativamente con la irrupción del shale estadounidense.

El gobierno de Xi Jinping había dispuesto un arancel general del 125% sobre las importaciones desde los EE.UU. en respuesta a los aranceles impuestos por el presidente Donald Trump.

Sin embargo, el gobierno chino comenzó a suspender la aplicación de este arancel sobre un universo de productos que suman US$ 40.000 millones en importaciones por año, según la agencia Bloomberg. La lista incluiría al etano según la agencia Reuters.

Demanda china

Las importaciones chinas de etano y propano provenientes de los EE.UU. treparon significativamente en la última década según los datos de la Administración de Información Energética (EIA). Rystad resaltó en un informe el fuerte crecimiento reciente de la demanda de propano por parte de la industria petroquímica china.

La industria china de Deshidrogenación de propano (PDH) creció más de cuatro veces en los últimos cinco años, alcanzando una capacidad de producción de más de 21 millones de toneladas de propileno.

Esta rápida expansión fue posible gracias al propano abundante y barato procedente de EE.UU. y a su limitada demanda interna, lo que convirtió al país en el principal exportador mundial de propano. En 2024, casi el 60% de las importaciones de propano de China provinieron de EE.UU.

«Un arancel elevado del 125 % al propano estadounidense afectaría gravemente al sector chino de deshidrogenación de propano (PDH), que depende en gran medida de esta rentable materia prima. Esto agravaría los problemas existentes relacionados con los bajos márgenes de beneficio», evaluó Manish Sejwal, vicepresidente de Análisis de Mercados de Materias Primas de Rystad.

El sostenimiento del arancel sobre el propano llevaría a una disminución de entre 10 y 20% en la utilización de la capacidad instalada. Esto resultaría en un mercado de propileno más competitivo y un breve período de beneficios para las plantas de craqueo de PDH y nafta en Corea del Sur. Sin embargo, la escasa demanda actual y el excedente de etileno sugieren que estas ganancias serían temporales. Además, el arancel corre el riesgo de generar un exceso de oferta de GLP en EE.UU., lo que ejercería una presión a la baja sobre los precios mundiales.

, Nicolás Deza

Adionics, empresa pionera en tecnología sostenible para la extracción de litio, anunció el nombramiento de François-Xavier Ramé como su nuevo CEO. “Ramé aporta una amplia experiencia y conocimientos a Adionics, con el objetivo de liderar la empresa en su ambicioso camino hacia la transformación del panorama de la extracción de litio. Su nombramiento refuerza el compromiso de Adionics con la innovación y la sostenibilidad, mientras continúa impulsando los límites de la tecnología de extracción directa de litio (DLE)”, destacaron desde la compañía.

Loïc Bernard, presidente del consejo de administración, expresó: «Estamos encantados de dar la bienvenida a François-Xavier Ramé a la compañía. Su liderazgo y visión serán invaluables a medida que seguimos impulsando soluciones sostenibles para la extracción de litio. Esperamos ver a Adionics prosperar bajo su dirección».

Designación

«Es un honor unirme a Adionics en este momento clave de su crecimiento», aseveró François-Xavier Ramé. «El compromiso de la empresa con la sostenibilidad y la innovación tecnológica resuena profundamente conmigo. Estoy entusiasmado por liderar al equipo en la evolución de nuestra tecnología revolucionaria y llevarla un paso más allá, fortaleciendo nuestra posición como líderes en la industria DLE», agregó.

La compañía

Adionics ha desarrollado un proceso de extracción líquido-líquido de circuito cerrado para la recuperación eficaz de sales de litio a partir de salmueras, agua geotérmica y baterías recicladas. “Esta tecnología logra altas tasas de recuperación y pureza del litio, y reduce significativamente el uso de agua dulce y el impacto ambiental, manteniendo al mismo tiempo un CAPEX y OPEX extremadamente competitivos en comparación con las tecnologías tradicionales”, destacaron.

A medida que la demanda mundial de litio sigue creciendo, impulsada por la industria de los vehículos eléctricos y las tecnologías de energías renovables, Adionics se posiciona como un actor líder del mercado que ofrece una alternativa competitiva y sostenible a las soluciones tradicionales de extracción.

, Redaccion EconoJournal

El grupo energético Aconcagua Energía presentó el Reporte de Sostenibilidad 2024 en el que destacan los logros más significativos en términos económicos, sociales, ambientales y de gobernanza, así como los desafíos que continúan guiando la gestión de la firma. “El informe es el resultado de un esfuerzo colectivo y un proceso colaborativo entre las distintas áreas de las empresas del Grupo. Siguiendo los estándares internacionales GRI y SASB, proporciona una visión clara y alineada con las expectativas de nuestros diferentes grupos de interés”, remarcaron.

La nueva edición del informe presentado por Aconcagua Energía duplica su versión 2023 y refleja el crecimiento también en actividades y resultados obtenidos en su gestión 2024. Uno de los aspectos más destacados de ese crecimiento es el desarrollo de programas y actividades con la comunidad.

Diego Trabucco, presidente y CEO de Aconcagua Energía, expresó: “La sostenibilidad no es simplemente un área más de nuestra gestión, sino que es la base fundamental para entender el presente y proyectar el futuro”.

La máxima autoridad del grupo destacó además que el segundo informe representa un avance significativo en este camino, brindando una oportunidad para continuar mejorando, aprendiendo y fortaleciendo el propósito de las compañías. Y, por último, agregó: “Estamos orgullosos del trabajo realizado por todo nuestro equipo y motivados por los desafíos que aún tenemos por delante«.

A su vez, desde la empresa precisaron que “la sostenibilidad es mucho más que un principio operativo, es el eje transversal que guía sus acciones y este segundo Reporte demuestra ese posicionamiento, ya que evidencia la incorporación de prácticas responsables y comprometidas en todos los aspectos del negocio”.

Javier Basso, vicepresidente y CFO del Grupo, sostuvo que: “Mantener un crecimiento económico sostenible es uno de los grandes desafíos de la actualidad. Este informe muestra cómo la sostenibilidad se convirtió en un elemento central en nuestras decisiones financieras, operativas y estratégicas. Para nosotros, generar valor económico va de la mano con el cuidado del entorno y el fortalecimiento de nuestras relaciones con las comunidades, que son parte esencial de nuestra visión empresarial”.

Crecimiento

Lorena Pérez, coordinadora de Gestión Social y líder del desarrollo del Reporte resaltó algunos de los principales hitos y programas que hicieron a la gestión de inversión social durante el período. Al respecto destacó que “desarrollamos nuestro primer Programa de Becas; capacitamos docentes, estudiantes, empresarios y emprendedores; fortalecimos el trabajo de instituciones de distintos ámbitos y sectores de la sociedad, y acompañamos iniciativas acercadas por otras organizaciones, todo ello de manera articulada con especialistas en cada tema”.

Desde el grupo consideraron que el Reporte de Sostenibilidad 2024, no solo detalla los logros alcanzados por las empresas del grupo Aconcagua Energía durante el año, sino que también sirve como una herramienta para fomentar un diálogo más profundo con sus diversos públicos. “Promueve una gestión más transparente, participativa y en sintonía con las necesidades del entorno, fortaleciendo así la relación con las comunidades y con todos los grupos de interés involucrados en nuestras operaciones”, sostuvo Juan Crespo, Gerente de RRII, Comunicaciones y Sostenibilidad del Grupo.

El Reporte de Sostenibilidad 2024 ya se encuentra disponible en el sitio web de Aconcagua Energía.

, Redaccion EconoJournal

Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, inició exportaciones de gas natural en condición firme a la región de Biobío en Chile a través del Gasoducto del Pacífico. Según precisaron desde la empresa, el recurso proviene yacimiento Sierra Chata en Vaca Muerta, que en la actualidad produce cinco millones de metros cúbicos por día y cuenta con los recursos necesarios para abastecer la demanda industrial actual y futura de la región.

Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Hidrocarburos de Pampa Energía, destacó: “Poder abastecer de manera sostenida al mercado chileno no solo nos permite generar divisas y abrir nuevas oportunidades comerciales, sino también reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo del país y con el potencial de Vaca Muerta”.

Exportación de gas

Este nuevo envió se suma al millón de metros cúbicos que actualmente la compañía exporta, a través del gasoducto Gas Andes, a Santiago de Chile.

El último año Pampa Energía trabajó junto a las transportistas TGN y GPA, y realizó inversiones para conectar su producción del área Sierra Chata. Esto permitió evacuar la producción de ese yacimiento a través del Gasoducto del Pacífico, que conecta la provincia de Neuquén con el país trasandino, según precisaron desde la firma.

Expansión regional

Esta nueva exportación suma al objetivo de la empresa de seguir expandiéndose hacia la región aprovechando el recurso de Vaca Muerta. Tal como sucedió la semana pasada cuando concretó su primera exportación de gas natural a Brasil equivalente a 110.000 metros cúbicos, gracias a un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener y la asistencia de la consultora local Giga, envío para el que se utilizó la infraestructura de transporte que conecta Argentina, Bolivia y Brasil.

, Redaccion EconoJournal

La Unión Europea presentó este martes la hoja de ruta con la que planea dejar de importar gas natural de Rusia en 2027. El objetivo principal es terminar con las importaciones de gas natural licuado originadas en Rusia, que paradójicamente aumentaron tras la invasión rusa en Ucrania y que constituyen un punto de fricción con el gobierno de Donald Trump en los Estados Unidos.

La Comisión Europea, el poder ejecutivo de la unión, difundió su plan para terminar con todas las importaciones de gas ruso para fines de 2027. «Hoy la Unión Europea envía un mensaje muy claro a Rusia: nunca más permitiremos que utilice la energía como arma contra nosotros«, dijo el jefe de energía de la UE, Dan Jorgensen.

Hoja de ruta

El plan contempla dos pasos hacia la completa eliminación de las importaciones de gas desde Rusia en 2027. Primero, se impedirá la firma de nuevos contratos de suministro y se suspenderán las compras de gas ruso en el mercado spot para fines de 2025.

En segundo lugar, se abordarán todas las importaciones restantes de gas ruso con miras a su eliminación gradual para finales de 2027. Para esto se plantea mejorar la transparencia, supervisión y trazabilidad del gas ruso en los mercados de la UE.

La hoja de ruta también prevé una retirada gradual del petróleo y de los suministros para energía nuclear rusos de los mercados europeos. Por ejemplo, se restringirá la firma de nuevos contratos de suministro de uranio, uranio enriquecido y otros materiales nucelares entre Euratom y proveedores rusos.

Cada país miembro deberá presentar a finales de 2025 su plan nacional para el cumplimiento de estos objetivos.

Punto final para el GNL ruso

La Comisión Europea tiene por objetivo poner fin al peso de las importaciones de energía desde Rusia en la matriz energética europea, especialmente las de gas natural licuado. Las autoridades europeas consideran que el plan puede ayudar a encaminar un diálogo con la administración Trump sobre los aranceles contra los productos y servicios europeos.

En 2024, la U.E. importó de Rusia 52.000 millones de metros cúbicos de gas: unos 32.000 millones a través de gasoductos y unos 20.000 millones de metros cúbicos a través de GNL. Además, importó 13 millones de toneladas de petróleo crudo y más de 2800 toneladas de uranio equivalente enriquecido o en forma de combustible.

Las exportaciones de GNL de EE.UU. en 2024 se mantuvieron esencialmente iguales al 2023, según los datos de la Administración de Información Energética (EIA). La U.E., el Reino Unido y Turquía fueron en conjunto el principal destino de las exportaciones, representando el 53% (6,3 Bcf/d) del total del GNL estadounidense.

Europa importó un 19% menos de GNL en 2024, según los datos que recopila IEEFA. No obstante, aumentó sus importaciones de GNL desde Rusia con respecto al 2023. La consultora noruega Rystad Energy informó que las compras europeas a Rusia totalizaron 17.8 millones de toneladas de GNL, un nuevo récord.

, Nicolás Deza

Genneia, la principal compañía generadora de renovables del país, anunció una inversión de USD 110 millones para la construcción del Parque Solar San Juan Sur, su cuarto desarrollo fotovoltaico en la provincia. Con esta inversión, la empresa superará los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables para 2026.

El proyecto, que estará ubicado en el departamento de Sarmiento, tendrá una capacidad instalada de 130 MW y generará aproximadamente 300 puestos de trabajo en el pico de la obra.

El anuncio fue realizado en la Casa de Gobierno de San Juan, con la participación del equipo directivo de Genneia, encabezado por su presidente, César Rossi, el CEO, Bernardo Andrews, y el Director de Asuntos Corporativos, Gustavo Castagnino.

“Este nuevo proyecto representa un paso estratégico para seguir fortaleciendo nuestra presencia en San Juan y acompañar el desarrollo de la minería, uno de los motores económicos clave de la provincia. Con la entrada en operación del parque San Juan Sur en 2026, alcanzaremos los 350 MW instalados en la provincia», dijo Andrews.

Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Marcelo Orrego y su asesor Federico Conte Grand; Fernando Perea, Ministro de Infraestructura, Agua y Energía; Gustavo Fernández, Ministro de Producción, Trabajo e Innovación; y el Ing. Lucas Estrada, presidente de EPSE.

Parque Solar San Juan Sur

Con el futuro Parque Solar San Juan Sur, Genneia reforzará su compromiso con el crecimiento sustentable de la provincia, acompañando el desarrollo minero e industrial de la región mediante soluciones energéticas limpias, confiables y a gran escala.

La energía generada estará destinada al abastecimiento de grandes usuarios del mercado a término (MATER). El nuevo centro de generación, ubicado a un kilómetro al este de la localidad de Retamito, ocupará una superficie de 500 hectáreas y contará con 250.000 paneles solares bifaciales, capaces de captar la radiación directa y reflejada del sol, lo que optimiza su eficiencia energética.

Con su puesta en marcha para el segundo semestre de 2026, se evitará la emisión de 160.000 toneladas de CO₂ por año, y se generará energía limpia suficiente para abastecer el equivalente a 90.000 hogares.

En el marco de su plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total de casi USD 900 millones, incluyendo proyectos estratégicos como el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

, Nicolás Deza

En un momento de profundas transformaciones productivas, tecnológicas y regulatorias, la competitividad se ha convertido en el desafío central para el presente y el futuro de la industria petroquímica. Frente a este contexto, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevará adelante la “Jornada de la Industria Petroquímica 2025”, en la cual se abordará la temática “cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”. La misma se llevará adelante el próximo martes 10 de junio en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La edición 2025 del evento se presenta como una oportunidad única para debatir, desde distintas perspectivas, cómo fortalecer las capacidades del sector para invertir, producir, exportar y transformar. Será una jornada de diálogo estratégico que reunirá a referentes del ámbito industrial, científico, académico e institucional con el objetivo de impulsar una agenda común para una petroquímica más eficiente, moderna y resiliente.

Agenda

En esta edición, el presidente de la Jornada será el Ing. Guillermo Petracci, referente del sector y actual director industrial de Unipar en Bahía Blanca, el cual señaló que «la petroquímica argentina tiene una oportunidad única de evolucionar hacia un modelo más competitivo, moderno y resiliente. La Jornada del IPA® es una invitación a pensar en conjunto cómo transformar los desafíos en una agenda concreta de desarrollo. Cada nueva edición demuestra que cuando los distintos actores del ecosistema petroquímico se reúnen, surgen ideas, proyectos y sinergias que impulsan al sector”.

Entre los ítems a desarrollar, en la Jornada especial del IPA®, se destacan:

¿Cómo debe reconfigurarse el sector al nuevo modelo global de negocios?

¿Cómo pasar del algoritmo de la inteligencia artificial a ventajas competitivas reales?

¿Cómo enfrentar los desafíos climáticos sin perder capacidad operativa?

¿Por qué la sustentabilidad es un caso de negocio?

Durante la jornada del IPA®, se desarrollarán entrevistas institucionales con autoridades del sistema científico-tecnológico nacional y representantes de áreas vinculadas a la planificación ambiental, el cambio climático y la política industrial.

, Redaccion EconoJournal

Los proveedores argentinos de Vaca Muerta han transitado una curva de aprendizaje significativa en la última década, con avances notables en eficiencia, productividad y reducción de costos. Esas mayores capacidades les otorgan ahora la posibilidad de intentar competir o integrarse en los Estados Unidos, tal como expresaron a EconoJournal diferentes ejecutivos en la 55° edición de la Offshore Technology Conference (OTC) que se lleva adelante en Houston. Sin embargo, al mismo tiempo muchos se mostraron preocupados por el avance de China en el país, sobre todo luego de que el gobierno flexibilizara la importación de maquinaria usada proveniente del gigante asiático a través del decreto 273/2025.  

La delegación argentina presente en el NRG Stadium de Houston puso el foco en ampliar su presencia en nuevos mercados, incrementar exportaciones y adquirir conocimientos en nuevas tecnologías en una de las ferias tecnológicas más importantes de la industria petrolera norteamericana que reúne a unas 1.300 compañías del sector. El pabellón de Argentina congregó a 97 empresas en esta edición. 

“Profesamos el desarrollo de tecnología y trabajo argentino. Lo que queremos es promocionar nuevas exportaciones, que se desarrollen localmente algunas tecnologías que no se fabrican en Argentina, pero con apoyo local. Hoy nuestras empresas exportan a 60 países porque tenemos un ADN exportador”, señaló Leonardo Brkusic, titular del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) en conversación con EconoJournal.

El titular de GAPP celebró que por primera vez en 16 años Argentina contara con un pabellón en la OTC y que muchas empresas se animaran a tener presencia allí y sostuvo que “desde el grupo impulsamos a que vengan para que vean otra dimensión de la industria y puedan encontrarse con jugadores de todo el mundo”. 

Nuevo escenario

Brkusic planteó que el escenario global se redefine con la guerra arancelaria entre Estados Unidos y China y plantea nuevos desafíos para la industria. Agregó que la nueva medida aprobada por el Ministerio de Economía que permite importaciones bienes de capital usados también inquieta a las empresas argentinas: “El objetivo de estar acá también es entender esta nueva dinámica con el cambio de escenario geopolítico. Hay mucho semielaborado chino que va a traer complicaciones en el mercado norteamericano. Hoy Argentina tiene una mirada aperturista que no nos asusta, pero nos inquieta, y a nivel mundial es un escenario complejo con los aranceles”, sostuvo. 

En este contexto, otras compañías argentinas expresaron a Econojournal que la nueva normativa “podría terminar con muchas industrias. Todavía es temprano para saber adónde vamos. Los menores controles en algunos casos tienen lógica, pero en otros no, como en el caso de las plantas modulares. Es muy difícil para un productor o fabricante de bienes que ha invertido en maquinarias y en capacitación para sus empleados ponerlo a competir con un producto usado. No resiste”. 

Otra fuente consultada, señaló que “antes existía un monitoreo sobre la producción local y los pedidos de importación eran muy pocos y en algunos casos se rechazaban equipos que estaban en un estado desastroso. Ahora sin regulación entendemos que todo el mundo se va a animar a traer y para algunas operaciones como campos maduros se puede comprender, pero hay una industria argentina que sufre los mismos costos que tiene la economía del país y hay que lidiar con eso”. 

Otro empresario del sector de servicios también se mostró preocupado acerca de las importaciones de China y afirmó que muchas operadoras ya están buscando contratar servicios desde el país oriental: “Las petroleras nos están exigiendo que bajemos los precios o compran en China. Sabemos que viajaron muchos a buscar proveedores allí y para nosotros es imposible competir con ellos”, dijo. En relación a la llegada de bienes usados, la misma fuente agregó que “algunos los va ayudar, pero a otras empresas las va a matar”. 

, Laura Hevia

“Al principio ninguno de los dos quería tener hijos enseguida y viajamos un poco por el país. Él estaba acostumbrado porque lo había hecho como geólogo de YPF, en donde también trabajó. Incluso ni bien nos casamos le habían ofrecido un puesto en San Juan, pero él dijo que no, porque la vida de geólogo es horrible, yo tendría que haber vivido sola en la ciudad a los 22 años mientras él venía una vez por semana quién sabe de dónde. Ahí empezó con los cuentos para chicos, antes de ser padre”. En este fragmento del libro Los Oesterheld, Elsa Sánchez de Oesterheld recuerda en primera persona una etapa poco conocida del autor del El Eternauta, la historieta argentina de ciencia ficción que Netflix adaptó a la pantalla y estrenó a nivel mundial en formato de serie el 30 de abril. 

Antes de convertirse en un célebre guionista de historietas, Héctor Germán Oesterheld se ganó la vida como geólogo. Estudió el Doctorado en Ciencias Naturales en la Universidad de Buenos Aires, que luego derivaría en la actual Licenciatura en Ciencias Geológicas que se dicta en Ciudad Universitaria. Comenzó la carrera en marzo de 1937 y al poco tiempo ingresó como becario en Yacimientos Petrolíferos Fiscales. Trabajó allí entre diciembre de 1938 y mayo de 1940. Por entonces, YPF otorgaba becas de formación para que los futuros profesionales realizaran prácticas en sus yacimientos. Oesterheld cumplió tareas para la empresa en Comodoro Rivadavia (Chubut), Tupungato (Mendoza) y Zapla (Jujuy). Hay una icónica foto de aquellos años en la que se lo puede ver posando junto a otros compañeros delante de un Ford V8 que tiene el logo de YPF en una de sus puertas.

Martín Fracchia fue quien reconstruyó aquellos años de Oesterheld en un pormenorizado libro titulado En busca del geólogo olvidado, que se puede descargar de la Biblioteca Digital de Ciencias Exactas de la UBA. Allí cuenta que el autor de El Eternauta no era un estudiante brillante. De hecho, luego de ingresar en YPF su rendimiento en las aulas decayó y por eso fue desplazado de la petrolera. “Su experiencia en YPF termina el 10 de mayo de 1940, un mes después de desaprobar por segunda vez Química Analítica Cualitativa. A partir de este suceso comenzó a trabajar de noche. Y así el cansancio comenzó a socavar su fuerza para estudiar”, cuenta en su libro.

Pese a ello, continuó rindiendo sus exámenes y el 22 de mayo de 1946 aprobó su última materia, nueve años después de haber comenzado la carrera, aunque nunca presentó su tesis. El doctorado no tenía título intermedio, pero quienes no realizaban la tesis podían pedir un certificado de materias aprobadas que les permitía desempeñarse legalmente en el ámbito profesional. Oesterheld no lo hizo. “Fue un geólogo sin título, y además solamente trabajó como técnico”, remarca Fracchia.

Además de trabajar en YPF se desempeñó en la división minería de la Corporación para la Promoción del Intercambio (CPI), una sociedad anónima creada en noviembre de 1940 durante el gobierno de Roberto Ortiz como parte del Plan de Reactivación Nacional impulsado por el entonces ministro de Hacienda Federico Pinedo. Su objetivo principal era promover las exportaciones industriales no tradicionales mediante incentivos cambiarios y asistencia técnica, en un contexto marcado por las restricciones comerciales derivadas de la Segunda Guerra Mundial. Oesterheld ingresó allí en mayo de 1944 y a principios de 1946 la empresa fue liquidada y sus activos transferidos al Instituto Argentino para la Promoción del Intercambio (IAPI). La División Minería de la CPI fue transferida al Banco de Crédito Industrial Argentino (BCIA) y allí también fue Oesterheld.

“El BCIA tenía un Departamento de Fomento Minero, formado por un cuerpo técnico de profesionales cuya tarea consistía en analizar y evaluar la viabilidad de los proyectos como paso previo a que los créditos fuesen otorgados. (…) Parte de las tareas de evaluación involucraban la realización de análisis y ensayos sobre minerales y rocas; estas tareas se realizaban en un Laboratorio de Minería, ubicado en el barrio de Núñez”, cuenta Fracchia.

Durante esos años, Oesterheld publicó además varios libros de divulgación científica, como La vida en el fondo del mar (1947), Animales industriosos (1947), Nidos de pájaros (1947), El mundo maravilloso de los insectos (1948) y La aventura del petróleo (1948), a través de las editoriales Códex y Abril. Su esposa cuenta en Los Oesterheld, de Fernanda Nicolini y Alicia Beltrami, que “en el Banco no le dejaban firmar con su nombre, por eso en las obras para chicos firmaba Sánchez Puyol, Sánchez por mí y Puyol por la madre”. Otro seudónimo de ese entonces fue Germán de la Vega.

En el libro Boris Spivacow: memoria de un sueño argentino, el propio Spivacow, que en ese momento era Director de Publicaciones Infantiles de Editorial Abril, relata su encuentro con Oesterheld.

–¿Cómo lo conoció a Oesterheld? –le pregunta Delia Maunás, autora del libro.

–Oesterheld apareció un día de la calle, me dijo que trabajaba en el Banco Industrial…o Hipotecario, y que escribía fundamentalmente para chicos. En aquel momento yo estaba preparando la colección Hoy y Mañana. Era una colección de divulgación para chicos y adolescentes (…) ‘Mire, yo soy geólogo, pero me gusta escribir. Querría hacer una prueba’. Le di para hacer La vida en el fondo del mar y él hizo un texto precioso –fue el primer libro de esa colección. A partir de ahí Oesterheld comenzó a publicar asiduamente con Editorial Abril.

Finalmente, en diciembre de 1950 Oesterheld renunció al Banco de Crédito Industrial. “Elevo a Vd. la renuncia al cargo que desempeño en esta Institución, de Técnico del Departamento de Ingeniería Minera, con el fin de poderme dedicar al libre ejercicio de mi profesión”, dice el texto. Seguramente, quien lo leyó pensó que hablaba de la geología, pero Oesterheld ya sabía a qué se estaba refiriendo.  

, Fernando Krakowiak

Las protecciones en la red eléctrica de España no son las adecuadas para gestionar perturbaciones en una red con una alta penetración de generación con fuentes renovables. El diagnóstico surge de un informe técnico elaborado el año pasado por Red Eléctrica, la compañía operadora de la red española. En ese informe, Red Eléctrica había propuesto al gobierno de Pedro Sánchez una modernización de los criterios de protección del sistema eléctrico. Medios de España en las últimas horas pusieron el foco en este reporte, en la medida que el gobierno demoró en tomar nota del tema y que aporta contexto para entender el colapso eléctrico del lunes pasado en la península Ibérica.

Red Eléctrica presentó en mayo de 2024 un documento titulado «Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Español», en el que se indicaba la necesidad de establecer nuevos criterios de protección por «el cambio en el mix de generación del sistema eléctrico actual debido a la entrada masiva de fuentes de energía renovables».

Las protecciones son todos los dispositivos y automatismos que actúan para proteger la red frente a perturbaciones. El corte total de servicio en la península Ibérica evidenció que las protecciones no actuaron adecuadamente y el sistema se fue a un blackout o apagón total, forzando a realizar un arranque en negro, el escenario menos deseado. Red Eléctrica sigue investigando las causas del apagón.

El documento explica que los Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Peninsular Español actualmente en vigencia fueron introducidos en 1996, cuando el mix de generación era primordialmente térmico a través de las centrales nucleares y a carbón.

Sin embargo, el mix cambió mucho desde entonces y ahora cuenta con una elevada participación de generación renovable variable, especialmente solar fotovoltaica. En los instantes previos al apagón en la península Ibérica, España registraba un mix de generación con una participación de 72% de renovables, con un 60% de solar fotovoltaica (17.657 MW) y un 12% de eólica (3499 MW). También había 3499 MW nucleares y cerca de 1000 MW a gas en operación.

Cambio clave

El cambio en el mix de generación conlleva otro cambio clave en la red: las formas en que se inyecta la energía. Red Eléctrica en el informe observó que las protecciones actuales no son las adecuadas al considerar la creciente penetración de los recursos de generación distribuida y sus inyecciones de energía en el segmento de distribución.

El informe destaca que «la integración masiva de generación renovable basada en electrónica de potencia ha supuesto un cambio en la distribución de la generación que tradicionalmente se conectaba directamente en la Red de Transporte«. La referencia es a los recursos de generación distribuida, tales como los paneles fotovoltaicos en los hogares, que inyectan sus excedentes de energía en la red.

El reporte advierte que estas nuevas fuentes «pueden evacuar tanto en la Red de Transporte como en redes de tensión inferior, lo que puede ocasionar un cambio en la criticidad de ciertos nudos que tradicionalmente eran destinados a centros de transformación y alimentación de la demanda, ya que pueden pasar a ser nudos de evacuación de grandes cantidades de generación, lo que implica un aumento en la criticidad y, por tanto, unos requerimientos de equipamiento del sistema de protección mayores a los requeridos anteriormente».

Una propuesta pendiente de aprobación

Red Eléctrica publicó el documento en mayo de 2024 y al mes siguiente elevó su propuesta a la Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC), una agencia gubernamental. Sin embargo, el gobierno recién tomó nota de las advertencias a comienzos de este año.

El medio especializado El Periódico de la Energía publicó que la CNMC le respondió a Red Eléctrica que la autoridad de aplicación para los cambios de criterios es la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica indicaron al medio español que recibieron la propuesta para su aprobación el pasado 24 de enero.

, Nicolás Deza

HOUSTON (enviada especial). PAE, Tecpetrol y Pluspetrol, tres de las principales operadoras de Vaca Muerta, convocaron en Texas a las empresas locales de servicios especiales independientes a lograr una mayor vinculación y asociación para sumar nuevos equipos y proveedores, ante la perspectiva de fuerte crecimiento en la Cuenca Neuquina. La alta demanda de equipos y de servicios actual y la prevista para los próximos años es uno de los principales cuellos de botella que asoman en Vaca Muerta y que las empresas advierten necesario descomprimir para reducir los costos y mejorar su competitividad internacional.

El evento organizado por la Cámara de Comercio Argentina-Texas, que se celebró en el Club de Petróleo de Houston previo a la Offshore Technology Conference (OTC), contó con la participación de Marcelo Gioffré, vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial, de PAE; Guillermo Murphy, Vicepresidente Supply Chain, de Tecpetrol; Pablo Zelerteins, director de Supply Chain, de Pluspetrol; y el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller.

El funcionario de la Secretaría de Energía, expresó que “los proveedores estadounidenses de servicios y tecnología están impulsando la transformación energética de Argentina y ayudando a convertirse en un líder energético mundial, con la producción de Vaca Muerta duplicada prevista para 2030. Su experiencia es clave para liberar el potencial de Argentina, convirtiéndola en un destino de inversión de primer nivel. Al igual que estas y muchas otras, es necesario invitar a más empresas estadounidenses especializadas en infraestructura, servicios, servicios públicos y construcción a participar y aprovechar esta oportunidad”.

En la charla se expusieron los casos registrados en Vaca Muerta con el trabajo de empresas como Halliburton y Schlumberger, cuyas tecnologías de perforación avanzadas están reduciendo los costos de la industria. En similar sentido, se inscriben las soluciones de inteligencia artificial de Weatherford y la conectividad de Starlink que optimizaron los flujos de trabajo de producción, reduciendo el tiempo de inactividad y mejorando la eficiencia operativa al optimizar la eficiencia y la sostenibilidad. Como parte de ese contexto en el que “las empresas estadounidenses están ayudando a Argentina”, es que las operadoras nacionales buscan descomprimir la presión sobre la oferta de equipos y servicios para ganar en competitividad.

“Necesitamos nuevos contratistas, nuevos proveedores de servicios que puedan traer tecnología, que puedan traer innovación -dijo Gioffré, de PAE. «No es lo mismo un equipo de perforación a diésel que un equipo de perforación eléctrico que obviamente ahorra mucho dinero en el consumo de diésel, Todas esas tecnologías son bienvenidas, y estamos abiertos para recibirlos y por eso con una macroeconomía queremos que está mejorando es la oportunidad para que quienes no se animaron antes se animen ahora a a venir a la Argentina”, agregó.

En esa línea, Gioffré reseñó que PAE también tiene un programa de desarrollo de proveedores con pymes argentinas, y hace cuatro años lanzó un programa de internacionalización que permitió en el encuentro de Houston contar con más de 30 empresas nacionales para entender cómo se hacen los negocios en Estados Unidos y poder llevar tecnologías.

El directivo de PAE animó a las empresas extranjeras a que “cuando hay riesgo hay que mitigarlo y una de las maneras de mitigarlo es que los proveedores de Estados Unidos que no se animan todavía, se puedan asociar con un proveedor local, con un con una pyme argentina y buscar una pata local con la que operar, que conoce el entorno, el contexto, a los gremios y la sociedad, para lo cual PAE hizo el trabajo previo con sus pymes”.

Por su parte, Murphy señaló que los grandes proyectos que permitirán a la Argentina duplicar su producción de gas y petróleo hacia comienzos de la próxima década “van a generar necesidades con las que van a aparecer nuevos cuellos de botella. Hoy tenemos otro tipo de problemas, y es cómo generar una cadena de abastecimiento que soporte el crecimiento que Vaca Muerta necesita”. Pero si bien los beneficios de competitividad que se pueden lograr con nuevos equipos y tecnologías que lleguen a la formación neuquina, para el directivo de Tecpetrol “ninguna de esas eficiencias tiene sentido si después una limitación de un cuello de botella secundario en infraestructura hace perder toda la eficiencia ganada con más tecnología”.

“Hoy está clarísimo que el tren de Vaca Muerta ya se puso en marcha, que es una oportunidad extraordinaria invertir en el proyecto más ambicioso y grande que tiene la Argentina que es el Oil and Gas y que van a cambiar su economía. Ser parte de ese proyecto es uno de los desafíos y el modelo de integración con empresas locales es el adecuado para el primer paso”, expresó el ejecutivo de Tecpetrol al exhortar a las empresas texanas a formar parte del ecosistema de proveedores del Grupo Techint, del que ya participan más de 2.000 empresas asociadas al programa ProPymes, 200 de las cuales tienen foco en Vaca Muerta.

Finalmente, Zelerteins reseñó que con los proyectos que tiene en marcha Pluspetrol va a casi duplicar la necesidad de equipos para pasar de tres perforadoras actuales a un cuarto que llegará en julio, un quinto en licitación y un sexto en evaluación. “Requerimos más equipos, más empresas que se animen a instalarse, y si bien hace poco adquirimos una empresa de fractura y podemos importar cualquier equipo o herramienta, también alguien tiene que animarse a instalarse en la zona de influencia donde operamos, brindarnos el servicio, el servicio asociado a la perforación o el servicio asociado a la construcción o a lo que corresponda”, dijo el ejecutivo de Pluspetrol al destacar un trasfondo más complejo.

“En la combinación de necesidad entre equipo y servicio, Pluspetrol es una empresa abierta, que no tiene una única receta respecto a cómo vincularse con los proveedores, con lo cual la invitación es a contactarse, a evaluar juntos cuáles son esas barreras desde la mirada que cada empresa puede tener en sus planes de negocio, e instalarse en la zona de influencia porque seguramente hay distintos modelos de asociatividad, de colaboración para facilitar un potencial desembarco”, agregó Zelerteins.

, Laura Hevia

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, participó de la Cumbre Bilateral de Energía, organizada por la Cámara Argentina-Texana de Comercio (AATC) y afirmó que la provincia está dispuesta a negociar una baja significativa de las regalías provinciales en la actividad convencional con el fin de incrementar las inversiones y promover el uso de nuevas tecnologías de recuperación terciaria.

En este contexto, Cornejo comentó que ya comenzaron a implementar regalías variables en algunos pozos del norte de Mendoza, que en algunos casos se redujeron del 12% al 6 o 7%, pero afirmó que la provincia está dispuesta a bajar a cero en algunos pozos.

“En función del precio del barril del petróleo aplicaremos este beneficio para acompañar al productor en el pozo”, sostuvo Cornejo, quien luego comentó que esta metodología ya se aplicó con la compañía Petróleos Sudamericanos.

El mandatario mendocino acompañó a toda una comitiva de empresarios de su provincia con el fin de busca inversiones en la Offshore Technology Center que se desarrolla desde hoy en Houston. En este contexto, llamó a invertir en el flanco norte de Vaca Muerta y aseguró que la expansión del desarrollo hacia esas áreas se presenta como una nueva oportunidad en Mendoza.

“Vemos con optimismo que Vaca Muerta se vaya corriendo al norte. A los inversores les decimos que estén atentos porque ya incursionamos con tres perforaciones exitosas de YPF en el no convencional y eso se traduce en la necesidad de más infraestructura básica para el desarrollo y la integración con el norte de Neuquén”, sostuvo.

Infraestructura

Cornejo señaló que, a diferencia de Neuquén, Mendoza cuenta con una red de infraestructura desarrollada como ductos -que históricamente abastecieron a las refinerías de Luján de Cuyo y La Plata-,caminos y sumó que además la provincia aportará la línea eléctrica El Cortaderal que permitirá beneficiar a proyectos mineros y petroleros en cercanías al límite con Neuquén.

“Esa infraestructura hoy es una ventaja, pero también nos impone el desafío de avanzar en nuevas obras que permitan vincularnos con los mercados de exportación”, afirmó.

El mandatario cuyano también dijo que es necesario incrementar nuevas obras como una línea de ferrocarril y mejoras en la Ruta 40 en el límite con Neuquén para favorecer el desarrollo del polo industrial de Pata Mora, ampliar la red de transporte y fortalecer la integración con la región: “Tenemos un ducto de gas que atraviesa Mendoza y que nos vincula con Chile, que ha estado súper explotado en los últimos años. Queremos que siga siendo un eje clave de integración energética binacional”, dijo.

Luego aseguró que la provincia está construyendo condiciones sólidas para crecer: “Tenemos potencial, equipos técnicos capacitados, experiencia en la industria y una agenda concreta para sumar competitividad y atraer inversiones”.

El mandatario mendocino señaló que el área El Portón podría convertirse en un nodo estratégico para el almacenamiento subterráneo de gas y anunció que la provincia evalúa un proyecto de este tipo.

Por último, se refirió a la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en la promoción de nuevas inversiones en el sector hidrocarburífero, peor señaló que esas reformas no hubieran sido posibles sin el apoyo de las provincias que se involucraron en la búsqueda de consensos.

, Laura Hevia

HOUSTON (enviada especial).- Frente a unos 200 directivos de empresas de servicios petroleros, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, llamó a invertir en la provincia y en Vaca Muerta destacando que “está preparada para recibir más inversiones”.

“Para que a Neuquén le vaya bien, a la Argentina le tiene que ver, pero por primera vez hoy estamos convencidos de que para que a la Argentina le vaya bien, a Neuquén le tiene que ir bien”, aseguró el mandatario durante el panel “Desbloqueando el potencial energético a nivel provincial” que se realizó en el marco de la Cumbre Bilateral de Energía, organizada por la Cámara Argentina-Texana de Comercio (AATC) y que contó con la presencia de su par de Mendoza, Alfredo Cornejo. El evento fue la antesala de la Offshore Technology Conference (OTC), una de las principales ferias tecnológicas de la industria de Oil&Gas que se realiza esta semana en Texas.

Figueroa remarcó frente a directivos de empresas de servicios de EE.UU. que Neuquén es una provincia adaptada para recibirlos ya que «cuenta con seguridad jurídica, estabilidad, normas claras y reglas de juego muy claras para que tengamos la oportunidad de tener las pequeñas, medianas empresas que desarrollaron Permian puedan invertir en el desarrollo de Vaca Muerta”. 

En asociación

El mandatario neuquino puntualizó que “sabemos que (muchas empresas de servicios presentes en Texas) no han salido de los Estados Unidos, pero los necesitamos para poder desarrollar todo Vaca Muerta. «Y lo ideal es que puedan hacerlo en forma asociada con las empresas neuquinas”, añadió. 

“Podemos construir nuevas alianzas. Sabemos que tenemos una gran reserva de gas natural para ofrecer. Además, tenemos que ser innovadores en el GNL y también en la Inteligencia Artificial y convocar a quienes quieran desarrollar Data Center en nuestra provincia”. En ese sentido, sostuvo que «es una oportunidad para las empresas de EE.UU., porque el mercado norteamericano parece estar saturado para estos proyectos, mientras que Neuquén cuenta con energías limpias y un clima seco y frío que es ideal para llevar adelante estas inversiones”.

Ventajas

“Tenemos una gran historia en políticas para inversiones extranjeras y, en esta modificación de paradigma, estamos deseosos de recibir más inversión para monetizar nuestro subsuelo”, agregó. 

Figueroa habló sobre los cambios impulsados en la nueva Ley de Hidrocarburos, aprobada dentro de la Ley Bases, donde comentó que la provincia tuvo una activa participación con el fin de promover un crecimiento potencial de Vaca Muerta. En este sentido, también consideró que el RIGI es una herramienta sustantiva para esto y se refirió a la Ley Invierta Neuquén como otro ejemplo de los beneficios a los que pueden adherir las empresas estadounidenses. 

“Después del impacto del RIGI y del levantamiento del cepo hemos sancionado una ley provincial que incluye cambios tributarios como liberaciones de Ingresos Brutos, de Sellos e inmobiliarios para emprender y brindar ventajas en el acceso a la tierra a un valor del mercado razonable, tener oportunidad de brindar apoyo crediticio para pymes que quieran invertir”. Sin embargo, afirmó que en este marco legal enfatizará en la contratación de mano de obra local.

, Laura Hevia

La gobernación de Salta convocó a una Mesa de Diálogo en la que participaron autoridades de Refinor, referentes sindicales y funcionarios provinciales luego de que la empresa diera a conocer su decisión de discontinuar las operaciones de refinación de petróleo en el Complejo Campo Durán debido al declino de la producción de la Cuenca Noroeste por el agotamiento que presentan los campos maduros de la provincia.

En la reunión se analizó el impacto que tuvo la producción de Refinor en los últimos años teniendo en cuenta que la empresa necesita procesar más de 1000 metros cúbicos de crudo para ser competitiva y que en la actualidad sólo logra reunir un tercio de esa cantidad. Frente a ese escenario, Martín Lindor, CEO de Refinor, detalló los planes de reconversión de la empresa y adelantó que la compañía pasaría a refinar exclusivamente gas, y a priorizar las operaciones de transporte de este recurso.

Esto es así porque Refinor tiene proyectos vinculados al aprovechamiento de gas natural en la región a partir de la reversión del Gasoducto Norte y además se encuentra está exportando gas a través del Gasoducto Madrejones hacia Bolivia.

Fuentes de empleo

Luego de que se conoció el comunicado enviado por Refinor a sus trabajadores anunciando el cese de las operaciones de refinamiento de crudo, el ministro de Producción y Desarrollo Sustentable de Salta, Martín de los Ríos, emprendió conversaciones con autoridades de las empresas accionistas de la refinadora, YPF e Hidrocarburos del Norte (una subsidiaria de Integra, el holding que encabeza José Luis Manzano) con el objetivo de sostener la producción y las fuentes de empleo. Es por esto que, Lindor aseguró que no hay planes de cesar a trabajadores sino reacomodarlos de acuerdo con las nuevas necesidades de la empresa.

Además, el ejecutivo se comprometió a analizar alternativas para continuar el vínculo entre Tecpetrol (que refinaba el total de su producción en Campo Durán) y Refinor, transportando el crudo hasta plantas refinadoras de Mendoza o Buenos Aires.

Impacto

Tras la decisión de Refinor, desde el Sindicato de Trabajadores de la Industrialización Privada de Petróleo y gas de Salta y Jujuy y la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas privado y BIO (FASiPeGyBio) habían declarado estado de alerta y movilización de sus bases y también le habían exigido al estado provincial de Salta y al Estado Nacional poner en práctica políticas urgentes para revertir la decisión de la empresa.

No obstante, luego del encuentro Mario Lavia, secretario adjunto de FASiPeGyBio, destacó el diálogo permanente y la celeridad de las gestiones. “Nos llevamos la tranquilidad de que no va a haber por ahora ninguna situación de despidos y que se cumplirán los acuerdos que hemos hecho con la empresa”, remarcó.

“El Gobierno ha demostrado, que pese a las ventajas que ofrece Vaca Muerta, está comprometido en sostener la Cuenca Hidrocarburífera Norte. Las empresas también han expuesto sus planes de inversión. Y nosotros estamos dispuestos a ser protagonistas para que eso ocurra”, aseguró el gremialista.

En la jornada estuvieron también presentes: el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas de Salta y Jujuy Sebastián Barrios; junto a otros referentes sindicales,  el secretario de Trabajo de la Provincia Alfredo Batule; y el director general de Hidrocarburos Pablo Guantay.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) creó una nueva categoría para los usuarios residenciales de mayores consumos. Hasta ahora la categoría más alta era la R34 que, en el Área Metropolitana de Buenos Aires, agrupaba a todos aquellos hogares con una demanda superior a los 1801 m3 anuales. Sin embargo, a partir de este mes el R34 tiene un tope de 3000 m3 anuales y los que superen ese valor pasan a formar parte de la nueva categoría R4. A raíz de esta decisión, los que permanezcan dentro de R34, porque consumen entre 1801 m3 y 3000 m3 anuales, tendrán una fuerte reducción del cargo fijo que varía según la distribuidora. En el caso de los usuarios Nivel 1 de Metrogas de Capital Federal ese monto baja de $65.917,86 a $34.504,83, un 47,66%.

Fuentes oficiales informaron a EconoJournal que la decisión se tomó luego de planteos formulados en la audiencia pública por defensores de usuarios que cuestionaron la suba exorbitante que había registrado el cargo fijo para los usuarios R34 a partir del año pasado.

Reforma del régimen tarifario

En abril de 2024 el gobierno reformó el régimen tarifario al elevar sustancialmente la incidencia del cargo fijo en el monto de la factura final de los usuarios de gas natural. La decisión se tomó a raíz de una solicitud de las distribuidoras que pidieron trasladar el aumento del VAD mayoritariamente sobre ese componente para tener más previsibilidad en sus ingresos a lo largo del año. El objetivo central fue independizar los recursos que perciben de la estacionalidad que evidencian los consumos para hacer frente con mayor facilidad a una estructura de costos, fundamentalmente los salarios, que no varía sustancialmente entre el invierno y el resto del año.

Ese cambio, combinado con el fuerte ajuste tarifario, derivó en subas del cargo fijo que, tal como reveló EconoJournal, en el caso de los usuarios R34 de Metrogas de la Ciudad de Buenos Aires llegaron al 2839,6%. Si bien es cierto que comparar el cargo fijo viejo mensualizado con el cargo fijo nuevo no era del todo correcto porque una parte de la tarifa que antes se canalizaba a través del cargo variable había comenzado a computarse exclusivamente dentro del cargo fijo, lo cierto es que la suba fue tan fuerte que Enargas tomó incluso la decisión de mensualizar el cargo fijo para tratar de disimular semejante ajuste.

El techo para los R34

El cargo fijo remunera, entre otros aspectos, el costo de mantenimiento de la red. Ese costo se prorratea entre los usuarios de cada categoría y está influenciado por su consumo real. Es decir, aunque el cargo fijo no varía de acuerdo al consumo individual, el costo de mantenimiento de red para cada categoría si resulta determinado por el consumo real agregado de sus usuarios porque los usuarios de mayor consumo, por ejemplo, necesitan redes más robustas (mayor diámetro, presión, estaciones de regulación más potentes). A mayor consumo total de una categoría, mayor desgaste y exigencia sobre la infraestructura, lo que incrementa los costos de mantenimiento. Eso explica porque Enargas asigna un cargo fijo más alto a las categorías de mayores consumos.

El problema surgió porque la categoría R34 incluía a todos los usuarios residenciales que consumían más de 1800 m3 anuales, pero dentro de ese universo la dispersión era muy amplia porque había algunos que consumían 1801 m3 anuales y otros que podían llegar a consumir hasta 50.000 m3 anuales porque tienen piletas climatizadas o son consorcios con servicios centralizados que pagan una sola factura, y por lo tanto un solo cargo fijo, pese a que canalizan los consumos de múltiples viviendas. En algunas zonas de Mendoza incluso se implementaron hace algún tiempo sistemas de calefacción a gas de veredas para que no se les forme hielo en invierno.

Fuentes oficiales remarcaron a EconoJournal que, al momento de calcular el cargo fijo de esa categoría R34, los mayores consumos tiraban el costo para arriba ya que el cálculo matemático toma en cuenta la cantidad de usuarios de cada categoría y el total consumido.  Con la nueva categoría R4 el cargo fijo de los R34 bajó sustancialmente porque la dispersión dentro de esa categoría se redujo ya que solo incluye los consumos de hasta 3000 m3 anuales. “Se hizo un análisis de hasta dónde podía ser un consumo racional de una vivienda de alto consumo y se fijó un nuevo techo, pudiendo incluir ahí incluso algunas unidades multifuncionales, pero de pocas unidades o consumos racionales”, remarcaron desde el gobierno.  

, Fernando Krakowiak

Y-TEC, la empresa de tecnología de la petrolera YPF, firmó un acuerdo con la empresa israelí XtraLit para el desarrollo de oportunidades vinculadas con la producción de litio mediante tecnologías de extracción directa. El acuerdo marca un nuevo paso en la estrategia de XtraLit en el país, en donde el año pasado anunció un plan de inversiones por US$ 104 millones.

Las empresas anunciaron este lunes la firma de un acuerdo de cooperación con el objetivo de revolucionar la extracción de litio mediante el posible desarrollo conjunto de proyectos de extracción directa de litio (DLE por sus siglas en inglés) en la Argentina.

“Conocí a XtraLit durante mi viaje a Israel a principios de 2025 y quedé profundamente impresionado por el ecosistema de innovación israelí en general y por sus capacidades técnicas de primer nivel en particular”, declaró Horacio Marín, presidente y director ejecutivo de YPF.

El CEO de XtraLit, Simon Litsyn destacó que el acuerdo «refleja nuestro compromiso compartido con la innovación sostenible para descubrir nuevas fuentes de litio en Argentina que no se habían abordado hasta ahora debido a la falta de tecnología relevante”.

“Esta alianza con Y-TEC representa un gran avance para XtraLit en el escalamiento de nuestra tecnología en Argentina”, afirmó Gerardo Tyszberowicz, director de XtraLit en Latinoamérica.

XtraLit

Fundada en 2021, XtraLit esta desarrollando una tecnología para la extracción eficiente de litio en salmueras con concentraciones altas o bajas del mineral. La empresa ya ha adquirido una amplia experiencia en la extracción de litio en proyectos en Medio Oriente y América del Norte.

El CEO de la empresa visitó la Argentina el año pasado por primera vez, motivado por el cambio de rumbo económico introducido por el gobierno de Javier Milei. En el país, Xtralit cuenta con el respaldo de Dragones Venture Partners, un grupo de inversores de venture capital entre los que figuran Diego y Martín Teubal, accionistas y directores de BGH, Dario Fainguersch, Daniel Aisenberg, Diego Zbar, Andrés Perez y Miguel Ángel Graña.

«Creemos firmemente que nuestra tecnología tiene un rendimiento mejor que el rendimiento de la mayoría. Sin embargo, no existe una tecnología que sea la mejor en todos los casos. Esto significa que para cada salmuera hay que encontrar la que mejor se adapte desde el punto de vista tecnológico. Entonces, nuestro enfoque, nuestra tecnología, es la mejor para muchas salmueras, pero no para todas. Y hay otras tecnologías que serán mejores para otras salmueras. Es una situación saludable, hay lugar para la competencia», analizó Litsyn en una entrevista para este medio realizada durante su estadia en el país en 2024.

, Nicolás Deza

HOUSTON (enviada especial).- Las oportunidades para invertir en Argentina, el potencial de Vaca Muerta y los lazos con Texas fueron los temas principales que se abordaron este domingo en un evento organizado por la Cámara de Comercio Argentino-Texana (ATCC, por sus siglas en inglés) en esta ciudad. El evento, que tuvo cita en el Club del Petróleo de esa ciudad, fue la antesala de la Offshore Technology Conference (OTC), la feria de tecnología más importantes de la industria petrolera en EE.UU. 

“La Argentina está resurgiendo como un destino de inversión convincente. Con un compromiso en la transparencia económica, la implementación del RIGI y un entorno competitivo de costos en Vaca Muerta, el momento de volver a comprometerse es ahora”, Ariel Bosio, vicepresidente de a ATCC. 

“Queremos hacer que Argentina y Texas sean más grandes y mejores para el futuro, para la generación futura que está por venir. Hagamos que suceda. Ahora, mejor que nunca, las empresas argentinas, estadounidenses e internacionales tienen una oportunidad increíble de asociarse juntas”, expresó.

Los cambios macroeconómicos llevados adelante por el presidente Javier Milei fueron un tema transversal en la agenda del día, entre los que se destacaron la aprobación de la Ley Bases, el Régimen de Incentivos a la Inversión (RIGI) y el levantamiento del cepo cambiario. 

 Al dar inauguración al evento, el ejecutivo recalcó que también hay una clara decisión del gobierno Estados Unidos -de la mano de Donald Trump- y del de Argentina -con Milei-de “ser aliados geopolíticos, apoyarse mutuamente y promover oportunidades de negocios bilaterales”, lo cual permite fortalecer este lazo entre las dos ciudades y potenciar sus beneficios mutuos en la consolidación de negocios o en la creación de mano de obra calificada. 

Con la mirada puesta en inspirarse en la experiencia texana, el encuentro enfatizó en las similitudes entre la Cuenca Pérmica y Vaca Muerta. “Texas es la capital energética del mundo, representa casi el 50 % de la industria energética estadounidense en la producción, refinación y exportación de petróleo y gas y 10 veces el tamaño de la industria energética argentina”, agregó Bossi. “Argentina puede aprender y acelerar las oportunidades porque tiene los recursos de petróleo y gas más prometedores y no convencionales del mundo”. 

“Ustedes están en el lugar, en el momento correcto y con las personas correctas”, aseguró Barbara D’Amato, miembro del Consejo Económico de Texas, quien señaló la importancia global de este estado en los mercados del mundo.  “Argentina es el único país de extrema derecha en Latinoamérica es mucho más grande que otros, tiene más impacto y está alineado con Estados Unidos y eso es muy importante”, agregó. 

Previa a la OTC

El evento reunió a empresas que operan en los dos países junto a representantes de operadoras y del sector público. El primer panel estuvo integrado por Federico Veller, subsecretario de Combustibles Líquidos y Ruth Hughs, ex secretaria de Estado de Texas. Además, estuvieron presentes el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa y el de Mendoza, Alfredo Cornejo para dialogar acerca de la agenda del sector público y las oportunidades de inversión en sus provincias. 

Por otro lado, el último panel estuvo cargo de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, Marcelo Gioffré, VP Supply Chain de Pan Ameican Energy, Pablo Zelenteins, Supply Chain de Pluspetrol y Guillermo Murphy, VP Suppy Chain de Tecpetrol quienes hablaron acerca de las proyecciones de Vaca Muerta y los desafíos que deberá enfrentar la industria. 

El encuentro de la Cámara Argentina-Texana de Comercio fue además la previa de la 56°OTC Conferencia Anual de Tecnología Offshore (OTC) que se realizará en el NRG Park. 

Allí se reunirán expertos y profesionales del sector energético a nivel mundial para debatir el futuro de la energía offshore junto con innovaciones en la industria y un programa técnico multidisciplinario que explora las tecnologías necesarias para abordar la creciente demanda energética mundial. 

, Laura Hevia

Un reciente comunicado conjunto de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Cámara Minera de San Juan (CMSJ) ha encendido las alarmas sobre falsas ofertas de inversión en criptoactivos supuestamente respaldados por reservas minerales. La advertencia no solo pone en duda la legitimidad de estos vendedores de ilusiones, sino que también deja al descubierto la ausencia de compañías mineras que realmente estén tokenizando sus reservas.

Este anuncio provocó una ola de investigaciones periodísticas que han colocado a algunos de los promotores de estas inversiones al borde de la estafa, comparándolos incluso con el célebre oferente de criptomonedas respaldadas por minería, Generación Cero, hoy condenado por fraude. La situación se tornó aún más delicada cuando una empresa canadiense con sede en Vancouver, dedicada a la exploración de litio en el Chaco Paraguayo, desmintió cualquier vínculo con los supuestos tokenizadores Ettios y Atómico 3, ambos con domicilio legal en Paraguay.

La tokenización de reservas minerales: ¿avance o engaño?

Desde mi posición como profesional del sector minero argentino, fui uno de los primeros en hablar sobre la herramienta de tokenización de reservas de minerales, hace ya más de un lustro, reflejando su potencial en varios de mis artículos. Sin embargo, en los últimos años, han surgido actores ajenos a la minería que desconocen los procesos necesarios para la obtención de reservas certificadas y el marco jurídico que las regula. Como resultado, la tokenización ha sido distorsionada y utilizada como un vehículo para la especulación y el engaño. Es momento de volver a los fundamentos y desenmascarar a los oportunistas.

¿Qué es la tokenización de activos?

La tokenización de activos es el proceso de convertir los derechos sobre un activo físico o digital en un token digital registrado en una blockchain. Este token representa la propiedad del activo, ya sea en su totalidad o en fracciones, permitiendo su fácil transferencia y negociación. Se pueden tokenizar diversos activos, entre ellos:  Activos financieros, Bienes inmobiliarios, Activos digitales, Reservas minerales.

En el caso de la minería, la empresa propietaria de las reservas fracciona estos activos y crea tokens digitales en una blockchain. Estos tokens representan una parte de la propiedad del activo original y pueden ser comprados, vendidos y transferidos de manera segura.

¿Es realmente útil la tokenización de reservas minerales?

La tokenización de reservas minerales permite transformar activos físicos en digitales, facilitando el acceso aún de pequeños inversores al sector minero. Como toda inversión, el riesgo dependerá del desarrollo del activo y su evolución en el tiempo. Para las empresas mineras, la tokenización puede ser una herramienta valiosa para obtener capital y financiar proyectos. Sin embargo, su éxito depende de la seriedad de la compañía minera y de la plataforma blockchain utilizada.

La clave está en la transparencia y la legitimidad. Si la tokenización se implementa correctamente, puede revolucionar la industria minera. Pero si cae en manos equivocadas, puede convertirse en un nuevo vehículo para el fraude.

Reservas minerales: el pilar de la minería responsable

Una reserva mineral es mucho más que un simple depósito de recursos naturales; es la fracción económicamente viable de un recurso mineral que puede ser explotado de manera legal y rentable con la tecnología y los precios actuales. Transformar un recurso en una reserva certificada no es un proceso inmediato ni fortuito, sino el resultado de años de exploración, investigación y cuantiosas inversiones.

Este proceso está regulado por un entramado legal, técnico y financiero sumamente sofisticado, diseñado para proteger la propiedad de estos recursos y garantizar su explotación responsable. La certificación de reservas minerales es un paso crucial, ya que valida y cuantifica la cantidad y calidad del recurso. Para ello, se deben cumplir estrictas normas y estándares internacionales, como el NI 43-101 canadiense, que establece criterios rigurosos para la divulgación de información sobre proyectos mineros.

Tokenización de reservas: ¿avance o engaño?

La tokenización de activos ha sido presentada como una herramienta innovadora para el acceso a inversiones mineras, con beneficios que pueden obtener tanto el inversor como la compañía minera. Sin embargo, solo pueden tokenizarse reservas certificadas, obtenidas mediante los procedimientos adecuados. No es lo mismo hablar de reservas certificadas que de simples muestras de superficie con valores insignificantes de litio.

El reciente comunicado de la CAEM y la CMSJ dejó en evidencia la inexistencia de reservas mineras de litio en San Juan, lo que desató una respuesta de un falso tokenizador alegando que contaba con análisis químicos de cuatro muestras de superficie con valores de entre 12 y 17 microgramos de litio por gramo de muestra. Estos valores son diez veces inferiores a los necesarios para siquiera considerar el inicio de una exploración. Presentar esto como una reserva de litio no solo es una falta de respeto a los profesionales de las ciencias de la tierra y a la industria minera, sino que también constituye un intento de engaño a inversores neófitos. La tokenización que propone esta gente, es de la salmuera que contiene agua con sales diversas; genera risa de solo pensarlo.

El verdadero litio: del recurso a la batería

Para comprender la magnitud del engaño, es fundamental aclarar que el compuesto utilizado en baterías no es simplemente litio en estado bruto, sino carbonato de litio, obtenido tras un complejo proceso de purificación y conversión. Este compuesto se distingue por su concentración: 99% para grado técnico y 99,5% para grado batería. No es un proceso simple ni barato; además de contar con reservas certificadas, se requieren cientos de millones de dólares en inversión para su desarrollo.

La tokenización puede ser una herramienta poderosa si se implementa con transparencia y respaldo técnico. Pero cuando se usa para vender humo, y sorprender a potenciales inversores, solo contribuye a la desinformación y al desprestigio de la industria minera.

La tokenización de reservas minerales: un derecho exclusivo de las empresas mineras

En medio del creciente debate sobre la tokenización de activos mineros, es fundamental separar la paja del trigo y aclarar quiénes tienen realmente la potestad de tokenizar reservas minerales en Argentina.

Las provincias argentinas poseen el dominio originario de los recursos minerales dentro de su territorio. Esto significa que son ellas las encargadas de otorgar permisos de exploración y concesiones mineras. En otras palabras, sin el consentimiento de las autoridades provinciales y sin el aval de los titulares de las concesiones, ningún recurso mineral puede ser tokenizado.

¿Quién puede tokenizar reservas minerales?

La respuesta es clara: solo las empresas mineras propietarias de las reservas certificadas pueden decidir si tokenizan sus activos. No es Atómico 3, ni ningún otro sitio web creado con este propósito, quien tiene la autoridad para hacerlo. Hasta el momento, ninguna empresa minera con reservas en Argentina ha anunciado que va a tokenizar sus activos.

Si la compañía minera no lo anuncia oficialmente, cualquier otro intento de tokenización es una estafa. Así de claro y simple.

El rol de la Comisión Nacional de Valores (CNV): un paso adelante contra las estafas

Durante demasiado tiempo, la falta de regulación estatal ha servido como caldo de cultivo para oportunistas que se aprovechan de la confianza ajena. Cualquier individuo con un historial de quiebras fraudulentas, señalado en los alertas al inversor de la CNV por ofertas irregulares o registrado en el BCRA como deudor Nivel 5, podía crear un sitio web y disfrazar su engaño bajo el atractivo velo de la tokenización de minerales.

Finalmente, la CNV ha decidido actuar y ha puesto en marcha el Registro de Proveedores de Servicios de Activos Virtuales (PSAV), una medida que marca un antes y un después. Las entidades ya no podrán operar desde Paraguay sin control, sino que deberán establecerse legalmente en Argentina y contar con un capital de respaldo.

A la hora de invertir, la clave es clara: primero, solicitar información sobre la compañía minera que supuestamente respalda los tokens; luego, verificar su legitimidad a través de la CNV.

Las denuncias de los afectados: el despertar tras la estafa

El modus operandi del estafador le brinda una cruel ventaja: el engaño prospera hasta que la verdad sale a la luz, y en el camino quedan damnificados. Aunque las cámaras mineras reaccionaron tarde, trazaron una senda de alerta.

Hoy, los afectados han alzado la voz. Grupos en redes sociales han emergido como espacios de denuncia y apoyo: en Facebook, bajo el nombre “Atómico 3 es una estafa”, y en Telegram, como “AT3 SCAM”.

Además, uno de los daminificados, ha llevado la denuncia ante la CNV, acusando a Atómico 3 S.A., sociedad extranjera constituida en Paraguay, junto a sus socios, por múltiples irregularidades, desde el incumplimiento de normativas hasta la manipulación de plataformas de negociación de activos virtuales.

El mensaje es claro: la vigilancia y la regulación han tomado impulso. La prevención y la información son las mejores herramientas contra el fraude.

¿Cómo seguir? Un llamado a la acción

Las Cámaras empresarias del sector minero han sido categóricas: han tomado distancia de los falsos tokenizadores y de sus turbias operaciones. Ahora, la responsabilidad recae en cada empresa minera, que deberá mantenerse alerta para evitar ser utilizada sin su consentimiento en estrategias fraudulentas. Actuar a tiempo es crucial: la denuncia de estos engaños debe realizarse antes de que el daño sea irreversible.

Por otro lado, los inversores son quienes corren el mayor riesgo. En este panorama, la prudencia no es una opción, sino una necesidad. La cautela extrema debe ser la norma, y ante la menor sospecha, la mejor estrategia es acudir a fuentes confiables: profesionales del sector, empresas mineras, cámaras empresarias y las autoridades regulatorias como la CNV, ARCA y UIF.

El futuro de esta industria clave no puede quedar a merced de la desinformación, las omisiones y los usos indebidos. La única forma de garantizar su integridad es con vigilancia, transparencia y acciónrápida.

(*) Geólogo y Abogado, profesor de Derecho de los Recursos Naturales.

, Por Favio Casarin (*)

El Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) cumplió 90 años de historia el 2 de mayo. Fue fundado en 1935 y ha sido pionero en el desarrollo de normas y servicios de evaluación de la conformidad en la Argentina, consolidándose como un aliado estratégico para las organizaciones y la comunidad en general.

“Desde sus inicios, IRAM se propuso facilitar, mejorar y hacer más segura la vida de las personas, agregando valor a organizaciones de todo tipo y tamaño. A lo largo de estas nueve décadas, ha contribuido a elevar los estándares de calidad y seguridad en múltiples sectores, promover la competitividad, proteger al ambiente y acompañar a las industrias en su camino hacia la excelencia y la innovación”, remarcaron desde el Instituto.

Trayectoria

“El verdadero valor de una organización se mide por su capacidad para adaptarse, anticiparse y generar confianza. En estos 90 años, IRAM ha sabido afrontar los retos de cada época sin perder de vista su propósito: brindar soluciones confiables y construir un mundo más justo y sostenible”, expresó Claudio Terrés, presidente del Instituto.

El director general de IRAM, Nicolás Eliçabe, destacó: “Estamos orgullosos del trayecto recorrido y también de lo que proyectamos hacia adelante. En IRAM trabajamos no solo para asegurar la calidad y seguridad de los productos y servicios que las personas usan todos los días, sino también para contribuir activamente a una sociedad más equitativa y preparada para los desafíos que plantea el futuro”.

A sus 90 años, IRAM renueva su compromiso con la mejora continua y reafirma su rol como referente nacional e internacional en calidad, seguridad y sostenibilidad. Porque en cada norma, en cada evaluación y en cada capacitación, hay un propósito mayor: mejorar la vida de las personas.

, Redaccion EconoJournal

Southern Energy y Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación de un segundo buque de licuefacción en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro, que producirá gas natural licuado destinado a los mercados de exportación. Este buque, denominado “MKII”, se suma al “Hilli Episeyo”, el primer barco acordado entre las partes, y que en conjunto tendrán una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos día de gas natural.

La compañía prevé que las dos terminales flotantes de licuefacción puedan operar todo el año para lo cual se requerirá la construcción de un gasoducto dedicado entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías.

Asimismo, Southern Energy informó que avanzó con la decisión final de inversión (FID, según sus siglas en inglés) relacionada a la instalación del “Hilli Episeyo”, con lo cual confirma una inversión cercana a US$ 7.000 millones a lo largo de los 20 años de operación en toda la cadena de valor y que además permitirán viabilizar mayores inversiones adicionales de desarrollo en Vaca Muerta.

Con la firma de este acuerdo, Southern Energy, propiedad de Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, cumple con la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y cuyo objetivo es convertir a la Argentina en un país exportador de GNL a través de distintas etapas durante los próximos años. Las exportaciones de GNL comenzarán en 2027 con el inicio de la operación del “Hilli Episeyo”.

El proyecto, que presentó su solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), ya cuenta con el certificado de Autorización de Libre Exportación de Gas Natural Licuado por un plazo de 30 años, otorgado por la Secretaría de Energía de la Nación, como así también tiene aprobado el Estudio de Impacto Ambiental por la provincia de Río Negro.

La instalación de los dos buques de licuefacción en Río Negro favorecerá la creación de empleo, el desarrollo de proveedores locales, la introducción de nuevos procesos productivos y tecnológicos y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan, accediendo a nuevos destinos.

La compañía noruega Golar LNG a la vez comunicó la firma de los acuerdos por 20 años para la producción de unos 5,95 millones de toneladas anuales (MTPA) de Gas Natural Licuado (GNL), para el desarrollo de uno de los proyectos más grandes del mundo que llevará adelante como parte del consorcio Southern Energy. El entendimiento final se da a conocer a días de que el Estado argentino autorizó al consorcio a exportar 11,7 MMm3/día de gas para abastecer a la primera de las terminales flotantes de licuefacción previstas y se convirtió en el primer permiso de exportación ininterrumpible otorgado para alimentar una planta de GNL.

Decisión Final de Inversión

A partir de ese antecedente, Golar dio a conocer este viernes la Decisión Final de Inversión (FID) tras considerar cumplidas las condiciones previas para el acuerdo de flete por 20 años del buque FLNG Hilli Episeyo, tal lo anunciado inicialmente en julio de 2024. Este primer buque será fletado a Southern Energy en aguas argentinas, pero a la vez, ambas sociedades firmaron los acuerdos finales para el flete por 20 años del buque FLNG MKII, actualmente en proceso de conversión en el astillero CIMC Raffles en Yantai, China y cuyo proyecto sigue al FID correspondiente y a las mismas aprobaciones regulatorias otorgadas al FLNG Hilli.

Golar es la empresa de infraestructura marítima de GNL -que actualmente cotiza en el NASDAQ- que en 80 años de actividad tuvo a cargo el desarrollo de los primeros proyectos de terminal flotante de licuefacción de GNL (FLNG) y unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU) del mundo, basados en la conversión de buques metaneros existentes. En ese rol se convirtió en el socio estratégico del consorcio Southern Energy, que integran PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%) y Harbour Energy (15%), así como Golar (10%).

Mediante una comunicación al mercado, la empresa noruega explicó las condiciones comerciales clave para los respectivos contratos de flete a 20 años para FLNG Hilli, con una capacidad nominal de 2,45 MTPA, que tendrá fecha de entrada en vigor en 2027, con un costo de US$ 285 millones al año, más un componente tarifario vinculado a la materia prima del 25% de los precios franco a bordo (FOB) superiores a US$ 8 dólares por MMBTU.

En cuanto a las condiciones acordadas por la unidad MKII FLNG, de una capacidad de 3,5 MTPA, se prevé la entrada en vigor del contrato en 2028, con un contrato de flete a Golar de US$ 400 millones al año, más un componente tarifario vinculado a la materia prima del 25 % de los precios FOB superiores a US$ 8 por MMBTU.

En términos financieros, Golar informó que los dos acuerdos por el arrendamiento de los buques licuefactores significarán unos US$13.700 millones de ganancias a la compañía durante 20 años, antes de ajustes al contrato de flete y antes del aumento de las tarifas vinculadas a las materias primas. Así, se estima que por cada US$ 1/MMBTU por encima de los US$ 8/MMBTU, el aumento total para Golar será de aproximadamente US$100 millones cuando ambos FLNG estén en operación.

Como parte de esos acuerdos, se destaca que previo preaviso de 3 años y el pago de una tarifa, extra Southern podrá reducir la duración del contrato a 12 años para el FLNG Hilli y a 15 años para el FLNG MKII. En ambos casos Golar obtendrá el 25% de los precios FOB realizados por encima de un umbral de US$8/MMBTU, sin límite al aumento de los precios del gas y también se aseguró un mecanismo que permite reducir parcialmente el precio del flete para precios FOB inferiores a US$ 7,5/mmbtu, hasta un mínimo de US$ 6/MMBTU .

Bajo este mecanismo, el descuento máximo acumulado durante la vigencia de ambos contratos tiene un límite de US$ 210 millones, y cualquier importe pendiente se reembolsará mediante una distribución adicional de las ventajas si los precios FOB vuelven a niveles superiores a US$ 7,5/MMBTU .

Los volúmenes iniciales

Los productores de gas se habían comprometido a suministrar su parte proporcional de gas natural a los GNLS en virtud de acuerdos de venta a un precio fijo por MMBTU. También el proyecto ha recibido el pleno de los gobiernos nacional y de la provincia de Río Negro, que otorgaron todas las aprobaciones necesarias, incluyendo la primera autorización de exportación de GNL sin restricciones por 30 años en Argentina; la calificación para el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI); y la aprobación provincial para las Evaluaciones de Impacto Ambiental (EIA) marinas y terrestres del GNLS Hilli.

De acuerdo a los detalles del proyecto previamente anunciados, los dos buques se ubicarán próximos entre sí, en alta mar, en el Golfo de San Matías, frente a las costas rionegrinas y permitirán la exportación de los recursos gasíferos de Vaca Muerta.

Para ello, el FLNG Hilli utilizará inicialmente el volumen excedente de la red de gasoductos existente, en tanto que Southern tiene la intención de facilitar la construcción de un gasoducto dedicado desde la Cuenca Neuquina hasta el el golfo, por unos 27 MMm3 diarios de gas adicionales, para abastecer de gas a las licuefactoras flotantes, generando mayor eficiencia operativa.

La solicitud presentada por Southern Energy para la obtención de los permisos de la autoridad regulatoria contempla un volumen máximo de exportación diario de GNL de 385.000 MMBTU o la cantidad máxima anual de 134.400.000 MMBTU, lo que equivale e exportar unos 3.840.000.000 MMBTU. De acuerdo a la presentación de Southern se trata de un proyecto de exportación a largo plazo, con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.

La instalación del buque licuefactor Hilli Episeyo en 2027 constituirá la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y que comprende la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta. Las otras fases en similar proceso de desarrollo de definición de inversión y firma de contratos están a cargo de YPF como cabeza del consorcio con la angloholandesa Shell, y con la italiana ENI, lo que en conjunto conforma una previsión de producción y exportación de unos 28 MTPA de GNL al año.

, Ignacio Ortiz

La química Dow impulsó diferentes iniciativas para acompañar la recuperación del sistema educativo local tras el reciente temporal en Bahía Blanca, ciudad en la que opera la mayor planta de América Latina, brindando herramientas para garantizar el acceso a la tecnología y la igualdad de oportunidades a más de 30.000 estudiantes. Es por esto que, junto a la Municipalidad de Bahía Blanca y la Fundación de la Universidad del Sur (FUNS), la empresa hizo entrega de 350 notebooks a más de 30 escuelas públicas de la ciudad, Ingeniero White y General Cerri.

La iniciativa forma parte de una articulación público-privada que incluyó al Consejo Escolar y que se vuelve fundamental en un contexto en el que, según datos oficiales, el 56% de las escuelas locales sufrieron daños estructurales y un 24% fue gravemente afectado.

Compromiso

La ceremonia de entrega tuvo lugar en el Dow Center —espacio que durante la emergencia funcionó como centro de evacuación y contención para más de 1.100 personas— y contó con la participación del intendente Federico Susbielles; representantes del sistema educativo local, miembros de FUNS y el equipo de Dow, entre ellos Paula Woolbert, directora de Operaciones del Site de la empresa; y Julieta Conti, jefa distrital de Educación.

“Hace tres décadas, Dow llegó a Bahía Blanca con una visión de futuro y desarrollo. Hoy esa visión es una realidad que ha transformado no solo a la comunidad, sino también a Dow como compañía global. Nuestro compromiso con esta ciudad sigue intacto. Sabemos que los jóvenes son el motor del desarrollo y la clave para el futuro de nuestra comunidad. Por eso, esta donación es para ellos, para los futuros profesionales de Bahía Blanca que continuarán escribiendo nuevas páginas en esta historia que construimos juntos”, expresó Woolbert durante el evento.

Desde el inicio de la emergencia, Dow está acompañando activamente las acciones de respuesta y reconstrucción, manteniendo su foco en la educación y la generación de futuro, según remarcaron desde la firma.

Aporte

La compañía se sumó a la creación del primer y único laboratorio de electricidad en escuelas técnicas de la ciudad, instalado en la Escuela Técnica Nº 1. 

A través de la ONG United Way Argentina, Dow acompañó esta transformación, que incluyó un nuevo laboratorio destinado a la especialización en electricidad. La iniciativa busca brindar un entorno moderno, equipado y pensado para potenciar el aprendizaje de más de} 1000 estudiantes inscriptos este año. 

Este nuevo espacio educativo se diseñó con un enfoque en la creatividad y la motivación de los estudiantes. Incorpora elementos flexibles que promueven la colaboración, como nuevas disposiciones en las aulas, materiales y equipamiento eléctrico, mobiliario ergonómico, y mejoras en iluminación y acústica. Además, se sumó un mural artístico, ejecutado por la artista plástica Anahí Betsabe Aguilera, que refuerza el vínculo entre la identidad escolar y su entorno.

Dolores Brizuela, presidente de Dow Argentina, destacó el compromiso de la compañía con el desarrollo local. “Invertir en educación es apostar al futuro de Ingeniero White y Bahía Blanca. Es abrir más oportunidades para que las y los jóvenes se formen en áreas estratégicas como la electricidad, y se conviertan en protagonistas del crecimiento local en los próximos años”, destacó la ejecutiva.

A su vez, la empresa concretó la entrega de equipos autónomos al Cuerpo de Bomberos a fin de mejorar su capacidad operativa ante emergencias y reforzar su preparación técnica y protección personal.

, Redaccion EconoJournal

Representantes del área de Inversión Social del grupo energético Aconcagua Energía concretaron nuevas actividades en las localidades de Catriel y Cipolletti, en Río Negro, y en la ciudad de Neuquén. En los últimos días, el Grupo concluyó la etapa de selección de los estudiantes que formarán parte de la edición 2025 del Programa de Becas “Energía para crecer”.  Se trata de un programa que beneficiará a un total de 41 jóvenes de diferentes universidades y escuelas de Río Negro, Neuquén y Mendoza. Próximamente se darán a conocer quiénes formarán parte de la cohorte 2025 de esta propuesta que ya transita su segundo ciclo.

Otras de las actividades desarrolladas por Aconcagua Energía fue la entrega de dos nuevos desfibriladores externos automáticos (DEA) a organizaciones sociales. En esta oportunidad se entregaron al Club La Ribera y al Club social y Deportivo Neuquén Z1, ambos de la ciudad de Neuquén.

De la entrega participó el secretario de Deportes de la municipalidad, quien adelantó que trabajarán junto a las instituciones para brindar una capacitación sobre uso del DEA y técnicas de primeros auxilios para el personal y los deportistas de las instituciones.

Visitas a escuelas

También se realizaron charlas en escuelas y visitas de estudiantes y docentes a las operaciones. El personal de la Central Térmica de Alto Valle (CTAV), de Neuquén, brindó en la escuela Piaget -de esta localidad- y en la escuela EPET N°9 de Plottier, y ante unos 150 estudiantes y docentes en total, una charla sobre el funcionamiento y operación de la planta; próximamente los estudiantes realizarán una visita a la CTAV.

Además, colaboradores de Aconcagua Energía del Yacimiento Medanito brindaron una charla en la escuela CET N°21 de Catriel y recibieron el primer grupo de 27 estudiantes y docentes del programa de Prácticas Profesionalizantes edición 2025. Cabe recordar que este programa se viene desarrollando desde hace cuatro años y colaboran también la Municipalidad de Catriel, la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia y la empresa Edhipsa.

“Tuvimos una semana intensa de actividades en la que pudimos concretar nuevas etapas de gestiones y programas que veníamos desarrollando y poder pasar a nuevas instancias en otros de ellos. Estamos muy entusiasmados porque alcanzamos importantes resultados y próximamente estaremos lanzando nuevas propuestas para nuestras comunidades vecinas”, señaló Lorena Pérez coordinadora de Inversión Social.

Reporte de Sostenibilidad 2024

Además de las actividades realizadas, los referentes de Aconcagua Energía compartieron información sobre el segundo Reporte de Sostenibilidad. Se trata de un documento que refleja de manera integrada todo el trabajo realizado en 2024 en materia operativa, financiera, económica, social, ambiental y de gobernanza del grupo.

“Este Reporte es mucho más robusto que el anterior. Hemos transitado un camino de aprendizaje y mejora y ello se ve reflejado. También incrementamos la cantidad de actividades desarrolladas en nuestras diferentes operaciones y articulando muchas de ellas con aliados del ámbito público y privado, sindicatos, cámaras y organizaciones de la sociedad”, señaló Juan Crespo, gerente corporativo de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad de Aconcagua Energía.

, Redaccion EconoJournal

Después de que YPF anunciara una baja del 4% del precio de sus estaciones de servicio a partir de este jueves 1° de mayo, los otros tres jugadores principales del mercado – Raízen (Shell), Axion Energy y Trafigura (Puma)– aún no definieron si van a replicar un descenso en el valor de sus combustibles en línea con el de la petrolera bajo control estatal. Eso es lo que se desprende de un relevamiento realizado por EconoJournal entre fuentes privadas del sector.

A pesar de la caída del precio internacional del petróleo, la preocupación de las empresas está ligada en la depreciación del tipo de cambio oficial que se registró en abril tras la flexibilización del cepo. El dólar oficial está cerrando el mes cerca de 1200 pesos, un 11% más que a fines de marzo. Lo que advirtieron fuentes consultadas por este medio es que si bien es cierto que el Brent retrocedió 8 o 9 puntos en abril, lo cual habilitaría una corrección a la baja de los precios en surtidor, la devaluación del peso frente al dólar —que es la moneda que expresa el valor del crudo a nivel global por tratarse de un commodity— termina neutralizando la posibilidad de ajustar hacia abajo los precios en las pizarras de las estaciones porque genera una presión al alza en los surtidores.

«El Brent cayó un 8% o 9% en abril (este miércoles siguió cayendo y apenas por encima de los 60 dólares), pero el tipo de cambio se depreció un 11/12%, por lo que el efecto en la estructura de costos de una refinadora es neutral. Sabemos que para el gobierno es importante que los combustibles bajen para contener las expectativas inflacionarias tras la salida del cepo, pero no podemos destruir los márgenes del negocio de refino sin claridad hacia adelante«, explicó el gerente comercial de una petrolera.

Otra importante fuente del mercado de combustibles lo puso en estos términos: «La única manera de realizar una baja del 4% en los precios de combustibles sería que el tipo de cambio se acerque a los $ 1000 y manteniendo el crudo como está». «La realidad es que la foto de hoy es muy distinta, mientras que el crudo en abril bajó un 7% en comparación con marzo, la devaluación fue del 10%”, señaló.

Qué pasará con los precios de Vaca Muerta

Las refinadoras esperarán a conocer cómo se ajustan este jueves los precios de YPF en todo el país antes de dar a conocer cómo reaccionan frente a esta nueva realidad local, que calza sobre un escenario internacional de lo más incierto por la guerra comercial entre EE.UU. y China, que amenaza con desembocar en una recesión global de magnitudes.

Lo que sí se sabe es que el precio del petróleo que se extrae en Vaca Muerta deberá ajustarse a la baja. Las refinadoras pagaron por el crudo que recibieron en abril entre 62 y 64 dólares según el caso. Es el precio que surje de calcular la paridad de exportación de ese hidrocarburo, que resulta de tomar el Brent y restarle el impacto de retenciones (8%) y los costos logísticos. Es probable que las refinadoras intenten pagar por el petróleo que reciban a partir de mayo un 60/61 dólares o incluso menos si el Brent perfora los próximos días la barrera de los 60 dólares.

Los productores no integrados de Vaca Muerta —Vista, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol, Pampa, Phoenix y Shell, entre otros—, que a lo largo de 2024 aceptaron cobrar un precio interno inferior al que recibieron por el crudo que exportaron para no meter más presión sobre el importe los combustibles en surtidor, negociaron a principio de 2025 con los refinadores —cuando el Brent parecía ir camino a superar los 80 dólares— que este año el mercado doméstico convergería con el de exportación.

Pero el escenario de precios del petróleo cambió disruptivamente en los últimos 90 días cuando Donald Trump lanzó su batalla de aranceles a la importación contra la mayoría de sus socios comerciales históricos. «Con el diario del lunes nos vino bien la negociación con los productores, porque ellos plantearon la necesidad de ir a libre mercado con precios al alza del petróleo y hoy, con precios en caída, tienen menos capacidad de negociación para no bajar el precio del Medanito», admitieron desde una refinadora.

Habrá que esperar hasta la tarde del jueves para ver cómo reacciona el mercado de combustibles.

, Roberto Bellato

Los directorios de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur  designaron a Hernán Pardo como su nuevo director general. Ocupará el cargo a partir del 01 de mayo de 2025. 

Pardo es Ingeniero Electromecánico con orientación en energía, graduado en la Universidad de Belgrano. A su vez, es máster en Dirección de Empresas por la Universidad del Salvador y cuenta con un “Senior Management Program” de la Universidad de San Andrés/ESADE.

El nuevo director general posee más de 30 años de experiencia en la industria energética y de los servicios públicos. Inició su carrera profesional en Edenor en el año 1993 y ocupó distintos cargos de responsabilidad en áreas como control de gestión, planificación y presupuesto, medio ambiente, abastecimiento y logística.

Trayectoria

 En 2003 se trasladó a Francia, para ocupar la posición de Gerente de la Plataforma de Abastecimiento de “Ile de France” con responsabilidades en el área de Paris y Gran Paris de Électricité de France (EDF), empresa multinacional francesa de servicios eléctricos.

Dos años más tarde, regresó al país para ocupar posiciones gerenciales en el área técnica, de abastecimiento, logística y servicios de EDENOR S.A. En el 2016 asumió como Director de Abastecimientos y Servicios de Pampa Energía, cargo que ocupó hasta su actual designación en Camuzzi. 

Pardo ocupará un rol central en las distribuidoras que cubren el el 45% del territorio nacional y que compañía abastecen a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego a través de un sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 55.000 km lineales de extensión.

Jaime Barba, actual Presidente de ambas distribuidoras de gas, fue ratificado en su cargo en el marco de las asambleas y directorios celebrados en ambas compañías. 

, Redaccion EconoJournal

El presidente de la Nación, Javier Milei, y el ministro de Economía, Luis Caputo, disertarán en la 11° edición del Latam Economic Forum en la sede porteña de Parque Norte sobre la realidad y los desafíos de la Argentina, a un año y medio de haber asumido el Gobierno. El tradicional evento con foco en economía y finanzas, organizado por la consultora Research for Traders bajo la consigna “Dónde estamos, hacia dónde vamos”, se llevará a cabo el jueves 8 de mayo por la mañana y contará con la presencia de más de mil asistentes y los empresarios más importantes del país.

Los funcionarios abordarán los principales desafíos económicos y políticos del país, en un escenario que combinará exposiciones técnicas, análisis coyunturales y perspectivas sobre la marcha del plan de reformas.

La jornada

La apertura del evento estará a cargo de Caputo, y luego habrá un panel de especialistas integrado por el economista y diputado nacional de Juntos por el Cambio por Santa Fe Luciano Laspina; el economista, fundador y CEO de Carta Financiera, Miguel Ángel Boggiano; el analista político y director de Poliarquía Consultores, Alejandro Catterberg; y el politólogo y especialista en Relaciones Internacionales, Fabián Calle. La moderación estará a cargo del presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki, y el especialista en mercados de capitales y director de Research for Traders, Darío Epstein.

El Latam Economic Forum, que cerrará con la presencia del presidente Javier Milei, fue creado hace más de una década por Darío Epstein “con el fin de generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad y principalmente como vehículo para lograr impacto social a través de lo recaudado en cada edición. Tanto el equipo de Research for Traders como todos los oradores participan de manera ad honorem”, aseguran.

El evento es a beneficio y las entradas, que funcionan como bono colaboración se pueden adquirir online con un costo de $100.000. 

Lo recaudado en el evento se destina al financiamiento de dos proyectos sociales. Se trata de Fundación Jabad, que desde 1989 brinda ayuda social a la población más vulnerable de la Comunidad Judía Argentina, y la Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, una organización sin fines de lucro que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del hospital.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el Co-fundador y CEO de Globant (empresa de ingeniería de software y tecnología de la información), Martín Migoya, firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU) para transformar el área de Supply Chain de la petrolera bajo control estatal.  YPF administra una cartera de 5.000 proveedores aproximadamente y consume más de 100.000 productos o servicios, por lo que esta área resulta estratégica para el funcionamiento de la empresa y la búsqueda de la eficiencia, según indicaron desde la firma.

Marín aseguró que “esta alianza contribuye con el trabajo que estamos haciendo en YPF para ser cada vez más eficientes. Nosotros competimos con los principales jugadores del mundo y los proveedores juegan un rol clave en nuestra competitividad. Confiamos en que el conocimiento de Globant nos ayude a sumar herramientas para gestionar mejor toda la cadena de valor de YPF”.

«Pensar proyectos para YPF siempre es motivo de alegría y un desafío. Fundada hace más de 100 años, la petrolera fue pionera en mostrarle al mundo lo que los argentinos somos capaces de hacer. Que hoy ellos confíen en Globant para analizar juntos cómo podemos modernizar sus procesos incorporando inteligencia artificial producida en la Argentina, me llena de orgullo», destacó Migoya.

El acuerdo

Esta nueva alianza permitirá utilizar el conocimiento y la capacidad de Globant en Inteligencia Artificial y agéntica basada en IA para generar un modelo operativo innovador y articulado que aprenda y evolucione incrementalmente, y que sea capaz de tomar decisiones complejas utilizando algoritmos supervisados por expertos. También que asegure el cumplimiento de las políticas y normas internas de la organización. “Estas herramientas reducen fricciones operativas, mejoran la eficiencia y escalan capacidades a lo largo de toda la cadena de suministro”, remarcaron desde las empresas.

Además, desde YPF indicaron que “esta alianza potencia el trabajo que lleva adelante la empresa con el Plan 4×4 que busca mejorar la eficiencia de todas sus operaciones para posicionar a la compañía como una compañía competitiva a nivel mundial y que contribuya con el objetivo de generar exportaciones por 30.000 millones de dólares en 2030”.

Uso de Inteligencia Artificial

La petrolera de bandera ya ha implementado el uso de la IA para lograr una optimización y mejora en sus operaciones. Esto es así ya que el año pasado la empresa inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC), un nuevo centro de monitoreo remoto que permite controlar la actividad de los pozos que la compañía tiene en Vaca Muerta, desde la torre ubicada en Puerto Madero.

Se trata de una sala que tiene como objetivo aumentar la productividad en la formación no convencional y evitar fallas mediante el uso de la Inteligencia Artificial y el monitoreo en tiempo real.

Para llevar adelante los trabajos, YPF aplica tecnología y física. Desde este centro se miden más de 100 variables diferentes y en ese proceso se involucra la IA que permite optimizar tiempos y tomar la mejor decisión en tiempo real. Gracias a esta tecnología desde la empresa pueden gestionar de forma retoma la perforación y fractura de pozos en Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional oficializó este miércoles el resultado de las revisiones quinquenales tarifarias de electricidad y gas natural e informó que las facturas aumentarán en mayo 2,4% en promedio en el caso de la luz y 2,52% en el gas.

A Edenor se le otorgó un aumento real de 14,35% en sus márgenes de distribución y a Edesur de 15,69% para el período que va del 1ro. de mayo hasta el 30 de abril de 2030, pero en mayo solo podrán aplicar un 3% y el resto deberán prorratearlo en 30 cuotas mensuales de 0,36% para minimizar el impacto sobre la inflación. Eso se combinó con la actualización del precio mayorista de la energía y el impacto en la factura final de mayo es solo de 2,4%.

Una lógica similar se implementó en el caso del gas natural donde el porcentaje de aumento varía en cada distribuidora y se aplicará en 31 cuotas mensuales.

El incremento que les otorgan a distribuidoras y transportistas de electricidad y gas natural es en términos reales. A esas cifras habrá que sumarle todos los meses un ajuste adicional que dé cuenta de la evolución de los precios. Las resoluciones prevén la incorporación de una fórmula automática de actualización, que contempla al Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y al Índice de Precios al Consumidor (IPC), para preservar así el valor real de las tarifas.

Estas decisiones que se aguardaban para el 1 de abril pero por la complejidad técnica de la revisión el Ministerio de Economí a través de la Secretaría de Energía postergó un mes, fueron publicadas mediante las Resoluciones 303 y 304 del ENRE aplicables a las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur -las únicas que quedan bajo regulación nacional- y las resoluciones 255 a 267 del Enargas para cada una de las compañías del sistema de transporte y distribución de gas natural por redes. El Gobierno destacó que estas medidas “otorgan un marco de previsión tanto para consumidores, como para las empresas, sobre la trayectoria que seguirán las tarifas en los próximos 5 años”.

Fundamentos

En ese mismo sentido, fundamento que la revisión “devuelve certidumbre y estabilidad a un sector clave para el crecimiento del país y establece un esquema tarifario basado en costos reales, exige inversiones obligatorias y fija estándares de calidad verificables, fortaleciendo el compromiso con la transparencia y la eficiencia”.

La publicación de hoy del proceso de normalización tarifaria da cierre a lo dispuesto en el Decreto 55, del 16 de diciembre de 2023 -en el cual se declaró la emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2024-, que determinaba el inicio de la revisión tarifaria conforme al artículo 43 de la Ley 24.065. La entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podría exceder del 31 de diciembre de 2024, pero al prorrogarse la emergencia se estableció como nueva fecha límite el 9 de julio de 2025.

En el caso del segmento eléctrico, el Ministerio de Economía a cargo de Luis Caputo, instruyó a la Secretaría de Energía a comuncarle al ENRE que no contemple en el proceso de RQT correspondiente a los segmentos de transporte y distribución, los diferimientos oportunamente determinados y que abarcaron el período mayo 2024 a abril 2025. En ese sentido se señaló que la decisión se adopta con el objetivo de “consolidar el proceso de desinflación verificado a la fecha, sin desconocer la imperiosa necesidad de sincerar los reales costos de los servicios públicos energéticos”, por lo que remitió “al Poder Concedente a resolver tales diferimientos por tratarse de cuestiones vinculadas al ámbito de dicha relación jurídica, sin que ello importe reconocimiento alguno respecto de la pertinencia de los derechos que pudieran invocar las empresas licenciatarias y concesionarios”.

El Gobierno también argumentó que “la recomposición tarifaria gradual debe aplicar criterios de gradualidad en la fijación de las tarifas que deberán abonar los usuarios, como aplicación del criterio de razonabilidad en el diseño de tarifas, respetando la proporcionalidad y permitiendo que éstas puedan ser afrontadas por los usuarios de manera previsible y en condiciones de regularidad; como así también aplicar criterios de transparencia que otorguen certeza a la determinación tarifaria regulada”. Otro aspecto abordado fue el “adecuado control de las inversiones, entendiendo que constituye un incentivo a las distribuidoras para ejecutar las obras que permitan una mejora en la calidad de la prestación del servicio público”.

, Ignacio Ortiz

Las tarifas de gas natural aumentaron en el primer semestre del año pasado entre 400% y 745% según el segmento de ingresos, muy por encima de la inflación del período, y luego han venido acompañando la suba de precios promedio de la economía. Pese a ello, el porcentaje de morosidad pasó de 3,49% en diciembre de 2023 a 3,07% en marzo pasado, uno de los niveles más bajo de los últimos años, según cifras de la Asociación de Distribuidores de Gas. Algo similar ocurrió en electricidad donde la morosidad se mantuvo entre el 4% y 5% pese a las subas, según informaron a EconoJournal desde la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina.

El segmento que sufrió los mayores aumentos de tarifas fue el Nivel 2, donde se concentran los usuarios de menores recursos, sin que eso haya impactado en los niveles de cobrabilidad. En junio del año pasado la suba promedio interanual para este grupo llegó al 745% en gas natural y 465% en electricidad, contra una inflación que promedió 271,5% en esos mismos 12 meses. Además, a ese segmento, que tenía subsidiado todo su consumo eléctrico, se le puso un tope de 350 kWh/mes. La suba porcentual de tarifas fue más alta para los N2 porque eran los que venían pagando menos en términos absolutos, ya que los hogares N1 habían comenzado a abonar tarifas más altas desde que se puso en marcha la segmentación durante el gobierno de Alberto Fernández.

La quita de subsidios se aceleró en los últimos meses, pero eso tampoco hizo crecer la morosidad. En el último informe elevado por la Jefatura de Gabinete al Congreso se detalla que entre julio de 2024 y abril de 2025 la cantidad de usuarios N2 cayó en gas natural de 3.538.866 a 3.109.706 (-12,2%) y en electricidad de 8.382.271 a 6.244.657 (-25,5%). La mayoría de esos usuarios pasaron a ser N1, con tarifas sustancialmente más altas, ya que en gas ese grupo trepó en el mismo período de 3.689.640 a 4.147.846 de hogares (+12,4%) y en electricidad de 5.035.352 a 6.918.821 de hogares (+37,4%).

Por qué siguen pagando

EconoJournal conversó con fuentes de las distribuidoras para ver por qué los índices de cobrabilidad no solo no empeoraron, sino que mejoraron durante el último año y medio. No hay una explicación clara, aunque desde las empresas explicitaron una serie de hipótesis.

Una de las explicaciones que formulan es que la morosidad no aumentó porque, pese a las fuertes subas porcentuales, las tarifas no son caras comparadas con otros gastos de la economía. “Una factura media teórica de gas natural promedio anual en enero de 2024 era de 4700 pesos y hoy está en 26.000 pesos, es un incremento de 500%, pero comparada con otros gastos es una factura absolutamente pagable”, señaló una de las fuentes consultadas.

Que la factura no sea tan cara comparada con otros servicios, como puede ser la televisión por cable, puede explicar porqué la morosidad no aumentó, pero no permite entender porqué esa morosidad cayó, por ejemplo, con respecto a diciembre de 2022, cuando en términos reales era más baja y el porcentaje de los que no pagaban se ubicaba en el caso del gas en el 4,76%. “El problema es que en ese momento veníamos de la pandemia cuando la morosidad subió mucho, tanto por el impacto que provocó en el poder adquisitivo de los usuarios como por las restricciones que se les fijaron a las empresas al momento de aplicar cortes en el servicio. Efectivamente, en diciembre de 2022 el porcentaje de morosidad era del 4,76%, pero porque veníamos de una morosidad de 8,87% en diciembre de 2020”, remarcó la misma fuente.

En las empresas reconocen que la pandemia fue sin duda un punto de inflexión en materia de morosidad. De hecho, desde una de las distribuidoras destacaron a EconoJournal que la gestión de todo lo que refiere a la cobranza se fue perfeccionando luego de la pandemia con el envío de sucesivos avisos personalizados a los usuarios, ya sea por mail o por Whatsapp.

Desde otra de las distribuidoras remarcaron también que como los montos de las facturas ahora son más altos, probablemente muchos usuarios tratan de no atrasarse para que no se les genere una bola de nieve que sí se convierta en algo impagable: “La verdad es que estamos bastante despistados sobre cuáles pueden llegar a ser las causas de la baja de morosidad, pero quizás tenga que ver con que, si antes pagabas unos 5000 pesos por mes a valores de ahora, si te atrasabas dos o tres meses después pagabas todo junto y no era un gran problema. Ahora, en cambio, si venís pagando 30 mil pesos por mes, si dejás de pagar tres meses ya son 100 mil pesos”.

, Fernando Krakowiak

El Sindicato de Camioneros de Río Negro, liderado por Gustavo Sol, junto a algunas empresas transportistas de esa provincia firmaron un acuerdo para el dictado de capacitaciones a choferes de camiones a través de un aporte sindical. Desde la industria alertan que el convenio -que contiene similitudes con el denominado “carnet Moyano” eliminado el año pasado por el Ministerio de Desrregulación- podría encarecer el costo del transporte y ocasionar que otras provincias como Neuquén busquen implementarlo.

A través de un documento al que tuvo acceso EconoJournal, Camioneros rubricó un acuerdo con la Secretaría de Trabajo de Río Negro, autoridades de la Universidad de Río Negro (UNRN) y las empresas transportistas Gabino Correa, Peduzzi, Arceo, Pedrolga, TSB, Hernández y Grupo Horizonte. En el mismo se establece que las partes se comprometen a promover el desarrollo “de actividades de cooperación académica, científica, tecnológica y cultural para beneficio de la comunidad y en particular de los trabajadores” camioneros.

El convenio remarca que apuntan a generar un “beneficio del mercado laboral” permitiendo la inserción en la actividad del transporte, específicamente en la industria petrolera, aportando “mano de obra calificada y la oportunidad de salida laboral para quienes se capaciten”. Para esto, se establece que los choferes de camiones participarán de un curso teórico-práctico que les permitirá adquirir habilidades en la seguridad vial, conocimiento sobre señales y leyes viales y sobre las cargas transportadas. El teórico incluye un taller de 70 horas que será dictado por la UNRN, mientras que el práctico de 40 horas estaría cargo del mismo sindicato.

A cambio, las empresas deben aportar $2.000.000 que se abonan en dos cuotas con vencimiento el 30 de abril y 30 de mayo, a depositar en una cuenta bancaria del sindicato.

Carnet «Moyano»

Especialistas en legislación laboral precisaron a EconoJournal que el convenio presenta algunas similitudes con la derogada Licencia Nacional de Transporte Interjurisdiccional (LINTI), conocida como “carnet Moyano” cuya obligatoriedad fue eliminada en septiembre del 2024 por el Ministerio de Desregulación que está a cargo de Federico Sturzenegger. Sin embargo, a diferencia de éste, sostienen que el rionegrino no tendría ninguna validez legal ni probaría efectivamente la capacidad y conocimientos de los camioneros.

El registro del LINTI incluía una seria de evaluaciones médicas y de idoneidad que permitía evaluar las habilidades y conocimientos de los choferes. En su momento se lo denominó «registro Moyano» ya que los exámenes médicos eran realizados en clínicas asociadas al Sindicato de Camioneros. Una vez evaluados, el LINTI permitía a los camioneros obtener una licencia que se complementaba con la de conducir.

La cartera de Sturzenegger decidió eliminar su obligatoriedad aduciendo que liberaba a las empresas de un trámite burocrático engorroso, aunque la Federación Argentina de Entidades Empresarias del Autotransporte de Cargas se opuso y dijo que en los países de Europa se suele implementar un registro similar para probar la idoneidad de los transportistas.

Regionalización

«Esta nueva propuesta parece tener más un fin recaudatario que otra cosa”, opinó un especialista del sector que criticó que el acuerdo hecho desde la rama rionegrina de Camioneros «no registra ninguna obligatoriedad, no es requisito para ningún registro, no habilita a manejar, pero implica que las empresas paguen y podría sentar un antecedente peligroso con el agravante de que se traslade a Neuquén”.

Por otro lado, señalaron que el convenio firmado por las siete empresas locales las obliga a hacer las transferencias financieras en las cuentas del mismo sindicato lo cual siembra un margen de duda acerca de su efectiva aplicación en los cursos que menciona.

De esta manera, aducen que implicaría un encarecimiento en los costos de las empresas transportistas al sumar un costo por cada empleado. Por otro lado, tampoco reglamenta cómo se cubrirían las ausencias de los trabajadores que participen en esos cursos. “Frente al desfinanciamiento del sindicato encontraron esta salida que conlleva el riesgo de regionalizarse”, afirmaron.

, Laura Hevia

Pampa Energía realizó su primera exportación de gas natural a Brasil equivalente a 110.000 metros cúbicos. El envío fue posible a partir de un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener y la asistencia de la consultora local Giga.

“Este logro es el resultado del trabajo sostenido que venimos realizando en los últimos años. Exportar gas a nuestros países limítrofes nos posiciona como un actor relevante en la región y refuerza nuestro compromiso de transformar los recursos de Vaca Muerta en valor para el país”, aseguró Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de E&P de Pampa.

Exportación

Para este envío se utilizó la infraestructura de transporte que conecta Argentina, Bolivia y Brasil. “Esta operación marca el inicio de una estrategia que busca consolidar múltiples exportaciones de gas durante 2025, para ampliar la presencia del gas argentino en las distintas regiones de América Latina”, remarcaron desde la compañía a través de un comunicado.

En la actualidad, la firma cuenta con dos acuerdos vigentes de exportación de gas natural con clientes de Brasil, por un volumen total de dos millones de metros cúbicos por día. Es por esto que aseguraron: “Con estos avances, la compañía refuerza su compromiso de convertirse en uno de los principales proveedores de gas de la región”.

Producción de gas

Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos a través de sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata. Durante el pico invernal de 2024, la producción alcanzó los 17 millones de metros cúbicos, lo que le permitió incrementar su participación en el mercado interno y avanzar en nuevas oportunidades de exportación.

La posibilidad de exportar a Brasil surgió mediante un acuerdo con Tradener, la primera comercializadora de energía de Brasil. Desde 2022, también la compañía actúa en la importación de gas natural desde Bolivia y cuenta con reservas propias, operando como productora y comercializadora de gas, lo que amplía su relevancia estratégica en el mercado nacional.

“En el ámbito internacional, la empresa es una referencia en la exportación de energía eléctrica a países vecinos, con operaciones regulares hacia Uruguay y Argentina desde 2006”, informaron desde Pampa. Además, posee activos propios de generación de energía distribuidos en siete estados brasileños, con parques eólicos, pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y una termoeléctrica, totalizando 172 MW en operación.

A través de este envío, Pampa Energía se sumó a las compañías que están exportando el recurso de Vaca Muerta hacia los países vecinos para lograr la integración regional, tal como sucedió con TotalEnergies, Tecpetrol y Pluspetrol.

, Redaccion EconoJournal

El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, afirmó este martes que más allá de la voluntad política de los gobiernos de la Argentina y Brasil de avanzar con las exportaciones del gas natural de Vaca Muerta, lo que se necesita es conformar una demanda en firme de largo plazo y durante todo el año que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la existente. Sin ese compromiso de parte de los actores privados del vecino país, no habrá muchas alternativas a seguir con exportaciones de gas en pequeños volúmenes e interrumpibles, tal como se concretaron en las últimas semanas.

Al participar del seminario de Petróleo y Gas en el marco de la 12º Edición de Expo EFI, González reseñó que el gobierno de Javier Milei firmó con su par de Brasil en octubre del año pasado un Memorando de Entendimiento en el que se expresa que “claramente hay voluntad política avanzar en las exportaciones de gas desde la Argentina, pero al final lo que se necesita es una demanda en firme de Brasil”. En su opinión un esquema de exportación sólido para el país “necesita de 10 a 15 millones de metros cúbicos de demanda diarios (MMm3/día) en firme en largo plazo todo el año, tal que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la infraestructura existente”.

“Sin esa demanda en firme -consideró González- lo que se va a seguir viendo es esto que se dio ahora: volúmenes interrumpibles, pequeños, que van a ir creciendo sin ninguna duda y sobre todo en el verano, pero que no llega a significar un cambio de paradigma. Si eso si ese es el caso”. Por el contrario el cambio de paradigma es en palabras del ex CEO de YPF, lograr “una demanda sustancial que permita la construcción de nuevo gasoducto o la expansión del sistema actual con la reversión ya realizada al Gasoducto del Norte, lo que permite reemplazar el gas del Norte Argentino y el proveniente de Bolivia, y eventualmente tener mayor disponibilidad para generación térmica”.

Sin embargo, esa reversión que actualmente permite transportar a las provincias del norte unos 15 MMm3/d desde Vaca Muerta, los que se podrán incrementar a 19 MMm3/d cuando en los próximos meses se pongan en operación las obras de reversión de cuatro de las plantas compresoras sobre el ducto, no hace posible aún la exportación más allá de los meses de menor demanda, ni mucho menos de volúmenes significativos en firme. Para lograr ese objetivo en la industria se resalta que harán falta nuevas obras de infraestructura de evacuación que permitan en hasta 20 MMM3/d el flujo hacia el norte para cubrir demanda industrial y de generación local insatisfecha y contar con excedentes exportables.

“En Argentina hay compañías de transporte, productores que no van a tener ninguna duda en hacer la inversión en la medida que la demanda esté asegurada. Hoy no hemos visto esa demanda en firme de Brasil”, aseveró González. En las últimas semanas, las productoras TotalEnergies, Pluspetrol y Tecpetrol concretaron las primeras exportaciones de shale gas proveniente de la Cuenca Neuquina hacia Brasil, utilizando el sistema de gasoductos con capacidad ociosa de Bolivia, en operaciones de 1 a 1,5 MMm3/d que fueron denominadas de prueba y que demandó un entendimiento con los off takers brasileños pero también con las autoridades bolivianas cuyo sistema es intermediario.

A mediados de noviembre, el ministro de Economía, Luis Caputo, firmó con su par Alexandre Silveira en la cartera de Minas y Energía (MME) un MOU para posibilitar la exportación de gas natural argentino a Brasil que, entre otros avances, creó un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para facilitar el suministro de gas natural argentino, en particular el de Vaca Muerta. Entre las medidas acordadas se destaca el estudio de la viabilidad económica de las rutas logísticas, considerando la posible ampliación de la infraestructura existente en ambos países, mediante el cual se estima que la factibilidad de mover 2 millones de metros cúbicos diarios en el corto plazo, aumentando en los próximos 3 años a 10 millones, hasta llegar a 30 millones en 2030.

El funcionario de la cartera económica, en otro tramo de la charla, también se refirió al proceso de desinversión de algunas compañías internacionales de sus activos en Vaca Muerta, en algunos casos con casi una década de presencia en la formación, a lo que atribuyó más a una dinámica habitual en las grande soperadoras a nivel mundial, que a las condiciones de la economía local que se ofrecen más atractivas para los inversores.

“Es una dinámica propia de petróleo y gas en todo el mundo. En la mayoría de los casos estamos hablando de decisiones estratégicas de alocar capital en otro lado y que no tiene nada que ver con Argentina” -afirmó el secretario. Puede haber algún caso de alguna compañía que se haya sentido rehén durante tantos años del cepo y ahora dijo tengo una oportunidad y salgo. Pero la gran mayoría han decidido focalizar sus inversiones en otro lado y no en Argentina”, en referencia, por ejemplo, a las ventas de bloques que llevaron adelante la estadounidense ExxonMobil o la malaya Petronas.

A pesar de ese movimiento de carteras que en parte está siendo aprovechado por compañías locales, González también consideró que el fenómeno está reflejando una acelerada valorización de los activos en el no convencional neuquino. “Todas las empresas que están acá (en Vaca Muerta) están viendo cómo se multiplicaron por tres el acreaje, con lo cual es una oportunidad evidentemente de salir para aquellos que han estado atrapados tanto tiempo, pero no es para nada una tendencia ni un reflejo de que no les gusten las condiciones. Todo lo contrario, cada vez que hay alguien que levanta la mano a ver si puede salir, hay una fila larga de los que quieren invertir”.

En el diálogo, el Coordinador de Energía y Minería también ratificó que a partir del 1 de mayo rige el nuevo esquema de tarifas para el servicio de gasa y electricidad, tras haberse concretado la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para todas las licenciatarias de distribución y transporte de gas y para las dos licenciatarias de distribución eléctrica que controla el Gobierno nacional y para toda la transmisión eléctrica. “Es una extraordinaria noticia que todas estas compañías tengan visibilidad por los próximos cinco años de cuáles son sus tarifas, las que van a ser ajustadas mensualmente por inflación o la combinación de precios mayoristas y IPC”, arengó González.

Y tal como vienen señalando Econojournal, ratificó que inicialmente lo que van a tener esas empresas es “un aumento de tarifa pequeño en línea con el que viene teniendo hace 15 meses, con lo cual no va a haber un salto en el primer mes. Aquellas licenciatarias a las cuales les corresponde un aumento de tarifa mayor que el que estamos en condiciones de conceder el primer mes, después del trabajo técnico que han hecho el ENRE y el Enargas, ese resto lo vamos a trasladar a tarifas en cuotas más la inflación de ese mes”, en un esquema que saldrá detallado en el Boletín Oficial mañana miércoles o el próximo lunes.

No obstante, anticipó: “El aumento de tarifa al consumidor, que es una mezcla del valor de distribución del valor de transporte y del costo de la energía va a estar en línea con los aumentos que venimos viendo en los últimos meses, con lo cual va a estar abajo del tres acerca de dos y medio que de tres”.

González, en ese sentido, reafirmó dos cuestiones, la primera que el Gobierno no le va a afectar negativamente su ecuación económica a ninguna de las empresas, porque lo que va en cuotas respeta el valor presente de lo que se le debería a las compañías, porque el aumento tarifario que corresponde es mayor que el que podemos dar. Pero a la vez es considerado una manera de acompañar al usuario final, que ha hecho un esfuerzo en el año 2024 y ha visto sus tarifas subir en forma muy importante. Esas cuotas que reconocerá el gobierno, o “cuotitas” como definió el secretario, observarán los mismos plazos para todas las empresas, pero no se hará diferencia entre compañías dentro del segmento de distribución o de transporte.

, Ignacio Ortiz

YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, anunció a primera hora de este martes una baja del 4% promedio en el precio de las naftas y gasoil que estará efectiva a partir del jueves de esta semana. A través de un comunicado, la petrolera bajo control estatal explicó que la medida obedece a la caída del Brent, la principal cotización del petróleo a nivel internacional, que en la actualidad se ubica en la banda de los 65 dólares; un 8% menos que a fines de marzo.

La retracción de los precios en las estaciones de servicio de YPF —que seguramente será espejada en las próximas horas por Raízen, Axion Energy y Puma, el resto de las grandes refinadoras— se explica, sin embargo, por una decisión del Ministerio de Economía que funcionó como condición necesaria.

En el Palacio de Hacienda decidieron, a contramano de la alternativa en la que venían trabajando funcionarios del área energética, congelar el valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono, que debería actualizarse trimestralmente este jueves 1º de mayo, dado que acumulan un importante atraso heredado de la administración de Alberto Fernández.

Algunos técnicos del área energética creían conveniente aprovechar la caída del precio internacional del crudo para recomponer en términos reales el valor de los dos impuestos que gravan la venta de combustible. Sin embargo, en Economía priorizaron la batalla contra la inflación, por lo que optaron por impulsar una baja de los precios en surtidor para contener las expectativas inflacionarias tras la flexibilización del cepo cambiario, que se tradujo en un aumento de la cotización del tipo de cambio oficial.

Impuestos

Previo a la baja del precio anunciada por YPF, se esperaba que el gobierno aproveche la caída de la cotización del barril Brent para recuperar -al menos una parte- el atraso impositivo en los surtidores. En la nafta súper el atraso en impuestos es de casi 200 pesos por litro y es un poco menos en el caso del gasoil.

En los hechos, si el gobierno hubiera decidido recuperar todo el atraso impositivo la suba en los surtidores debería haber sido de alrededor del 15%. Nadie en Energía estaba pensando en un ajuste de esa magnitud, pero querían aprovechar la baja internacional del crudo para reducir ese atraso, algo que finalmente el Ministerio de Economía decidió no convalidar para tratar de forzar una desaceleración de la inflación.

, Redaccion EconoJournal

El servicio eléctrico fue restablecido casi por completo en la madrugada europea del martes en España y Portugal, luego de un apagón sin precedentes en la península Ibérica. Ya superada la crisis, el gobierno que encabeza el presidente Pedro Sánchez y Red Eléctrica, la compañía operadora de la red española, están poniendo el foco en investigar cuáles fueron las causas que desataron el colapso eléctrico.

Las miradas se posan principalmente sobre el mix de generación eléctrica al momento del inicio del evento, sobre las 12:30 del lunes. Un corte repentino en el suministro eléctrico provocó una caída equivalente al 60% de la demanda en España en apenas cinco segundos, dando paso al instante a un colapso total del servicio. El evento obligó a ejecutar un arranque en negro que demoró unas 12 horas en reponer el servicio al 99% de la demanda española.

Red Eléctrica este martes descartó las hipótesis de un ciberataque y de algún evento meteorológico que afectara a la generación y/o sistema de transmisión . Si bien se indicó que continúan las investigaciones sobre el origen del incidente, la compañía aportó un nuevo dato: dos episodios de desconexión de generación eléctrica en el suroeste de la península.

Mix de generación

Una primera pista sobre el incidente la aportó el lunes Red Eléctrica al señalar que, a las 12:33 horas y durante cinco segundos, «desaparecieron súbitamente» 15 GW de generación eléctrica. Este martes se agregaron algunos datos nuevos sobre el comportamiento del mix de generación en esos segundos críticos.

El director de Servicios para la Operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto, remarcó que el sistema se encontraba en condiciones normales a las 12:33 horas, cuando en ese momento, se registró un primer evento que afectó la generación eléctrica en el suroeste del país.

El impacto de la caída de generación logró ser contenido y absorbido por el sistema. Sin embargo, apenas un segundo y medio después, se produjo un segundo evento similar que complicó la situación. Esta nueva pérdida de generación superó la capacidad de respuesta del sistema eléctrico, provocando oscilaciones severas en los flujos de potencia, la desconexión de las interconexiones con Francia y el aislamiento del sistema eléctrico español del resto de Europa.

Prieto explicó que los dos incidentes de pérdida de generación de energía se registraron en el suroeste de España, probablemente provenientes de plantas solares fotovoltaicas.

La repentina caída de la generación en España también impactó en la frecuencia de red. La frecuencia nominal de las redes interconectadas en la Unión Europea es de 50.00 Hz. Los incidentes en España llevaron a una caída de 0,15 Hz en la frecuencia nominal en el resto de Europa (excluyendo Gran Bretaña y los países nórdicos), según datos de Grid Radar. La operadora de red en Francia, RTE, respondió a esta caída desconectando automáticamente a la península Ibérica del resto de las redes europeas para restablecer la frecuencia.

Inercia en la red

El mix de generación al momento del colapso del sistema también esta siendo observado por otro motivo: la fuerte participación de energías renovables, fundamentalmente solar fotovoltaica. Una hipótesis barajada por especialistas de la industria es que faltaban recursos de generación que provean inercia en la red para evitar el colapso total.

En las redes eléctricas, algunas fuentes de generación como las centrales a gas natural o nucleares son capaces de proveer inercia a la red, ya que cuentan con turbinas con grandes motores en rotación que acumulan inercia y energía cinética.

Dicha inercia puede actuar durante unos segundos como amortiguadora del sistema cuando un repentino descalce entre la oferta y la demanda de electricidad llevan la frecuencia de la red peligrosamente cerca o por debajo del límite inferior de operación segura. Por ejemplo, la inercia compra tiempo al sistema para recortar demanda, de forma tal de volver a equilibrar la frecuencia de la red y evitar un colapso general que obligue a realizar un arranque en negro, el escenario menos deseado.

Los operadores de transmisión eléctrica en Europa vienen señalando que el aumento de la participación de las energías renovables variables y la disminución de la generación térmica tienen implicaciones para la fiabilidad y la resiliencia. La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E) viene trabajando la temática a través del Proyecto Inercia.

“La reducción de la inercia del sistema es una consecuencia natural del menor número de masas rotatorias de generadores síncronos conectadas directamente a la red. El soporte de estabilidad que tradicionalmente proporcionaban estos generadores… ya no estará disponible en un sistema dominado casi exclusivamente por energías renovables. Esto expondrá al sistema eléctrico al riesgo de no poder soportar eventos fuera de rango, como las divisiones del sistema, que antes eran gestionables”, informó Proyecto Inercia en su última actualización en enero de este año.

Al momento del colapso del sistema, el mix de generación en España registraba una participación de 72% de renovables, con un 60% de solar fotovoltaica (17.657 MW) y un 12% de eólica (3499 MW). En el sistema habían menos de 1000 MW a gas y 3499 MW nuclares en operación.

, Nicolás Deza

La provincia de Neuquén adhirió al International Methane Emissions Observator (IMEO), un programa de las Naciones Unidas que permite detectar grandes fugas de metano en el sector hidrocarburífero. La iniciativa habilita al Ministerio de Energía a dar una respuesta rápida cuando se detecten emisiones superiores a los 500 kilogramos hora (kg/h).

El metano es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el dióxido de carbono (CO₂) en el corto plazo y, aunque permanece menos tiempo en la atmósfera que el CO₂, su impacto en el calentamiento global inmediato es enorme. La industria de petróleo y gas es una de las fuentes principales de emisiones de metano por fugas, venteos y operaciones de mantenimiento. Además del riesgo ambiental, la concentración excesiva de metano supone un riesgo para la seguridad porque es altamente inflamable.

El observatorio forma parte del Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS), impulsado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA). Neuquén se incorporó como punto focal a través de la Subsecretaría de Cambio Climático y, de esta forma, puede recibir los reportes que contienen las emisiones detectadas.

“Esto quiere decir que ya se monitorean grandes emisiones en el sector hidrocarburífero a través de satélites, como se hace en otras partes del mundo, y luego se hace un procesamiento de datos con lo que recopilan través de la Inteligencia Artificial, para que sea lo mas rápido posible”, explicó a EconoJournal Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén.

El sistema puede detectar aquellas emisiones superiores a los 500 kg/h que en Neuquén podrían ocasionarse en una fuga por venteo, por ejemplo. Posteriormente, notifica a la Provincia en un lapso de 24 horas acerca de las características de tal emisión.

En paralelo, IMEO elabora una base de datos global y genera reportes basados en sus propias mediciones, los informes presentados por las empresas petroleras, inventarios nacionales y otros estudios científicos. El plan contempla a 150 países que firmaron un compromiso para reducir sus emisiones en un 30% para 2030.

“Es bastante rápido. Con ese reporte nosotros notificamos a la empresa, pedimos que completen un formulario, luego damos intervención a la Subsecretaría de Hidrocarburos para que realice las inspecciones y, llegado el caso, se aplican multas porque son cuestiones operativas”, indicó Nogueira.

Trabajo complementario

Este mes la provincia de Neuquén creó el Programa de Monitoreo y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el sector hidrocarburífero, con el fin de que las empresas informes sus emisiones de gases de dióxido de carbono, metano y óxido nitroso. En este sentido, Nogueira afirmó que la adhesión al PNUMA permitirá hacer un trabajo complementario ya que el IMEO solo contempla grandes emisiones y solo de metano, pero permite dar una respuesta rápida.

En el caso del programa provincial, el funcionario indicó que “en un umbral de magnitud por debajo de esas mediciones, apuntamos al programa propio porque se articula como otra política más finita y puntillosa”.

Nogueira detalló que el trabajo en este caso es mucho más complejo, por esta razón, Neuquén implementará una prueba piloto durante todo 2025 con el objetivo de recopilar toda la información obtenida desde los reportes de las empresas y a través de formularios que deberán completar. Una vez elaborada esa información, se ejecutará un procedimiento unificado para los reportes de emisiones.

“El programa contempla la complejidad que tienen las mediciones por la heterogeneidad que existe en la actividad convencional y en la no convencional, las diferentes metodologías de mediciones y de estándares. Por esta razón, en un año vamos a construir un procedimiento unificado y en 2026 tendremos el primer reporte definitivo”, anunció.

Los planes en Santa Cruz y Mendoza

La provincia de Santa Cruz también sumó su adhesión en abril a IMEO alegando que “la industria energética es una de las principales fuentes de emisiones de metano, un gas con alto impacto en el calentamiento global. Por eso, su monitoreo y reducción se han convertido en ejes clave de las estrategias climáticas actuales”.

Según informaron, desde entonces ya se notificó a dos empresas petroleras por 10 emisiones importantes de metano detectadas en el norte de la provincia.

Por su parte, Mendoza aprobó este mes la creación del Plan Estratégico de Sostenibilidad que obliga a las empresas y sectores productivos a medir, reportar y gestionar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). En este caso, la normativa alcanza a actividades de mediana y gran escala pertenecientes a los sectores industrial, energético, de transporte, agropecuario, de servicios y residuos que deberán reportar anualmente sus emisiones a través de una plataforma digital.

, Laura Hevia

Un año atrás, en una nota publicada en este medio sobre el status regulatorio respecto de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la industria hidrocarburífera en la Argentina, se hizo referencia a la Resolución N° 970/23 dictada por el Secretaría de Energía en noviembre de 2023, en virtud de la cual se creó el “Programa nacional de medición y reducción de las emisiones fugitivas derivadas de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos”; como así también al proyecto de ley de «Presupuestos mínimos de protección ambiental de gestión de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos», el cual tiene como objetivo establecer un marco regulatorio para controlar y reducir las emisiones de metano en la exploración, explotación, transporte y refinación de hidrocarburos.

La Resolución SE N° 970/23 no fue reglamentada a la fecha, y el proyecto de ley citado no ha merecido tratamiento en el Congreso. En el interín, varias provincias hidrocarburíferas han dictado regulación específica que, si bien tienen en común el objetivo de protección ambiental y reducción de emisiones, difieren en el tipo de gases cuya medición, cuantificación y/o reducción se exige; en los sujetos obligados; así como en las acciones, planes y/o programas que se les exige a las empresas.

Regulaciones específicas

El puntapié inicial lo dio la provincia de Río Negro mediante el dictado de la Ley N° 5733 (19/7/24) aplicable a las empresas petroleras que prorroguen sus concesiones en la provincia. Se exige el compromiso de planificar a mediano plazo adecuaciones de las instalaciones e implementación de medidas para reducir las emisiones GEI de forma progresiva e incorporar tecnologías de CCUS (Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono). Las concesionarias deberán adoptar criterios de reducción de emisiones e incluir en los Estudios de Impacto Ambiental, la evaluación de la huella de carbono, justificando la elección con relación a la alternativa de menor valor de huella de carbono. Asimismo, en los Informes de Monitoreo Anual Ambiental o Monitoreo Anual de Obras y Tareas deberá considerarse la cuantificación de inventario de gases de efecto invernadero (GEI), la cual se realizará conforme a lo establecido en la norma IRAM 14064.

Por su parte, en septiembre de 2024 la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de la provincia de Chubut dictó la Resolución N° 58/2024 (23/9/24), que regula las emisiones de metanoprovenientes de la actividad hidrocarburífera. Establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación y reducción de emisiones de metano provenientes de las actividades de exploración, explotación y transporte de hidrocarburos.

La norma exige la presentación de varios planes y programas, entre ellos un Plan Anual de Gestión de Emisiones de Metano, un Programa de Detección y Reparación de Fugas, un Plan de monitoreo anual y un Plan de acción para recambio de equipos.

La provincia de Neuquén avanzó en el corriente año con la recientemente publicada Resolución N°  285/25 de la Secretaría de Ambiente (21/2/25) que crea el “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”. Exige a las empresas petroleras informar las emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso y contar con un registro de lo que emiten. Son sujetos obligados las empresas que realicen exploración, explotación, transporte, almacenamiento, procesamiento, y/o industrialización de hidrocarburos en la provincia.

Finalmente, días pasados la provincia de Mendoza creó mediante el Decreto N° 758/25 (15/4/25) el “Programa Provincial Integral de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero”.  El mismo establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación, medición, reporte, verificación y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en actividades relacionadas con las grandes industrias, entre las cuales se encuentra la actividad hidrocarburífera. Los sujetos obligados deberán cuantificar las emisiones de gases que produzcan anualmente y declararlo ante la autoridad de aplicación, quien podrá establecer límites de intensidad de emisiones a cumplir para los años 2030, 2040 y 2050 y programas de reducción y compensación de emisiones.

Si bien algunas de las regulaciones referenciadas fueron dictadas con posterioridad al dictado del Decreto N° 1057/24 (reglamentario del 163 de la Ley 27.742), todas ellas han incursionado en aspectos que el artículo 2° del Anexo III del citado decreto establece como uno de los temas a ser regulados de manera uniforme y armónica entre Nación y provincias: … f) emisión de gases de efecto invernadero asociada a la actividad (Descarbonización).

A la vista de estas nuevas normas provinciales, se pone nuevamente en evidencia la dificultad en arribar a una legislación uniforme en materia de protección ambiental de las actividades hidrocarburíferas, desafío respecto del cual se comentó en la nota publicada en este medio en diciembre de 2024.

(*) Abogada, magister en Gestión de la Energía y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad.

, Verónica Tito (*)

Neuquén se consolida como punto de encuentro entre energía, logística y comercio exterior. La cuarta edición de Conectando Vaca Muerta se llevó a cabo en el Distrito Industrial RíoNeuquén y convocó a más de 700 asistentes. “La jornada se consolidó como el evento anual de networking más importante para la industria energética de la región”, destacaron desde la organización.

Este encuentro, organizado por Gran Valle Negocios, Distrito Industrial Río Neuquén y TSB, reunió a empresarios, pymes, operadoras, grandes compradores y referentes del sector de todo el país.

Durante el evento de intensa actividad, se fortalecieron vínculos comerciales, se generaron nuevas oportunidades de negocio y se debatieron los principales desafíos de la industria de Oil & Gas, según precisaron.

“Con más de 700 asistentes al evento de esta cuarta edición de Conectando Vaca Muerta, se superaron las expectativas y no solamente por la cantidad de asistentes que se convocó, sino por las devoluciones que hemos tenido por parte de los participantes. Este año incorporamos dinámicas distintas a las anteriores tres ediciones que implicaban el uso de tecnología y un software específico para networking tanto uno a uno como con grupos de grandes compradores, entre los cuales estaban YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE, TSB. Eso implicaba un desafío técnico y de recursos humanos muy grande, y haber podido cumplir con ese objetivo para nosotros es muy satisfactorio. Así también lo reflejaron las devoluciones de la gente”, destacó Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Gran Valle Negocios.

Networking, tecnología e innovación: ejes de una edición histórica

Una de las grandes innovaciones de esta edición fue la incorporación de una aplicación exclusiva de networking, que permitió a los participantes coordinar reuniones con antelación.

A través de la app, los inscriptos pudieron postularse para encuentros uno a uno con operadoras y grandes empresas, como así también identificar otros participantes estratégicos para generar match comercial incluso antes de la jornada presencial.

Este nuevo enfoque tecnológico no solo facilitó la organización y optimización de agendas, sino que también fue uno de los aspectos más valorados por los asistentes, quienes destacaron la agilidad en la concreción de contactos de negocio.

Además de la innovación tecnológica, Conectando Vaca Muerta 2025 ofreció cuatro dinámicas principales:

• Speed Networking 1-1: encuentros cara a cara de 15 minutos pre-agendados entre empresarios de diversos rubros.
• Rondas de Negocios: espacios de intercambio temático para establecer vínculos comerciales estratégicos.
• Workshops Exclusivos: talleres a cargo de referentes de la industria, donde se debatieron tendencias, innovación y mejores prácticas.
• Reuniones con Grandes Compradores: instancias directas de vinculación comercial con líderes de compras de importantes compañías del sector energético.

La presencia de firmas como YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE y TSB, entre otros grandes actores, reafirmó la importancia estratégica del evento dentro del ecosistema de Vaca Muerta, remarcaron.

Un ámbito estratégico para el crecimiento regional

Conectando Vaca Muerta fue mucho más que un espacio de networking: se consolidó como un verdadero punto de decisión y de generación de oportunidades para potenciar el desarrollo de la cadena de valor energética de la región.

En línea con el espíritu que dio origen al evento, esta cuarta edición volvió a propiciar un ámbito de relacionamiento genuino, donde se promovieron la integración de nuevos actores, el fortalecimiento de alianzas y el intercambio de conocimientos clave para enfrentar los desafíos actuales de la industria.

Además, el evento despertó un alto interés mediático. La participación de medios y periodistas especializados, tanto en la cobertura como en las actividades del evento, reflejó la creciente proyección de Vaca Muerta como uno de los motores del crecimiento económico nacional.

Una plataforma que mira al futuro

Conectando Vaca Muerta reafirma su propósito de seguir evolucionando para acompañar las necesidades de un sector en constante transformación. La implementación de herramientas digitales, la convocatoria de actores clave y la mirada puesta en la colaboración intersectorial son pilares que consolidan al evento como una plataforma imprescindible para quienes apuestan al futuro de la energía en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

A un mes del inicio de la Exposición Internacional de Minería Argentina Arminera 2025, se presentó la agenda de actividades. El encuentro contará con un amplio cronograma de disertaciones de los máximos exponentes de la industria, rondas de negocios y la presentación de los últimos avances en tecnología, equipamiento y servicios. “Organizada por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) junto a Messe Frankfurt Argentina, esta nueva edición se prepara para sorprender a visitantes y expositores”, destacaron.

El evento será una oportunidad para actualizar conocimientos, descubrir nuevas tendencias y maquinarias, y generar contactos y vínculos comerciales. Se desarrollarán diversas actividades destinadas a los actores de la industria minera, desde empresas operadoras, proveedores, profesionales hasta tomadores de decisión del mercado.

Actividades

Entre las actividades se encuentra el Summit Arminera 2025, que contará con diversas charlas a cargo de especialistas y figuras destacadas del sector:

• Arminera Federal, un recorrido por las agendas regionales, la producción, empleo y perspectivas, con participación de autoridades provinciales.
• Inversiones para el desarrollo federal, diferentes paneles a cargo de las empresas líderes en la producción de oro, plata, cobre y litio que darán respuestas sobre procesos mineros, bienes y servicios, economías regionales, y sustentabilidad, entre otros.
• Financiamiento Integral Ecosistema Minero Argentino, a cargo del Grupo Petersen.
• IV Congreso Internacional de Derecho para la Minería, organizado por IADEM en el marco de Arminera.

A su vez, tendrá lugar la Experiencia IDEA-CAEM: Liderando el desarrollo minero, una instancia de diálogo para plantear oportunidades de negocios y los desafíos del sector. Se abordarán temáticas como las nuevas políticas regulatorias, tecnología e innovación, y cómo atraer nuevas inversiones, entre otras.

Habrá lugar para el análisis en el panel “Claves para el Desarrollo del Sector Minero, Necesidades Educativas y Laborales”, impulsado desde WIM Argentina y Poliarquía Consultores. En tanto que La UIA brindará la charla “Inteligencia Artificial aplicada a la minería”. Y se desarrollarán encuentros sobre sustentabilidad, DD.HH. y Comunicación.

Arminera tendrá la participación de los gobernadores quienes contarán sus planes para acompañar al sector. Recibirá también a las autoridades mineras de las Américas para realizar el foro anual de minería y sostenibilidad, organizado por el Foro Intergubernamental sobre Minería, Minerales, Metales y Desarrollo Sostenible (IGF), el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Conferencia de Ministerios de Minería de las Américas (CAMMA). Tiene como eje:“Explorar más, extraer mejor: el camino hacia un suministro sostenible de metales y minerales”.

Conexión

Para fortalecer las relaciones internacionales, junto a la Unión Europea se buscará promover el diálogo directo entre actores clave del ecosistema financiero europeo y representantes de proyectos argentinos vinculados a la transición energética, para explorar mecanismos de financiamiento y prioridades comunes en materia de sostenibilidad. También, habrá un espacio junto a embajadores y representantes internacionales para dialogar las experiencias de otros países mineros.

Empresas como Genneia e YPF estarán presentes liderando un panel sobre grandes desarrollos en infraestructura. En tanto que los temas relacionados con inversión y financiamiento también contarán con espacios exclusivos. En ellos, grandes empresas mineras a nivel mundial nos contarán por qué decidieron invertir en el país. CAEM presentará su programa “Conectando Proyectos” y se compartirán casos de éxito en financiamiento. Por otra parte, estarán presentes entidades financieras, tales como Banco Supervielle, y también se hablará sobre la relación con el Mercado de Capitales, con representantes del Toronto Stock Exchange y de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).

Por otro lado, para los expositores de Arminera 2025 se realizará una exclusiva Ronda de Desarrollo de Proveedores para la Industria Minera, para fortalecer la vinculación entre empresas proveedoras y yacimientos mineros operativos. Es una ocasión única para identificar oportunidades de negocios, de mejora y crecimiento en conjunto, y presentar productos y servicios ante los representantes de las empresas, fomentando. relaciones comerciales sustentables y de largo plazo.

También habrá un espacio para el ecosistema de emprendedores, para compartir herramientas y programas, y se generará un pitch de presentación de casos.

Se podrá recorrer la Plaza de Máquinas, un espacio al aire libre en el que las empresas exhiben sus maquinarias. Una experiencia inmersiva para descubrir nuevas tecnologías y soluciones del futuro minero.

“Arminera es la plataforma por excelencia para exponer productos, servicios y tecnologías. No solo es un evento de networking y demostraciones, sino que también ayuda al seguimiento de las nuevas tendencias, innovaciones y buenas prácticas en el sector minero”, concluyeron desde la organización.

Para conocer el calendario completo de actividades, puede ingresar aquí.

, Redaccion EconoJournal

Un apagón casi total en el servicio eléctrico sorprendió a España y Portugal este mediodía. También fueron registrados cortes de luz en el sur de Francia. Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico español, aún no determinó cuáles fueron las causas del corte, que fue calificado como «excepcional» y «sin antecedentes» en el país.

La información oficial indica que el apagón comenzó a las 12:38 de España y dejó sin energía a toda la península ibérica. El director de servicios para la operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto afirmó que la reposición total del servicio puede tardar entre 6 y 10 horas.

«Hasta donde mi memoria alcanza y en la historia de la Red Eléctrica nunca había sucedido un incidente de estas características en el sistema eléctrico peninsular español. Por tanto, estamos hablando de una situación, un incidente absolutamente excepcional y extraordinario», dijo Prieto.

Oscilación de potencia

El representante de la empresa operadora de la red española informó que aún no determinaron el origen del incidente y se limitó a señalar que registraron una oscilación de potencia.

«Lo que hemos observado es una oscilación muy fuerte en los flujos de potencia en las redes. Como consecuencia de esta oscilación fuerte, se ha producido la desconexión del sistema peninsular eléctrico español del resto del sistema eléctrico europeo, y esta desconexión, unido a estas oscilaciones que comentábamos anteriormente, han conllevado, finalmente, al colapso del sistema eléctrico peninsular español», explicó Prieto. 

«No tenemos constancia en este momento sobre las causas del incidente, sí de lo que ha sucedido en términos de variables del sistema eléctrico, y no podemos entrar a especular en este momento», añadió.

, Nicolás Deza

Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, realizará una prueba piloto con inteligencia artificial para intentar eficientizar el despacho de energía en una línea de alta tensión en la Patagonia. La prueba se haría en la línea de 132 kV que conecta las localidades de Comodoro Rivadavia (Chubut) con Pico Truncado (Santa Cruz), según indicaron a EconoJournal fuentes del sector con conocimiento del proyecto. Si el ensayo es exitoso, la línea podría aumentar hasta un 30% su capacidad de despacho y permitiría evacuar la generación de proyectos eólicos de la Patagonia, aunque al ser una iniciativa exploratoria aún no hay certezas técnicas de que se pueda alcanzar esa mejora.

Según pudo sabes este medio de distintas fuentes del sector, la iniciativa se presentó en una reunión del directorio de Cammesa realizada en el verano. El proyecto permitiría evacuar generación nueva en un Sistema Argentino de Interconexión (SADI) que opera al límite. Las líneas de alta tensión del sistema están saturadas desde hace años y hay nodos en estado crítico por falta de obras de infraestructura eléctrica en el país.

La firma que aportaría la tecnología y los servicios para la prueba piloto es Splight, una empresa con base en Estados Unidos fundada en 2021 por tres argentinos. La compañía desarrolló un software que utiliza datos en tiempo real y algoritmos de inteligencia artificial para mejorar la operación en las redes de transmisión. Splight tiene proyectos en funcionamiento en Estados Unidos y Chile.

La línea

La línea de 132 kV Comodoro Rivadavia – Pico Truncado, donde está la Estación Transformadora N° 1 (ETA1), se encuentra en el área de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Patagonia (Transpa). Se construyó en 1957, tiene una extensión de 138 kilómetros y utiliza un conductor de cobre. En la actualidad, está totalmente limitada porque tiene cubierta por completo su capacidad de transmisión.

Fue la seleccionada para realizar las pruebas del proyecto por estar en una zona de mucho viento y temperaturas más bajas que en el resto del país, según la presentación del proyecto que se realizó en las oficinas de Cammesa.

Según fuentes que participaron de la presentación, la propuesta consistirá en la instalación de sensores de punta a punta del cableado para que, mediante algoritmos y procesos de inteligencia artificial, se pueda medir los vientos y la disipación del calor en tiempo real. De este modo, bajo ciertas condiciones específicas, el software permitiría ampliar más la capacidad de transporte de energía que la que está parametrizada originalmente la línea.

La disipación del calor es lo que ayudará a esta tecnología a poder ampliar la capacidad de despacho de energía eléctrica. Es decir, el software permitiría analizar los datos en tiempo real de los vientos y la temperatura. Esta información indicaría que se puede tener más disipación de calor y subir el amperaje o la potencia de transmisión de la línea. Lo mismo a la inversa para reducir la capacidad.

Fuentes del sector advirtieron a EconoJournal que la propuesta deberá contemplar protecciones también inteligentes que permitan bajar y subir la transmisión de manera segura para proteger la línea.

, Roberto Bellato