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Empresas generadoras de energía renovable negocian incluir un artículo en el proyecto de Ley de Presupuesto 2026 que se tratará en diciembre en sesiones extraordinarias en el Congreso.

La intención es conseguir el paraguas de la ley de leyes para darle una prórroga al régimen de estabilidad jurídica y fiscal de la Ley 27.191, que reguló al sector desde 2015 y vence el 31 de diciembre. La extensión de la prórroga todavía no está definida, ya que la ley de Presupuesto permite un período más prolongado que un año.

En el sector apuntaban a una nueva ley para la generación renovable que había logrado dictamen en septiembre y tenía el consenso de las generadoras renovables, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, y hasta contaba con el aval de los bloques de la oposición. Pero al proyecto, que impulsaba el diputado del PRO, Martín Maquieyra, nunca se discutió en el recinto y se terminará de caer con la nueva composición del Congreso.

Fuentes cercanas a la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (que utiliza las siglas CEA), al tanto de las negociaciones legislativas, confirmaron a EconoJournal que la alternativa que analizan abogados vinculados a generadoras es “ganar tiempo” bajo el paraguas de la Ley de Presupuesto. “En 2026 se podrá discutir otra ley, pero ahora tenemos que darle una prórroga a la estabilidad de la 27.191 porque termina a fin de año”, agregaron.

Las generadoras eólicas y solares no quieren quedar en un limbo normativo y entienden que, con tan poco tiempo, la mejor opción es la inclusión de un artículo específico en el proyecto de Ley de Presupuesto que se debatirá a partir del 10 de diciembre.

Un solo artículo

La idea es presentar un artículo que sólo extienda la seguridad jurídica y fiscal de la Ley 27.191. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes, la breve redacción del apartado que analizan abogados de la industria sería la siguiente:

“ARTÍCULO 1: Prórrogase hasta el 31 de diciembre de 2055, inclusive, el plazo establecido en el artículo 17 de la ley 27.191”. La extensión de la prórroga “todavía no está determinada”, aclararon.

El artículo mencionado de la Ley 27.191 establece que “no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.

Un alto ejecutivo de una generadora renovable comentó a EconoJournal que “queremos evitar que a alguien se le ocurra poner un impuesto al viento o al sol, como se intentó alguna vez, o que se cree una tasa de seguridad e higiene que termina perjudicando a los proyectos renovables”.

El artículo no incluiría los beneficios impositivos de la Ley 27.191, como la devolución anticipada del IVA en pagos de bienes y servicios, amortizaciones aceleradas del Impuesto a las Ganancias, certificados fiscales para componentes nacionales, compensaciones por quebrantos, entre otros. El gobierno tampoco quiere establecer metas como la de alcanzar un 20% de participación de las energías renovables en el consumo de los grandes usuarios, como lo fijó para el 31 de diciembre de 2025 la Ley 27.191.

El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) otorga estabilidad fiscal, pero sólo para los grandes proyectos renovables, ya que para lograr la adhesión al esquema tienen que tener una inversión mínima de US$ 200 millones. Hasta el momento, los proyectos renovables adheridos al RIGI son el parque solar El Quemado (YPF Luz) y el eólico La Rinconada (PCR y Arcelormittal Acindar). En el sector entienden que, si no se logra un paraguas legal nuevo, el resto de los proyectos quedarán si estabilidad fiscal y jurídica.

Sin tratamiento

El sector de renovables apostaba a un proyecto de ley que impulsó el diputado Martín Maquieyra (PRO) y que apoyaba el área energética del gobierno, y contaba con los votos también de Unión por la Patria, según indicaron distintas fuentes a EconoJournal. La iniciativa había logrado dictamen en comisión en septiembre. El triunfo peronista de las elecciones en la provincia de Buenos Aires congeló la agenda parlamentaria y el triunfo libertario de octubre revitalizó al oficialismo.

Sin embargo, luego de las elecciones legislativas el gobierno de Javier Milei frenó varios proyectos en el Congreso, entre ellos el de Maquieyra, porque entendió que había logrado un apoyo mayor al esperado y estaba en una posición de ventaja para negociar con los gobernadores la agenda de las sesiones extraordinarias, explicó a EconoJournal una fuente del sector. “Martín Menem (presidente de la Cámara de Diputados) eligió otros proyectos en base a la negociación con los gobernadores”, subrayaron.

Lo cierto es que el proyecto nunca se trató en el recinto y, con la renovación de 127 bancas del 10 de diciembre, terminará de caerse. La iniciativa de Maquieyra, que además deja su banca el próximo miércoles, apuntaba a 20 años de estabilidad fiscal y jurídica para la generación renovable en el país, ente otros puntos.

, Roberto Bellato

Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint, analizó el potencial de Vaca Muerta y remarcó que ofrece una oportunidad para desarrollar valor agregado. A su vez, advirtió sobre la complejidad que supone un mundo en plena transformación geopolítica y llamó a tomar distancia de China y alinearse con Estados Unidos.

“La integración con Estados Unidos me parece absolutamente sabia. No tengo ninguna duda. Es el camino correcto por motivos políticos, de valores, de compartir valores de democracia y respeto a derechos individuales, pero también por motivos comerciales”, aseguró en el Energy Day organizado por EconoJournal. Luego fue más allá y subrayó: “Veo el problema en China y la oportunidad en Estados Unidos”.

Oportunidad para desarrollar valor agregado

El ejecutivo recordó que sigue de cerca la industria desde hace varios años y que esa trayectoria es la que le permite advertir riesgos y oportunidades. “Tengo la credibilidad de venir hablando de Vaca Muerta desde hace una década. Habíamos visto todo el desarrollo americano que se había dado en los shale de Texas y veíamos todo el potencial que tenía Argentina. Desde esa autoridad moral es que me permito ahora tratar de señalizar los temores que tengo y las cosas que creo que faltan”.

Según Martínez Álvarez, el entorno internacional presenta condiciones favorables, pero también amenazas que deben ser consideradas. “A Vaca Muerta hay que cuidarla. Tenemos un entorno estructural favorable. La transición energética ha perdido protagonismo frente a la asequibilidad y la seguridad energética. Esto es una noticia buena para el largo plazo de la industria”.

Sin embargo, advirtió que también hay riesgos. “Uno ve hoy un gobierno americano que es muy probable que quiera y necesite un petróleo más bajo, por lo menos hasta las elecciones de medio término que son en noviembre del año que viene. En el corto plazo hay algunas fuerzas que pueden actuar en contra”.

El ejecutivo celebró la reconfiguración de expectativas tras las elecciones en Argentina, aunque pidió evitar triunfalismos: “No hay duda de que el resultado electoral ha abierto oportunidades, vuelve a resetear expectativas, hay noticias favorables, la baja del riesgo país es absolutamente clave, pero quiero transmitir esta idea de cuidarlo. Veo muchos gobernantes que manifiestan defender la industria en general, y la energética en particular, y, sin embargo, cobran tasas. Estos entes provinciales y subnacionales cobran tarifas a la producción local. Esto preocupa”.

Noruega o Nigeria

El ejecutivo insistió en que Vaca Muerta no debe limitarse a la producción primaria, sino convertirse en un motor de industrialización. “La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la oportunidad de desarrollar valor agregado”.

Para ilustrarlo, contrastó dos modelos internacionales: “Me gusta jugar con el ejemplo de Noruega y Nigeria, dos países petroleros que producen cantidades similares de petróleo. Hicieron dos cosas muy distintas con su desarrollo petrolero. Uno hizo un desarrollo deliberado de industrias de servicio y de producto y hoy son sofisticadísimos proveedores del offshore mundial, el otro no hizo nada, es un desarrollo offshorizado donde vinieron empresas, instalaron toda la infraestructura, hoy tienen una producción petrolera, pero esto no transformó el país. Acá hay una oportunidad extraordinaria”.

Y añadió: “El anterior desarrollo petrolero argentino dio luz a Siderca, que hoy emplea de manera directa a 9000 personas y otras 10.000 o 15.000 personas de manera indirecta. Hay unas 30.000 familias argentinas que viven alrededor de ese evento. Si pudiésemos replicar diez Siderca, ahí tenés 400.000 puestos de trabajo de calidad en Argentina que te generan divisas de exportación y empleo sofisticado. Eso es desarrollo. La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la oportunidad de desarrollar valor agregado. Yo prefiero en lugar de más impuestos, más desarrollo de industrias que van a quedar”.

“Con Vaca Muerta no alcanza”

Martínez Álvarez buscó moderar las expectativas alrededor del potencial macroeconómico del yacimiento. “No se puede sin Vaca Muerta, pero con Vaca Muerta no alcanza”, afirmó.

Presentó comparaciones de recursos naturales por habitante para dimensionar el desafío: “Argentina exportó en 2023 unos US$935 per cápita de recursos naturales. Canadá exporta US$7000, Australia US$17.000, Noruega US$28.000”. Aun sumando petróleo, gas y minería, estimó que “Argentina podría llegar a US$1800 o US$2000 por habitante”.

El ejecutivo enfatizó que el desarrollo integral de la cuenca requiere coordinación institucional. “El proyecto excede a un gobierno. Tiene que ser un proyecto nacional. Es responsabilidad de la industria, de las gobernaciones, de los municipios y de gobiernos nacionales”.

Y remarcó que la estabilidad no depende únicamente de la macroeconomía: “La industria debería trabajar en esto porque la hace más fuerte a la propia industria. Las amenazas siempre van a estar al costado de la ruta. Una industria que además de traer divisas para el país, provee desarrollo y tiene una cadena de pymes que acompaña el desarrollo, hace más fuerte a la industria y la protege cuando venga el lobo feroz”.

Competitividad e integración

Consultado sobre el posicionamiento internacional de Argentina, Martínez Álvarez fue explícito. “Estamos viviendo un momento interesantemente dramático de transformación en el mundo. La organización comercial que se vio después de la Segunda Guerra Mundial está siendo detonada. Todas las reglas de comercio están siendo cambiadas. La semana pasada Paolo (Rocca) usó una metáfora muy interesante, lo citó a Von Clausewitz. En su libro de la guerra, él hablaba de «The fog of war«, la niebla de la guerra, para describir este momento. Está cambiando todo, la organización comercial, se cierran acuerdos, se erigen barreras. Qué difícil es mirar a través de esa niebla de la guerra cómo va a quedar todo. Sin duda estamos viviendo momentos dramáticos en la organización del comercio. Nos preguntábamos con quien integrarnos. Creo que algunas cosas que está haciendo el gobierno nacional van en la dirección absolutamente correcta. El RIGI es un proyecto muy inteligente y si el RIGI es una señal que se generaliza al resto de la economía y de la industria del país, que creo que es la intención, sin duda vamos en el sentido correcto”.

Consideró que el gobierno acierta en buscar integración con Estados Unidos: “La integración con Estados Unidos me parece absolutamente sabia. No tengo ninguna duda. Es el camino correcto por motivos políticos, de valores, de compartir valores de democracia y respeto a derechos individuales, pero también por motivos comerciales”.

–Pero algunos levantan la voz y dicen que Estados Unidos es el mayor exportador de petróleo y gas del mundo, tiene proyectos de GNL y si Argentina quiere tener el deseo de entrar en ese lote de exportadores de GNL, ahí no hay complementariedad sino competencia. Es una mirada muy lineal, no digo que sea así, pero algunos levantan la voz y señalan eso. -le remarcó Nicolás Gandini.

–Estados Unidos no es un neto exportador de petróleo, además es un bien bastante fungible. En gas uno podría mirar la competencia, pero yo la veo complementaria. No tengo ninguna duda. Miremos a los países consumidores. Hoy los grandes proveedores de gas son seguramente LNG, que es donde puede estar la competencia nuestra: Estados Unidos y Qatar. Yo diría que Argentina es recontra complementario. Para cualquier nación tener una monodependencia de Estados Unidos no es bueno. Alemania antes dependía del gas ruso. Pasar a depender del gas americano no me imagino que sea la mejor estrategia y la que estén pensando los alemanes. Nosotros somos complementarios”

Finalmente, marcó diferencias claras con China: “El mundo invitó a China a participar del comercio mundial. Es aceptada en la OMC con cierta inocencia, pensando que entraba China, se desarrollaba y los habitantes de China iban a demandar derechos individuales y democracia, pero no pasó nada de eso y ellos siguen como están. Han generado un pseudo capitalismo donde toma lo que le sirve del sistema y se pasa el resto por donde sabemos de manera muy efectiva. Esto ha detonado sectores industriales enteros en Estados Unidos y Europa. Ahora estamos viendo una reacción a todo esto. La amenaza la veo con China””.

Por último, destacó que Argentina tiene una ventana estratégica: “Yo veo el problema en China y la oportunidad en Estados Unidos. Veo los desarrollos que han hecho Canadá, México, Corea, Japón, todos países que han exportado y generado industrias, integrándose comercialmente con Estados Unidos. Estados Unidos está en este camino de friendshoring. Creo que es una absoluta oportunidad absoluta para la Argentina de desarrollarse. Veo una complementariedad absoluta”.

, Redaccion EconoJournal

La Unión Europea prohibirá las importaciones de gas natural desde Rusia en todas sus formas a partir de 2027. Esto incluye a las importaciones de gas natural licuado, que paradójicamente crecieron significativamente en Europa luego de la invasión de Rusia sobre Ucrania y que ahora buscan reemplazar con suministros alternativos. Precisamente, una empresa del gobierno de Alemania llegó a un acuerdo con Southern Energy para importar GNL desde la Argentina.

El Consejo Europeo, el órgano que reune a los presidentes y primeros ministros de los países miembros de la U.E., anunció este miércoles que llegaron a un acuerdo para dejar de importar gas ruso para el 2027.

El acuerdo incluirá una prohibición gradual y legalmente vinculante de las importaciones de GNL a partir del primero de enero de 2027, y por gasoductos a partir del otoño europeo de 2027.

«Por fin, y para siempre, cerramos el grifo del gas ruso», declaró Dan Jørgensen, comisario de Energía de la UE. El funcionario añadió que la prohibición marca la elección de Europa por la «seguridad e independencia energética» y que el bloque «nunca volverá a nuestra peligrosa dependencia de Rusia».

De todas formas, los negociadores de la U.E. acordaron que, en caso de futuras disrupciones en el suministro, la prohibición podría levantarse temporalmente si un Estado miembro declara el estado de emergencia. También acordaron un sistema detallado de sanciones.

Importaciones récord de GNL ruso

La Comisión Europea, el poder ejecutivo de la U.E., ya había propuesto en mayo una hoja de ruta para dejar de importar gas natural ruso en 2027. El foco europeo esta puesto especialmente en el GNL, que treparon significativamente.

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, estableciendo un nuevo récord.

El Consejo Europeo estima que el gas ruso representará un 13% de las importaciones de la UE en 2025, con un valor de más de 15.000 millones de euros anuales.

, Nicolás Deza

Edison Energía, el grupo inversor argentino integrado por los hermanos Neuss, Inverlat Investments, Rubén Chernajovsky y Luis Galli, fue adjudicado para operar el complejo hidroeléctrico Cerros Colorados tras la etapa de mejora de ofertas para desempatar con la propuesta realizada por BML Inversora. De esta manera, Edison, empresa creada este año, se quedó con dos de las cuatro centrales privatizadas ya que se había adjudicado la represa de Alicurá.

El Estado Nacional concluyó la etapa económica del proceso de adjudicación para la gestión privada de las represas del Comahue, alcanzando un resultado total de US$706.885.298,49 en ingresos para el fisco. Esta cifra surge de las propuestas económicas finales presentadas por la privatización de las represas Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados.

Ochos grupos oferentes que llegaron a la instancia final del proceso licitatorio presentaron un total de 19 ofertas para quedarse con las concesiones de las cuatro hidroeléctricas del Comahue por un plazo de 30 años. Tres de las represas ya tenían definidos los nuevos concesionarios que presentaron las ofertas más altas, en tanto que la pelea por la usina restante de Cerros Colorados debía dirimirse en un repechaje entre las dos mejores ofertas.

Para este caso, el pliego establecía que si la diferencia entre las dos principales ofertas iniciales no superaba el 10%, debía convocarse a una instancia de mejora. Por este motivo, fueron citadas Edison Inversiones S.A.U. y BML Inversora S.A.U. para presentar nuevas propuestas. Tras esta ronda adicional, Edison resultó con la oferta más alta, permitiendo completar el esquema económico del proceso y avanzar hacia la fase final de adjudicación.

Con esta instancia concluida, el proceso de privatización de las represas del Comahue avanza hacia la definición de adjudicatarios y la transición operativa, prevista para completarse durante el presente año, informó la Secretaría de Energía.

Oferta y compromiso de inversión

Edison presentó las ofertas más competitivas de US$162 millones por Alicurá y US$64 millones por Cerros Colorados, imponiéndose en ambos concursos y consolidando un paso en su estrategia de crecimiento y en su apuesta de inversión en infraestructura energética.

La inversión no solo contempla el pago de US$226 millones al Estado nacional en concepto de precio, sino también un compromiso adicional de inversión por US$200 millones, destinado a garantizar el óptimo mantenimiento, modernización y operación de los activos adjudicados.

Sumando los 191 Mw que Edison opera en Mendoza, ambos activos representan alrededor del 17% de la generación hidroeléctrica nacional y aproximadamente 4% de la generación eléctrica total, consolidándose como un nuevo actor relevante del sistema energético argentino.

La incorporación de Alicurá y Cerros Colorados se integra al plan de desarrollo de Edison Energía, que este año adquirió la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPPSA en Mendoza.

Los otros dos ganadores de la licitación

La hidroeléctrica Piedra del Águila -la más grande de las que salieron a licitación con una potencia instalada de 1.440 MW– quedó en manos de su actual concesionario: el grupo Central Puerto. Este grupo tiene como accionistas a los empresarios Carlos Miguens, Guillermo Reca, los hermanos Ruete Aguirre y la familia Escasany.

A su vez, la represa de El Chocón -que tiene una potencia instalada de 1.200 MW más 128 MW del dique compensador de Arroyito- fue a manos de BML Inversora, con una oferta de US$235,6 millones que superó a las presentadas por otros cinco oferentes.

La sociedad ganadora pertenece al grupo MSU, que comanda el empresario Manuel Santos Uribelarrea, que hace cuatro meses había adquirido la controlante de Cerros Colorados a la empresa Aconcagua Energía.

, Ignacio Ortiz

Los principales operadores del midstream detallaron sus proyectos de ampliación para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y mejorar la competitividad del sistema energético. Oscar Sardi (Transportadora Gas del Sur), Ricardo Hösel (Oldelval), Dolores Brizuela (Dow) y Tomás Córdoba (Compañía MEGA) coincidieron en el Energy Day organizado por EconoJournal en que las obras en transporte, procesamiento y fraccionamiento serán indispensables para descomprimir la cuenca neuquina, habilitar mayores saldos exportables y capturar más valor dentro del país.

Ampliación del Gasoducto Perito Moreno

TGS presentó el avance del proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno que permitirá incrementar la capacidad de transporte entre Tratayén y la provincia de Buenos Aires. “Tiene por objetivo expandir el sistema de transporte de gas, fundamentalmente en la búsqueda de reducir importaciones tanto de gas natural licuado como de líquidos, y además dejar saldos exportables durante el verano para poder exportar a toda la región”, afirmó Sardi, CEO de TGS.

La obra prevé la instalación de tres plantas compresoras y un turbocompresor adicional en Tratayén, lo que permitirá elevar la capacidad de 21 a 35 millones de m³/día. La iniciativa fue presentada al RIGI y, según el CEO, “va a generar beneficios en la balanza comercial de 700 millones de dólares de ahorro y beneficios fiscales de 800 millones de dólares”.

Además, TGS trabaja en un proyecto mayor para procesar el gas rico neuquino. “Hace ya tiempo que venimos trabajando en este proyecto para aprovechar la calidad de gases que hay en Vaca Muerta. Un gas estándar tiene un componente licuable del 10%, en Vaca Muerta los componentes licuables están en el orden del 20 o 25%”, detalló Sardi. La iniciativa incluye un ducto de 600 kilómetros, una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca y almacenamiento en Puerto Galván. “Estamos teniendo el proyecto de 46 millones de metros cúbicos por día de gas, que daría por resultado aproximadamente 20.700 toneladas por día”, explicó. Como el mercado interno ya está abastecido, “propano, butano y gasolina serían exportables”.

La inversión estimada ronda los US$3.000 millones y ya pasó la etapa de ingeniería: “Creemos que hemos llegado al punto de maduración. Ahora lo que hay es tomar decisiones”, sostuvo.

Duplicar Norte para evitar cuellos de botella

Oldelval continúa avanzando con obras clave para ampliar la capacidad de evacuación de la cuenca neuquina. Este año inauguró una ampliación estructural que permitió aumentar el transporte de crudo desde Vaca Muerta, y ahora está abocada a su siguiente proyecto: Duplicar Norte.

“Es un caño de 200 kilómetros, 20 pulgadas, de una capacidad inicial de 200.000 barriles y de una inversión de 400 millones de dólares”, explicó Ricardo Hösel, CEO de Oldelval.

La obra es estratégica para descomprimir el sistema y asegurar el transporte de la producción proveniente de áreas como Los Toldos, El Trapial, La Escalonada y Bajo del Choique – La Invernada.

Sobre los posibles resultados económicos, Hösel afirmó: “Sabíamos que aguas arriba se iba a generar un cuello de botella. Estos 200.000 barriles adicionales serán unos 4.000 millones de dólares de exportaciones adicionales y es parte de ese proyecto de Duplicar Plus.”

Hösel sostuvo que un sistema integrado sería más competitivo: “Si queremos transportar un millón de barriles, no es eficiente que haya dos o tres operadores. Un solo operador coordina mejor costos y calidad”. Oldelval ya inició nuevas ampliaciones: “Duplicar Plus está al 85%. Iniciamos obras para sumar otros 200.000 barriles”, afirmó. Con esto, la cuenca podrá superar los 850.000 barriles/día sin frenar la perforación.

Planta fraccionadora en Bahía Blanca

MEGA avanza en la ampliación de su planta de fraccionamiento, clave para el procesamiento de gas rico y la exportación de GLP.  “Hoy producimos unas 4.800 toneladas por día de C2+; etano, propano, butano y gasolina natural. Desde el acondicionamiento de Loma La Lata traemos toda la ‘sopa’ por el poliducto de 600 kilómetros y en Bahía Blanca hacemos el fraccionamiento”, explicó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.

La empresa está en la etapa final de una ampliación de la planta fraccionadora, cuya puesta en marcha total está prevista para julio de 2026. El proyecto demandó una inversión de US$260 millones y permitirá sumar 2.300 toneladas adicionales de capacidad.

“La primera fase, que pondremos operativa el año que viene, aportará unas 850 toneladas de esas 2.300. Además, tenemos una nueva fase próxima a probar que nos va a permitir ampliar la capacidad de transporte para completar el tren de fraccionamiento”, detalló Córdoba.

“Con esto nos posicionamos como líderes en la exportación de GLP y acompañamos el crecimiento de la producción de gas y petróleo”, afirmó.

El desafío del valor agregado en la petroquímica

“Se trata de una combinación entre una demanda que crece, aunque por debajo de los niveles prepandemia, y una oferta global que se expandió muchísimo. Principalmente en China. Si bien China no tiene las materias primas más competitivas, está desarrollando un enorme complejo petroquímico con el objetivo de autoabastecerse y reducir importaciones”, explicó Dolores Brizuela, country manager de Dow.

En el caso del polietileno, el plástico más utilizado del mundo, Brizuela detalló que “China venía creciendo al 10% anual antes de la pandemia; hoy crece alrededor del 3%. Y, aun así, está instalando plantas tanto para acompañar ese crecimiento como para reemplazar importaciones”. Ese desfasaje entre oferta y demanda “generó un descalabro que en el corto y mediano plazo nos incomoda a todos, con una compresión de márgenes muy importante”.

Pese a ese contexto, Brizuela sostuvo que Argentina tiene oportunidades claras, siempre y cuando pueda orientar su estrategia hacia el valor agregado: “Lo peor que nos puede pasar, teniendo un recurso tan inmenso y de tan buena calidad como Vaca Muerta, es limitarnos a exportar el commodity cuando podemos agregarle valor y generar divisas y empleo (…) Yo siempre digo: ojalá no solo exportemos gas o los líquidos del gas; ojalá exportemos polietileno. O mejor aún: que nuestros clientes exporten un film impreso; y que los clientes de nuestros clientes exporten una carne envasada. Lo peor sería que el commodity se vaya a Asia y vuelva como producto terminado, cuando nosotros tenemos una ventaja estructural que es la materia prima.”

Saldos exportables

Los ejecutivos coincidieron en que la próxima etapa de Vaca Muerta dependerá no solo de transportar más producción, sino de procesarla, fraccionarla y exportar productos con mayor valor, para evitar que el país vuelva a enviar el recurso como commodity y recomprar manufacturas.

Entre ampliaciones de gasoductos, oleoductos, plantas de fraccionamiento y proyectos petroquímicos, las compañías señalan que el potencial exportador del país podría incrementarse sustancialmente en los próximos años. La discusión, coincidieron, no es solo de infraestructura, sino de competitividad, coordinación entre operadores y reglas que permitan atraer inversiones de largo plazo.

, Justo Goñi

El Gobierno nacional pretende lanzar la licitación para la privatización de Belgrano Cargas el primer trimestre de 2026 y poder concretar el traspaso de las operaciones a mediados del próximo año, según anunció Alejandro Núñez, presidente de Belgrano Cargas y Logística S.A. Luego de la privatización de corredores viales y las primeras cuatro represas hidroeléctricas con concesiones vencidas, el Gobierno pretende avanzar con un transporte clave para la competitividad de varios proyectos mineros metalíferos y de litio.

Núñez, al participar del Seminario Oro, Plata y Cobre de Panorama Minero, advirtió que el sistema ferroviario argentino experimenta una baja densidad de carga. “Dicho de otro modo, se transporta muy poco para la gran amplitud de la red. Esto no nos permite afrontar los elevados costos fijos que tenemos como compañía”, explicó.

Para revertir esta situación, se delineó un plan de obras que habilita la participación de capitales privados. “Es hora de romper el círculo vicioso de nuestro sistema ferroviario con una inversión de magnitud que permita duplicar o triplicar al menos la carga actual”, sentenció el directivo, quien consideró que los trenes desempeñarán un rol protagónico en el relanzamiento de la industria minera nacional.

Desintegración vertical

Es imposible, a su criterio, evitar la alternancia política en el país. “Lo relevante, en todo caso, es que las empresas puedan trazar planes a largo plazo sabiendo que ciertas condiciones no van a alterarse con el paso del tiempo. Se requiere un marco de negocios estable por 50 años”, reseñó el directivo al detallar el plan que prevé realizar la licitacion a través de pliegos diferentes en un proceso de desintegración vertical.

A través del Decreto 67/2025, el Gobierno Nacional habilitó el proceso de privatización total de la empresa Belgrano Cargas y Logística S.A. La medida se fundamenta en la convicción política de reducir la participación del Estado en actividades empresariales. La empresa era una de las compañías del Estado que estaba incluida en la Ley Bases sujetas a privatización, y en este marco, el Ministerio de Economía encomendó a la Agencia de Transformación de Empresas Públicas (ATEP), dar cumplimiento a su concesión.

De esta manera, los pliegos permitirán ofertar por uno o todos los activos y servicios del Belgrano Cargas, considerando como una unidad independientes el material rodante; las vías férreas y los inmuebles y los talleres ferroviarios. Sólo las tierras y las vías continuarán siendo de propiedad del Estado nacional. La idea es evitar un esquema monopólico privado como se hizo en la privatización de los ferrocarriles en la déada del 90, mediante un esquema fragmentado que permita participar a empresas especializadas en cada una de las etapas.

Un dato central es que el esquema propuesto es de concesión de infraestructura open access o de acceso abierto, ya que los pliegos obligarán al concesionario a permitir el uso del sistema a todos los operadores que quieran transportar carga por esas vías. Por eso la privatización del Belgrano Cargas, como del San Martín Cargas también en desarrollo, no invalidará la actividad de otros operadores privados para incrementar la competencia en el servicio logístico.

Hasta el momento se conoció el interés público de al menos tres interesados en participar de la licitación, dos de ellos eventuales grandes dadores de cargas. Se trata de un consorcio de compañías cerealeras encabezadas por Aceitera General Deheza (AGD), la compañía minera Río Tinto, y el Grupo México Transportes (GMXT), un gigante logístico que participó de la privatización de los ferrocarriles mexicanos en los 90.

Una propuesta de US$3.000 millones

En el mismo encuentro de Panorama Minero, Bernardo Ayala, CEO de GMXT USA, destacó que la gran diferencia de la compañía es su rol exclusivo como operador ferroviario, sin ser consumidor o transportador de sus propios productos, lo que garantiza un interés en el desarrollo de todos los productos y sectores.

La compañía, que maneja una red de más de 11.000 kilómetros de vías en México y Estados Unidos, proyecta una inversión inicial de hasta US$3.000 millones para la modernización de la red en la Argentina, un volumen acorde con sus operaciones de gran escala.

GMXT pertenece a Grupo México, uno de los grupos industriales más grandes de Latinoamérica, que registró ventas de US$16 mil millones y un EBITDA de US$8 mil millones. La estructura corporativa, que incluye una división minera (tercer productor de cobre en el mundo), provee un sólido respaldo financiero y técnico para afrontar proyectos de alta complejidad

Ayala explicó que la intención de GMXT es tomar el control total de la operación de la red (mantenimiento de la vía, locomotoras y operación), lo que permitirá implementar nuevos procesos que generen «ineficiencias muy importantes» en un período de 15 a 20 meses máximo, con el objetivo de convertir la carga que actualmente se mueve por ruta.

, Ignacio Ortiz

El acuerdo de venta de gas natural licuado recientemente suscrito entre el consorcio Southern Energy y una empresa de Alemania fue uno de los temas principales en un panel sobre GNL en el Energy Day que organizó EconoJournal. Referentes de Pan American Energy (PAE) y Excelerate Energy abordaron cuáles son los mercados de exportación del fluido y el futuro de las importaciones a medida que la producción de Vaca Muerta continúa en ascenso.

Southern Energy (SESA) y SEFE (Securing Energy for Europe), compañía energética propiedad del gobierno de Alemania, formalizaron la semana pasada un acuerdo marco para la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante un período de ocho años. La exportación comenzará con el inicio de operación del primero de dos buques licuefactores, el “Hilli Episeyo”, previsto para 2027.

Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de PAE, una de las petroleras que conforman el consorcio SESA, subrayó lo novedoso del proceso. «Partimos al revés de lo que se hace en un proyecto tradicional, donde primero se firma un contrato de venta de GNL y después se va a buscar el financiamiento. Hicimos toda la vuelta inversa y nos faltaba la frutilla del postre, que era tener un contrato. Esto viene a coronar eso en la estrategia que tenemos en Southern Energy de comercialización del LNG«, explicó Freyre.

Los mercados para el GNL argentino

El acuerdo entre Southern Energy y SEFE supone el primer hito en la agenda de comercialización de GNL desde la Argentina y abre la pregunta sobre cuáles son las oportunidades de exportación.

Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy, puso el foco en los mercados de pequeña y mediana escala. «Antes lo único que se pensaba en GNL eran mercados de largo plazo y muy grandes. Hoy por hoy no solamente son mercados flexibles y de corto plazo, de 5 a 10 años, sino también cómo desarrollar la pequeña y mediana escala, como el Caribe, por ejemplo», dijo Aguilar.

Por el lado de Southern Energy, su proyecto tendrá una capacidad para exportar hasta seis millones de toneladas anuales de GNL cuando el segundo barco licuefactor, el buque MK II, ingrese en operación, prevista para el 2028. Freyre explicó que ya estan trabajando en la licitación para la construcción del gasoducto dedicado entre Tratayén (Neuquén) y San Antonio Oeste (Río Negro) que será necesario para abastecer de gas al segundo buque.

«Tenemos un año más para la entrada del segundo barco. Nos da tiempo para en algún momento del inicio del primer semestre del año que viene ya empezar a buscar nuevos compradores para los otros tres millones de toneladas, y siempre algún volumen va a quedar para poder vender en el spot», explicó el directivo de Pan American Energy.

Los mercados en Asia están en el radar del consorcio. «Mi apuesta
hubiese sido que el primer cliente iba a ser un cliente en el mercado asiático, que es el que viene con mayor crecimiento. Me equivoqué, terminó siendo el europeo», añadió.

Importaciones

El crecimiento de la producción de gas natural en Vaca Muerta tuvo un impacto fuerte sobre las importaciones de GNL. La referente de Excelerate Energy recordó que el país pasó de importar un pico de 106 cargamentos de GNL en 2013 a unos 24 cargamentos este año.

Sin embargo, Aguilar consideró que las importaciones siguen aportando la mejor opción económica para cubrir los picos de demanda. «La presencia del GNL, más allá de el desarrollo de la exportación, lo que brinda es seguridad energética al maximizar la infraestructura que se tiene. No tiene sentido desarrollar infraestructura de gasoducto, por ejemplo, para un pico de demanda durante cincuenta días«, analizó.

Las importaciones también pueden servir de apoyo al cumplimiento de los contratos de exportación al garantizar el cubrimiento de la demanda interna de gas. «Si en algún momento fallase esa estructura de seguridad energética, donde la prioridad de alguna manera siempre va a ser la demanda interna, es una seguridad también de que existan mecanismos para asegurar el largo plazo de los contratos de exportación«, concluyó Aguilar.

, Nicolás Deza

La aceleración de proyectos estratégicos en Vaca Muerta —desde oleoductos y gasoductos hasta desarrollos de GNL— abrió un escenario de mayor presión operativa para las empresas de ingeniería y construcción. La superposición de iniciativas, el avance hacia modelos de inversión privada y la competencia por talento especializado se consolidan como los principales desafíos del sector, según plantearon Pablo Brottier (SACDE), Alejo Calcagno (Techint) y Alejandro Pérez Carrega (Contreras) en un panel del Energy Day organizado por EconoJournal. Los ejecutivos detallaron cómo cada compañía está ajustando su capacidad operativa frente a una demanda más intensa y simultánea.

Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE, informó que el Oleoducto Vaca Muerta Sur alcanzó el cierre mecánico tras completar la última soldadura en noviembre. “En 150 días corridos se soldaron 440 kilómetros, con lluvia, viento y frío. El ducto está construido de punta a punta”, señaló. El proyecto, desarrollado junto con Techint, es una de las obras de transporte de crudo más relevantes de los últimos años y, según Brottier, “en Argentina estamos capacitados para ejecutar los proyectos que se necesitan”.

Sobre la ampliación del sistema Perito Moreno de TGS, Brottier subrayó que “es la primera gran iniciativa cien por ciento privada y va a riesgo”. Detalló que la obra incorporará capacidad de compresión en siete plantas —tres de ellas nuevas— y deberá entregar 14 millones de m³ diarios adicionales de gas para el invierno de 2027. “La obra no se puede atrasar porque los bancos y los accionistas esperan su retorno desde el día siguiente de la habilitación”, afirmó. Según estimaciones internas, el proyecto demandará cerca de 2.000 trabajadores a lo largo del trazado.

Desde Techint, Alejo Calcagno, director de Operaciones para la región Sur, destacó que Vaca Muerta Sur implicó un salto de productividad frente a desarrollos previos como el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y las últimas ampliaciones de Oldelval. “Terminamos el ducto casi dos meses antes del programa y alcanzamos un récord de 175 soldaduras por día”, indicó. Agregó que el equipo avanza en instalaciones de superficie y pruebas hidráulicas con el objetivo de entregar la obra finalizada antes de abril de 2026.

Calcagno señaló además que Techint ya inició la primera etapa de Duplicar Norte, la ampliación del sistema de Oldelval que permitirá evacuar producción del hub norte de Vaca Muerta. También mencionó una agenda amplia de desarrollos futuros, entre ellos la ampliación de TGS, los proyectos de GNL de YPF y Pluspetrol y los gasoductos asociados a las iniciativas de GNL de PAE e YPF. “Las perspectivas son muy buenas. El primer semestre del año que viene va a estar cargado de definiciones”, anticipó.

Por su parte, Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras, analizó la infraestructura asociada al desarrollo de GNL. La empresa iniciará en los próximos días las obras que conectarán el Gasoducto San Martín con la terminal flotante del proyecto Southern Energy. “Queríamos ser parte de este proyecto porque entendemos que el GNL es el puente para el desarrollo energético que necesita Argentina”, afirmó. Contreras avanza además en obras de superficie para YPF y Vista, y en proyectos mineros vinculados especialmente al litio.

El desafío simultáneo: talento, innovación y minería

La superposición entre grandes obras energéticas y el avance de iniciativas mineras exige un ajuste en la capacidad constructiva local. Pérez Carrega advirtió que la disponibilidad de recurso humano calificado será uno de los principales cuellos de botella y coincidió con Brottier y Calcagno en que los programas de formación, las escuelas de soldadura y la capacitación técnica son esenciales para sostener el ritmo de obra.

Calcagno agregó que “incorporar soldadura automática, doble junta, drones, impresión 3D y digitalización en inspección nos permitió ganar velocidad y eficiencia”. También sostuvo: “La geopolítica favorece el nearshoring: tener proveedores cerca permite cumplir con los plazos justo a tiempo”.

Brottier ubicó la experiencia reciente de Vaca Muerta en un contexto más amplio, al que definió como un “triple milagro”: “El salto tecnológico de las petroleras, la decisión inédita de invertir en infraestructura de manera conjunta y el primer project finance puro aplicado a una obra de este tipo en el país”. Luego añadió: “Nuestro desafío es cuidar esos procesos: entrenar gente, sumar tecnología y desarrollar proveedores”.

En la misma línea, Pérez Carrega remarcó la importancia de fortalecer la colaboración entre empresas. “Cuando nos sentamos a repensar procesos y compartir aprendizajes, los tiempos bajan drásticamente. La construcción tiene un margen importante para mejorar, y el asociativismo va a ser clave”, finalizó.

, Cielo Manzi

El Energy Day de EconoJournal reunió a la primera línea de la industria energética, referentes del sector privado, líderes empresariales y funcionarios del gobierno en una jornada marcada por el debate y el análisis, que reunió a más de 800 personas. A lo largo del encuentro, los participantes compartieron su visión sobre el estado actual del sector y los escenarios que podrían moldear la agenda energética rumbo a 2026.

Miguel Galuccio, CEO de Vista, estuvo a cargo de la apertura del evento.

Más de 800 personas participaron de una nueva edición del Energy Day,
el evento de fin de año organizado por EconoJournal.

La jornada contó con la participación del viceministro de Energía y Minería, Daniel González.

Alejandro Macfarlane, accionista de Camuzzi, anunció en el evento un proyecto para exportar Gas Natural Licuado con una inversión de US$ 3900 millones en 20 años.

En su panel, Miguel Galuccio consideró que «hay que ser mucho más disruptivos en Vaca Muerta”.

Santos Uribelarrea aseguró: «El costo de nuestro financiamiento se redujo 30% después de las elecciones»

Juan José Carbajales, Facundo Matos Peychaux y Laura Hevia fueron parte del último E-Day del año.

El diputado Martín Maquieyra y Carlos Mundín (BTU) en el Energy Day de EconoJournal.

El evento se desarrolló en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán.

Javier Martínez Álvarez (Grupo Techint) disertó sobre Vaca Muerta como un proyecto integral en un tablero mundial convulsionado.

Gerardo Zmijak (Trafigura) y Nicolás Arceo (Consultora Economía y Energía) encabezaron el décimo panel de la jornada.

Oscar Sardi, CEO de TGS, formó parte del panel dedicado a los nuevos proyectos de expansión en el upstream.

Oscar Sardi (TGS); Ricardo Hösel (Oldelval); Dolores Brizuela (Dow); y Tomás Córdoba (Compañía MEGA), con la moderación de Santiago Spaltro, llevaron a cabo el cuarto panel de la jornada.

El Energy Day contó con diversos stands interactivos que podían recorrer los asistentes.

Nadia Sager, asesora integral energética en GEINSA.

EconoJournal midió las emisiones asociadas a la organización y participantes junto a Svant. Los resultados servirán como base en la toma de decisiones para generar eventos sustentables.

El objetivo de la jornada fue dar a conocer cuál es el escenario que proyecta la primera línea de la industria para el año que viene.

, Daniela Damelio

El presidente de Camuzzi Gas Inversora, Alejandro Macfarlane, destacó en el Energy Day organizado por EconoJournal que se hayan cumplido todas las previsiones que se tenían sobre el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) y sobre la progresiva normalización del mercado argentino de gas natural. Además, anticipó la realización de un ambicioso proyecto de exportación de Gas Natural Licuado

“A partir de abril de 2024 se regularizó parcialmente el sistema de contratos y tarifas, y empezó a implementarse un esquema de ajustes mensuales vinculados con el aumento de los costos. Esto se respetó, lo cual es raro para un sector como el nuestro, acostumbrado a los incumplimientos. A pesar de las dificultades económicas y financieras que hubo este año, en el marco de la lucha contra la inflación, el Gobierno no cayó en la tentación de tocar los precios regulados, que es siempre muy fuerte”, subrayó el titular de Camuzzi Gas Inversora, empresa controlante de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur.

Hasta el año pasado, recordó, todas las compañías del segmento tenían cerrado el acceso al crédito. “Antes de los incrementos de 2024, los bancos nos prestaban un payroll para pagar sueldos. Era imposible pensar en una obra financiada. Eso cambió y el nuevo horizonte luce auspicioso”, celebró el directivo.

Entre los mayores méritos de la administración de Javier Milei, Macfarlane aludió al ajuste de las cuentas públicas, el combate contra la inflación, la recomposición de los contratos, el superávit fiscal y el equilibrio las cuentas de la energía. “Desde lo político fue un año complicado, pero por una cuestión o por otra el Gobierno finalmente ganó las elecciones. Espero que en esta nueva etapa emprenda las reformas que faltan en la Argentina. Estoy confiado en que así será”, expresó.

Cuestión de equilibrio

Es verdaderamente obvia, a decir de Macfarlane, la necesidad de avanzar con una reforma laboral. “El sistema está agotado. Tenemos un mercado informal muy grande que perjudica al trabajador y al empresario”, describió.

Es comprensible, concedió, que no puedan librarse todas las batallas en simultáneo y probablemente la necesidad de sobregirarse no configure un escenario ideal. “El gran objetivo, en definitiva, que la Argentina encuentre un equilibrio para que su economía funcione de la manera más eficiente posible”, sintetizó.

En su opinión, el negocio energético regulado debe actualizarse a los tiempos que corren. “Hay que dejar atrás la idea de compañías que son del siglo XX. Hoy la noción de oficina comercial es una antigüedad. Ya no existe la necesidad de que la gente haga filas en horarios determinados para resolver un trámite. Debe ponerse al cliente en el centro para atenderlo de la mejor manera posible”, aseveró.

Consultado sobre la problemática de los subsidios, opinó que hay decisiones relativas a lo geográfico que deben revisarse. “Entiendo el sentido del Régimen de Zona Fría para ayudar a quienes más lo necesitan, pero es ridículo -por caso- que se subsidie el gas en ciertas zonas de Villa La Angostura”, ejemplificó.

Anuncio millonario

Macfarlane aprovechó su presentación en el Energy Day para anticipar la realización de un ambicioso proyecto de exportación de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que pondrá en valor la capacidad ociosa del sistema en la ventana del verano. “La idea es comprar gas en boca de pozo en Vaca Muerta; usar la capacidad de transporte que tenemos nosotros, Transportadora de Gas del Sur (TGS) y quien nos vaya a vender; llegar hasta Buchanan, que es un punto de inyección donde termina el Gasoducto NEUBA y pasa el Gasoducto San Martín; llevar el fluido hasta Ensenada, donde haremos algunas inversiones de ampliación de capacidad; y seguir con un caño subacuático de 10 kilómetros (km) a una plataforma en medio del Río de la Plata, donde prevemos amarrar un barco de licuefacción”, detalló

Ante la sorpresa del auditorio, el empresario aclaró que la propuesta -cuya elaboración ya lleva más de dos años- acaba de ser comunicada a los gobiernos de Nación y de la provincia de Buenos Aires. “No puedo comentar mucho más por cuestiones vinculadas con la inyección, el off-take y los distintos actores involucrados. Habrá que unir a muchas partes para que el proyecto se concrete, pero tenemos todo muy avanzado. Buscamos aprovechar infraestructura que hoy no se usa y gas que en el verano no se consume”, resumió.

Proyecto flexible

A partir de la segunda parte de este proyecto exportador, adelantó Macfarlane, lo que Camuzzi se propone es una posible utilización dual de la infraestructura. “En invierno vamos a dar vuelta el caño e inyectar LNG en función de la ubicación estratégica del punto de ingreso, cercano a varias centrales que están usando líquidos”, indicó.

La inversión inicial, cuantificó, rondará los US$300 óUS$ 350 millones. “El costo del barco de licuefacción sumará otros US$3.000 millones en un período de dos décadas. Prevemos exportaciones por US$14.500 millones en 20 años”, especificó.

En una primera fase, calculó, se procesarán 9 millones de metros cúbicos (m3) diarios para exportar 2,4 toneladas (Tn) de LNG por año. “Vamos a solicitar la adhesión de la iniciativa al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y al sistema de estabilidad impositiva de la provincia de Buenos Aires”, anticipó.

Todo está dado, remarcó, para comenzar a trabajar en el primer trimestre del año que viene. “De no mediar inconvenientes, la terminal estará operativa en el verano de 2027 o en el invierno de 2028”, complementó.

, Redaccion EconoJournal

YPF fue reconocida por el Energy Council como la compañía regional del año, un premio que destaca el impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando.

El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) que tienen lugar en Londres, según difundió YPF en un comunicado.

“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín. “Nada de esto sería posible sin el compromiso y la pasión de cada uno de los que hacemos YPF. Este premio es de todos ustedes”, añadió.

“El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año: más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, un crecimiento del 82% en menos de dos años; avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos; y la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y Argentina LNG, que permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial”, describió YPF.

“Seguimos trabajando para que YPF sea cada día más competitiva, más innovadora y un orgullo para todos los argentinos”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

Huawei lanzó oficialmente en la Argentina su nueva solución de almacenamiento energético para el segmento comercial e industrial. Se trata de la batería LUNA2000-215 kWh que tiene como objetivo transformar la gestión eléctrica en plantas productivas e industriales del país a través del autoabastecimiento energético. La presentación se realizó este lunes en la planta de Unimers Argentina, ubicada en el polo industrial de Ezeiza, lugar en el que la tecnología ya se encuentra instalada y en funcionamiento.

La iniciativa se concretó junto a Green Fusion, distribuidor certificado de Huawei y nueva unidad de negocio de Unimers, empresa dedicada a la comercialización y fabricación de productos químicos para las industrias.

Una batería industrial de nueva generación

LUNA2000-215 kWh es la primera batería para uso industrial con sistema de refrigeración híbrida (líquido + aire), lo que permite reducir hasta un 30% el consumo energético destinado al enfriamiento interno del sistema. Ofrece 215 kWh útiles, una eficiencia de conversión del 91,3%, y se carga por completo en sólo dos horas. Su diseño modular permite instalar hasta 20 gabinetes y alcanzar 4 MWh de capacidad.

Según la compañía, el producto pone el foco en dos ejes centrales: seguridad y eficiencia. La batería incluye protección dual eléctrica y térmica, extinción de incendios integrada y un sistema que evacúa gases al exterior ante un evento de “escalada térmica”, evitando riesgos operativos. Cada módulo trabaja de manera independiente gracias a un sistema de optimizadores.

Un caso real en Ezeiza

La tecnología ya opera en la planta química de Unimers en Ezeiza, donde se combinó con:

• Un inversor SUN2000-150K-MG0, el de mayor potencia de su categoría.
• Un carport solar para generación fotovoltaica sin ocupar superficie productiva.
• La batería LUNA2000-215 kWh, que permite almacenar energía durante el día y suministrarla cuando no hay sol.

Con esta implementación, Unimers se encuentra en vías a un abastecimiento energético casi 100% renovable. Aún la empresa no ha logrado este hito porque continúa conectada a la red eléctrica. Antes contaba con 150 kW de potencia instalada y gracias a este sistema de baterías logró bajar ese total a 75 kW, financiando la batería a partir del ahorro que esto significó.

Esto es así ya que las empresas pagan a las distribuidoras eléctricas por la potencia contratada, que es un cargo fijo mensual por la capacidad de suministro que la distribuidora les asegura, y al bajarlo eso se tradujo en un menor desembolso, lo que a su vez sirvió para instalar la batería. En la actualidad la empresa dispone de 55 kW de energía solar y proyecta ampliar esa capacidad con otros 60 kW.

“El sistema permite acumular energía renovable, estabilizar la potencia y eliminar los cortes. Nosotros sufríamos mucho los cortes de suministro y esto nos da fortaleza y competitividad”, destacó Yamil Haye, líder del equipo directivo de Green Fusion.

Herramienta clave para el sector industrial

Durante la presentación, Ignacio Dapena, director de Digital Power de Huawei, subrayó que la instalación en Unimers constituye “el primer caso de transformación energética dentro de un parque industrial argentino”.

“No es solo una batería, sino que es un caso de éxito que muestra cómo la industria puede desarrollarse de forma más eficiente mientras reduce su huella ambiental. Estamos convencidos de que este es el comienzo, hasta que lleguen las nuevas líneas eléctricas que la Argentina necesita”, aseguró Dapena.

El ejecutivo remarcó que “la batería ofrece beneficios claves para grandes consumidores que pagan por potencia y energía, y que suelen verse afectados por cortes y variaciones en la red”.

Entre los beneficios se destacan:

• Recorte de picos de demanda (peak shaving)
• Servicios auxiliares y refuerzo de red
• Back-up ante contingencias eléctricas
• Operación on/off grid
• Funcionamiento en zonas aisladas de la red

La tendencia global hacia el “arbitraje energético” —almacenar energía cuando es más barata y usarla cuando aumenta la tarifa— también fue mencionada por Dapena una oportunidad futura para la industria local.

Certificación, know how y expansión

Desde Green Fusion, distribuidor oficial de Huawei y unidad de negocio de Unimers, destacaron el rol estratégico de la capacitación y la certificación técnica para expandir estas soluciones.

“Fuimos aprendiendo en tiempo real para llevar esta tecnología a toda la industria. Hoy podemos instalar plantas solares, baterías y sistemas híbridos que aseguran continuidad operativa aun en zonas con problemas de suministro”, explicó Haye.

La empresa cuenta con un nivel de autosuficiencia energética del 95% y continúa conectada a la red solo como respaldo. Según su directivo: “La tecnología permite evitar paradas productivas, un desafío recurrente por los cortes de Edesur en el conurbano bonaerense”.

Eficiencia, sustentabilidad y competitividad

 “La era digital es una realidad y estamos aquí para acompañar este proceso de transformación. La idea de estas baterías es poder contar con back up ante una contingencia eléctrica. Hoy la cadena de valor de una industria para poder crecer requiere de tecnología. La idea es apostar al futuro. En Huawei estamos desarrollando motores eléctricos, la tecnología solar, data centers. Somos proveedores de toda esta infraestructura”, aseguró Dapena.

A su vez, el representante de Huawei sostuvo: “Estamos acá para acompañar en este proceso de transformación. Estamos haciendo historia en la Argentina. Hoy tenemos casi el 90% de la potencia solar instalada con los grandes jugadores del país. Unimers es uno de los principales proveedores de Vaca Muerta. Una empresa de la industria petroquímica que por exigencias de los clientes han tomado decisiones para cuidar al medioambiente mediante estas baterías”.

, Loana Tejero

Manuel Santos Uribelarrea, quien logró posicionar a MSU Energy como un jugador clave en la generación eléctrica tras su origen en el rubro agropecuario, analizó el éxito de la reciente relicitación de las represas del Comahue, donde su empresa se quedó con la concesión de El Chocón, y tendrá una instancia de desempate por Cerros Colorados, en la Cuenca del Comahue.

El ejecutivo, al participar del Energy Day que organizó este martes EconoJournal, destacó que la clave del crecimiento de la compañía en los últimos nueve años, y de la apuesta por activos icónicos como la hidroeléctrica emplazada en el Río Limay, se basa en un factor simple y demandado por el mercado: la previsibilidad.

«La verdad que el tema de la licitación de la semana pasada de El Chocón es un hito muy importante para nosotros, pero que viene encuadrado en un plan estratégico de largo plazo. […] Lo que nos pusimos fue un norte de pensar más allá de la coyuntura y posicionarnos como un generador apuntando a ser una compañía de generación líder en el sector«, afirmó.

Reglas claras y macroeconomía

Respecto a la transición que propone el Gobierno hacia un mercado entre privados, Santos Uribelarrea afirmó que “cuando el marco es claro y la normativa es clara y las condiciones son claras, funciona perfecto la relación entre los privados. Creo que hoy en lo que es el cuadro regulatorio estamos en una transición, con un muy buen diálogo y que permite ser muy optimista.»

El presidente de MSU Energy al referirse sobre el impacto directo de las condiciones macroeconómicas y la decisión de postergar la licitación de las represas para después del proceso electoral, lo que aumentó la competencia y las ofertas, afirmó que cuantificó el beneficio de la estabilización del riesgo soberano en su capacidad de pago y la competitividad de su oferta.

«La verdad, es fundamental la macro. El costo nuestro del financiamiento se redujo un 30% después de las elecciones y esa reducción es la mayor capacidad de pago que tuvimos en las ofertas que hicimos. Es directamente proporcional», explicó Santos Uribelarrea, aunque recordó que el sector privado en la Argentina carga con obstáculos estructurales que elevan el costo de la energía respecto a otros países, como Chile.

En ese sentido, reseñó su perspectiva sobre las condiciones que enfrentan las empresas el sector, lo que se puede extender a muchas otras industrias: «Contamos con una mochila, por un lado la carga impositiva que tenemos y por otro cuando el riesgo país vuela, tenemos un costo de financiamiento que no somos ajenos a lo que es la situación del soberano».

Planificación y transición ordenada

De cara a la ambiciosa reforma del sector eléctrico que empuja el Gobierno nacional mediante la cual busca generar contratos entre grandes usuarios y generadores, el ejecutivo de MSU advirtió sobre la necesidad de extremar la planificación para evitar un shock de demanda futura. «Lo que no tenemos que perder de vista es que estas transiciones tienen que ser ordenadas y tienen que ser claras hacia el mercado”.

“Lo que no nos puede pasar -agregó- es que en esta transición se frenen las inversiones porque lo que nos vamos a dar cuenta que de acá tres o cuatro años vamos a tener un problema.»

Y en esa línea también señaló que «hoy es clave planificar, que muchas veces en Argentina estamos siempre mirando lo que pasa uno o dos años pero como sector de Oil and Gas, de energía y de generación tenés que estar planificando a 3 y 4 años, al menos«.

Finalmente Santos Uribelarrea expresó que las charlas que vienen sosteniendo con la Secretaría de Energía, con Cammesa y con todo el sector «permite planificar y ver qué señal de mercado tenemos para que haya inversiones para de acá cuatro o cinco años en la parte térmica. Creo que lo renovable va a seguir creciendo solo y creo que hoy la mayoría de la energía que consumen los grandes usuarios prácticamente es todo entre privados».

, Ignacio Ortiz

El VP de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de YPF, Max Westen, confirmó durante el Energy Day de EconoJournal que están negociando la entrada de la italiana ENI y de la petrolera de Abu Dahbi -Adnoc- en áreas de Vaca Muerta como parte del desarrollo del proyecto Argentina LNG. Además, habló acerca de las proyecciones para 2026 y subrayó que la compañía apostara por la productividad previendo un escenario de precios bajos en el petróleo.

Westen participó del panel “Visión Estratégica: infraestructura y upstream” donde destacó los principales hitos de la compañía y se refirió al desembarco de las petroleras que participan en el Argentina LNG: «Una de las condiciones que pusimos desde el inicio es que el proyecto tiene que ser integrado desde el upstream a toda la cadena, hasta la planta licuefacción y la salida, para evitar asimetrías entre los socios y para asegurarnos que cuando haya problemas, tengamos todos los mismos problemas a lo largo de la cadena de valor y poder resolverlos como socios», afirmó.

Como había adelantado este medio días atrás, el vicepresidente confirmó que hay negociaciones con la provincia de Neuquén para que ENI y Adnoc participen en áreas de Vaca Muerta como socios: «Nuestra fortaleza es que somos muy buenos operadores, uno de los más eficientes. Nuestros socios quieren que nosotros seamos el operador de el desarrollo de la producción», ratificó Westen.

Balance

“El 2025 fue un año espectacular porque empezamos a ver los resultados de dos años de trabajo muy fuerte tras los cambios estructurales del 2024”, expresó Westen de YPF en relación al Plan 4×4 que implicó la salida de YPF de los campos convencionales para enfocar la inversión en Vaca Muerta.

El vicepresidente de Estrategia de YPF destacó que la compañía pasó de focalizar el 50% de su portfolio en los no convencionales al 70% en este año: “La consecuencia de eso es que pasamos de 110.000 barriles diarios a un pico de 200.000 barriles en Vaca Muerta, compensando la pérdida de producción que tuvimos por la salida de los bloques maduros”, dijo.

También se refirió a la compra de La Escalonada y Rincón de la Ceniza, dos áreas de TotalEnergies en el hub norte de Vaca Muerta, que YPF adquirió en agosto de este año. Previamente, había adquirido el 45% de Sierra Chata, una de los bloques con más potencial de shale gas, que había dejado ExxonMobil, y donde apuntan a aumentar la producción gasífera de cara al proyecto Argentina LNG: “Para nosotros son bloques de calidad que terminan de consolidar nuestra nuestra posición en el norte de Vaca Muerta. Vamos a seguir creciendo en el hardcore, pero también estamos desarrollando el sur y vamos a desarrollar el norte de Vaca Muerta”, afirmó Westen.

En este contexto, destacó que en el bloque La Angostura Sur iniciaron una planta de tratamiento de crudo que permitirá recibir 80.000 barriles diarios y que estará finalizada para el segundo semestre de 2026. “También vamos a lanzar una nueva planta en La Angostura Norte”, agregó.

Precios bajos

Westen comentó que YPF se prepara para un 2026 previendo un escenario de precios bajos para el crudo aunque aseguró que esto no perjudicará los planes de la compañía: “Hay cierto consenso en un escenario de precios alrededor de US$60 (el barril) o que quizás se caiga un poco más. No me preocupa porque lo que tenemos es un proyecto, tenemos Vaca Muerta y la capacidad de desarrollar valor en niveles de precios muy bajos, inclusive bastante más”, dijo.

“YPF pone el foco en la eficiencia con lo cual hoy nosotros estamos preparando un presupuesto que vamos a llevar al directorio en breve basado en niveles de precios bajos”, agregó el VP de Estrategia. “Creo que es algo que tenemos que hacer siempre, que es estar preparados para trabajar en escenario de precios bajos y capturar más valor cuando el precio esté alto. Es en lo que estamos trabajando, tanto para nuestro proyecto de desarrollo y exportación de crudo, como para el LNG que son proyectos muy cíclicos”, sostuvo.

Harbour Energy mira el petróleo

Martín Rueda, director general en Argentina de la petrolera británica Harbour Energy, destacó la aceleración en el proyecto de LNG tras haberse sumado junto a Panamerican Energy y Golar con una participación del 15% en el proyecto Southern Energy y anunció que buscarán producir petróleo en el bloque San Roque que habían adquirido a Wintershall Dea el año pasado.

“Queremos crecer no solo en el GNL sino también en el mercado doméstico. También estamos viendo posibilidades de crecimiento regional”, señaló en cuanto al mercado de gas donde Harbour Energy tiene una importante presencia desde su participación en el proyecto Fénix en la Cuenca Marina Austral, en asociación con Total Energies.

En relación a Vaca Muerta, Rueda confirmó que pedirán la Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) en el bloque San Roque con el objetivo de comenzar a producir shale oil: “Estamos buscando oportunidades que nos permitan crecer en gas porque Southern Energy nos da la oportunidad y estamos buscando también crecer en crudo. Nos gustaría que sea con San Roque y queremos ir a la licencia no convencional”, aseguró el director de Harbour Energy.

, Laura Hevia

Glencore anunció este miércoles la reactivación de operaciones en Alumbrera hacia fines de 2026, previendo el inicio de su producción para el primer semestre de 2028.

Una vez que se obtengan todos los permisos y se encuentre plenamente operativa, se espera que Alumbrera produzca alrededor de 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno durante los cuatro años de operación.

“La decisión de reanudar la operación, tras un período de Cuidado y Mantenimiento (C&M) iniciado en 2018, se basa en el contexto de un régimen fiscal robusto, que brinda un mayor apoyo a la inversión en la industria minera argentina, además del aumento sostenido de precios del cobre y el oro, y en las perspectivas positivas para ambas materias primas”, aseguró la compañía a través de un comunicado.  

La planta concentradora y la infraestructura asociada a Alumbrera se han mantenido bajo un programa estructurado de C&M con una renovación o sustitución específica de ciertos equipos clave. Durante ese período, el proyecto Alumbrera también continuó cumpliendo con sus obligaciones de rehabilitación.

Apuesta por el cobre

Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó: «Más allá de los resultados económicos del reinicio de Alumbrera considerado de manera independiente, el mismo resulta un facilitador natural para MARA. Por un lado, reduce el riesgo de la puesta en marcha de la planta concentradora y de la logística de transporte, y reentrena a la fuerza laboral antes de obtener el primer mineral del yacimiento Agua Rica. Además, mantiene en funcionamiento infraestructuras críticas, que pueden compartirse con el proyecto, generando sinergias operativas”.

 “El reinicio de Alumbrera demuestra que la provincia de Catamarca puede desempeñar un papel clave en el desarrollo continuo de la industria minera local y nacional, y de sus respectivas economías. Este nuevo anuncio tiene lugar luego de la presentación de las solicitudes de adhesión de los proyectos de Glencore en Argentina, MARA y El Pachón, al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en agosto pasado. Asimismo, confío en que estos proyectos apoyarán la ambición del país de convertirse en uno de los principales productores mundiales de cobre.»

, Redaccion EconoJournal

El viceministro de Economía, Daniel González, afirmó que el Gobierno no va a reducir las retenciones al petróleo no convencional de manera inmediata, más allá de la certeza de que es un mal impuesto. Esa posibilidad, reseñó, está supeditada a que el país crezca y se siga atacando el gasto público para seguir reduciendo gravámenes. El funcionario fue el expositor que cerró el Energy Day que organizó este martes EconoJournal, en su último evento del año.

“No vamos a prometer reducción de retenciones al no convencional inmediata, por más que sabemos que es un mal impuesto y que ojalá que en la medida que el país crezca y que sigamos atacando el gasto público, haya espacio para seguir reduciendo impuestos, incluyendo a ese. Pero hoy no está en la agenda del corto plazo la remoción de las retenciones a las exportaciones del crudo no convencional”, afirmó González.

El Gobierno viene de anunciar en las últimas semanas que avanzará con la quita de retenciones al crudo convencional. “Esa medida va en dirección de seguir reduciendo impuestos, por supuesto, al ritmo que lo permita seguir manteniendo la piedra angular del régimen, que es la disciplina fiscal”, explicó González. Como tal, la última retención que queda es al crudo no convencional, porque la exportación de GNL es todo con proyectos RIGI que no tienen retención y el convencional no lo tiene.

Con respecto al resultado fiscal, González aseguró que «el año pasado concretamos una baja muy importante de subsidios y ahora estamos reformulando el sistema con lo publicado el viernes destinado a focalizar subsidios. Cuando llegamos, los subsidios representaban un 1,5% del producto y, según los números del presupuesto 2026, van a ser equivalentes al 0,5% del producto, con lo cual dejaron de ser una carga para la macroeconomía».

Luego agregó que «la batalla de fondo debiera ser cómo bajamos el costo de la energía en todo el sistema. Para nosotros la baja de costos en todo el sistema solamente va a venir con más inversión que solamente va a venir con más desregulación y con deshacer todos estos años de intervencionismo que vinimos sufriendo».

Reglas de juego y credibilidad

Pese a la cautela fiscal, González insistió en que el cambio en las reglas de juego y la credibilidad de la gestión son los motores de la inversión. “El sector privado reacciona muy rápidamente, al menos en la Argentina, a las señales de precio y a la credibilidad”, expresó tras destacar que un sistema normalizado permitió un gran interés en la licitación de las hidroeléctricas, llevar adelante la iniciativa privada de TGS para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la licitación de almacenamiento en el AMBA.

“Nosotros lo que estamos tratando de hacer es normalizar el sistema en la Argentina y la discusión la venimos teniendo en si subsidiamos más o subsidiamos menos, cuando la batalla de fondo debiera ser cómo bajamos el costo de la energía en todo el sistema. Eso solamente va a venir con más inversión, que solamente va a venir con desregulación y con deshacer todos estos años de intervencionismo que venimos sufriendo”, enfatizó el viceministro.

Al referirse a la posible afectación del precio internacional de crudo a las inversiones y la dinámica que está adquiriendo Vaca Muerta, González consideró que “en un país con precios libres, la baja de precios internacionales debiera tener un impacto y es razonable que lo tenga, pero Vaca Muerta tiene una enorme ventaja competitiva porque la roca es de calidad superior a su principal competidor del no convencional en Estados Unidos”.

“Nuestros costos son más altos, nuestros impuestos son bastante más altos y tenemos que lidiar con las dos cosas -agregó-, pero si el precio baja no creo que en la Argentina la actividad baje inmediatamente como en Estados Unidos, sino que se va a moderar la suba. Ahora, si el precio del petróleo vuelve rápidamente a US$ 70-75, va a ver un aumento en la actividad fenomenal, porque la productividad de Vaca Muerta es impresionante y tenemos un ecosistema que va a hacer que esto crezca al ritmo que lo permitan los precios”.

Reforma del mercado del gas

Al ser consultado sobre las reformas en el mercado energético, González explicó que “así como se fueron generando las condiciones para que CAMMESA de a poco vaya saliendo de la compra de combustibles en el sector de generación, la idea es hacer lo mismo con Enarsa, que por la Ley Bases es una compañía sujeta a privatización, y lo que se está haciendo es achicar su rol”.

En ese esquema, consideró que “la vigencia del Plan Gas no ayuda a acelerar la desregulación del sector, por lo cual se están generando una serie de incentivos para que voluntariamente aquellos productores que quieran puedan tener offtakers privados, y eso es parte de una negociación”.

Por otro lado, el funcionario señaló que la misma intención tiene el gobierno con la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL). “No creemos que tenga sentido que el comprador de última instancia tenga que ser 100% Enarsa y no tiene sentido que el Estado pague el costo. Estamos trabajando y espero que podamos llegar al invierno para que los compradores de GNL sean comercializadores, asegurarnos que el precio sea igual o menor, porque con más libertad menores precios«.

El funcionario definió al Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) como el modelo de la economía futura al que se aspira, aunque aún debe definirse su continuidad. «Para nosotros el RIGI es como vemos que debiera funcionar la economía más adelante: sin retenciones, con alícuotas de impuestos más bajos, con una agilidad que estamos teniendo que está funcionando bastante bien.»

Sin embargo, admitió que aún no está definida su continuidad al cumplirse su plazo de vigenvia en julio de 2026. “Todavía no empezamos esa discusión, y es ahora durante el verano que hay que tomar una decisión si se extiende o no. La realidad es que el régimen fue tremendamente exitoso. Hay 28 o 29 proyectos, la mitad son de energía, la otra mitad de minería y varios más están esperando para entrar. Si me preguntan a mí, la recomendación va a ser que sí”, que se extienda el RIGI un año más.

, Ignacio Ortiz

YPF firmó con la compañía DLS Archer, empresa dedicada a la ingeniería y tecnología en la perforación de pozos, un acuerdo por cinco años que contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación.

Es la primera vez que YPF, la petrolera controlada por el Estado Nacional, firma contratos para asegurarse equipos de perforación por un plazo tan largo, lo que le permite darle más previsibilidad a una actividad que viene expandiéndose en Vaca Muerta de modo sostenido.

Los equipos integran servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Este sistema permite optimizar los tiempos de ejecución garantizando resultados seguros. Es un proceso mediante el cual la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo se controla a través de la contrapresión superficial que surge del sellado de la tubería en la superficie por un cabezal giratorio y un colector de estrangulamiento.

Esto permite una perforación ininterrumpida a través de estrechas ventanas de presión de fractura de poro. El control de la presión se mantiene mediante una combinación de densidad del fluido, fricción circulante y ajustes de presión de superficie.

Consolida la relación

 “Este logro reafirma la estrategia de crecimiento de DLS Archer iniciada en 2024 con la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., diversificando su portafolio y consolidando su posición como líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales”, afirmó la compañía de capitales noruegos a través de un comunicado.

“El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales. Estamos convencidos de que esto se traducirá en nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo”, remarcó Dag Skindlo, CEO de Archer.

Por su parte, Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, agregó: “YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones. Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF consolidando una relación estratégica que seguirá transformando la industria”.

, Redaccion EconoJournal

Camuzzi Gas Inversora S.A anunció la puesta en marcha de «LNG Del Plata» un desarrollo energético destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.

Con una inversión que alcanzará los USD 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural.

Al mismo tiempo permitirá reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo  los picos estacionales de demanda local. Es decir, por un lado, aprovechará la ventana oseosa del verano y luego, buscará inyectar GNL durante el invierno.

“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones”, destacó Alejandro Macfarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora.  

Macfarlane además, aseguró que el proyecto acompañará «el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial».

LNG del Plata y una inversión de 3.900 millones de dólares en 20 años

La inversión inicial contempla de Camuzzi la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires. Además, se construirá un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. 

Camuzzi Gas Inversora informó además que se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional especializada en este tipo de operaciones. El objetivo es que las obras comiencen el año entrante y que el inicio de operaciones formales sea en 2028.

Camuzzi Gas y un proyecto que responde a las necesidades del mercado

Entre los meses de septiembre y mayo,  LNG Del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa.

Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.  

En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG Del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo. 

Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL. 

, Lorena Alem

En función de las herramientas tecnológicas disponibles y del aprovechamiento de la curva de aprendizaje norteamericana, sostuvo Miguel Galuccio, hoy el desarrollo de Vaca Muerta ha llegado a un límite que hace falta superar. “Llegó el momento de cambiar el juego. Hay que ser mucho más disruptivos en cuanto a lo que hacemos y a cómo lo hacemos tanto en la supply chain como en el uso de las tecnologías. Además, se precisan modificaciones desde el punto de vista regulatorio e impositivo”, postuló el fundador y CEO de Vista Energy en la apertura del Energy Day 2025 organizado por EconoJournal.

En 2012, evocó Galuccio, cuando realmente comenzó la historia de YPF en Vaca Muerta, la formación no convencional era “sólo para creyentes”. “Hacía falta creer que el recurso estaba ahí, que había que desriskearlo, que sería importante para la industria y para el país, y que valía la pena probar”, expresó.

Desde entonces, destacó, se dio una enorme apuesta por la búsqueda de inversiones y de talento. “Asimismo, hubo que modificar el marco legal, ya que nuestra Ley de Hidrocarburos no estaba preparada para desarrollar esta clase de recursos, hubo que construir infraestructura, y hubo que traer las empresas de servicios y la tecnología que se necesitaba. Todo eso nos llevó, 12 años más tarde, a que Vaca Muerta produzca 550.000 barriles por día, el 60% de la oferta total de la Argentina. Hoy el país es un exportador neto de petróleo”, ponderó el ejecutivo.

En términos de exportaciones, acotó, el mercado hidrocarburífero argentino está entre los cinco que más crecieron a nivel global en el último año. “Hace pocos meses batimos el récord histórico de 1998, al producir 850.000 barriles diarios. Y vamos hacia 1 millón de barriles”, anticipó.

Lo mejor que la industria local tiene para sentirse orgullosa, reivindicó, es el playbook. “Sabemos cómo hacerlo. Contamos con una roca que está desriskeada y que es mejor que la norteamericana. No obstante, nos sigue faltando acelerar el desarrollo. En la Argentina tenemos 40 equipos de perforación, mientras que Estados Unidos suma 450”, comparó.

Será clave, a su entender, seguir optimizando los costos, trabajando en materia de desregulación y ganando atractivo para los inversores. “Como todos saben, el no convencional es un play que no solamente depende de la economicidad, sino también de la caja que uno genera. Hay que ser un país con acceso al capital, competitivo en los costos y también en los impuestos”, sentenció.

Culto a la innovación

Hace apenas siete años, evocó Galuccio, Vista era literalmente un papel en blanco. “Todavía tenemos la servilleta dibujada en una mesa con la que empezó todo”, bromeó.

Para definir a la empresa, expuso, hoy hay que pensar en una buena mezcla de talento y cultura. “Me gusta decir que nuestro sector se corre a sangre, no a petróleo. La clave está en la gente. La cultura de Vista está totalmente enfocada a extraer valor para los accionistas. Somos una compañía corrida por sus dueños: un 40% de los empleados tiene acciones de Vista. En el top management, ese porcentaje sube a un 75%”, cuantificó.

Si algo caracteriza a la firma, reveló, es hacer “un culto a la innovación”. “Tenemos gente que solamente piensa en innovar. Por eso fuimos los que exportamos el primer barco de petróleo desde Vaca Muerta en el medio de la pandemia. Creamos un mercado internacional que no existía. Luego nos siguieron YPF y Pluspetrol”, especificó.

La organización, apuntó, también fue la primera en electrificar un equipo de perforación y una planta compresora de gas, además de la primera en tener toda la operación de fractura con wet sand. “Lideramos el cambio tecnológico con la idea de extraer valor. Y somos muy ágiles en la toma de decisiones: nacimos como start up y en estos momentos tenemos el tamaño de una corporación. Somos la compañía independiente más grande de la Argentina y la mayor productora de petróleo, pero seguimos pensando como si fuéramos una start up. Contamos con una regla que no se rompe: entre la persona que perfora y la que se ve con los inversores no puede haber más de cuatro niveles”, sintetizó.

Cuatro grandes ejes

Para proyectar el precio internacional del petróleo, explicó Galuccio, conviene analizar cuatro ejes: demanda, supply, economía mundial y geopolítica. “En el caso de la demanda, soy súper positivo acerca de lo que puede pasar en 2026 y 2027. Venimos de 10 años de poca inversión, pero el reemplazo del crudo no está llegando a la escala que debe llegar. En los países subdesarrollados, que consumen una quinta parte de la energía de los desarrollados, se observa una agenda de crecimiento, con foco en India y China”, aseguró.

En cuanto a lo geopolítico, prosiguió, por estos días hay tanto un risk premium como un floor para el valor del crudo. “Hay más chances de tener problemas que no tenerlos. Hay tres posibles black swans: una escalada del conflicto China-Estados Unidos, cómo será el final de la guerra Rusia-Ucrania y qué sucederá con Irán en el conflicto de Medio Oriente”, enumeró.

Lo más preocupante, opinó, tiene que ver con la cadena mundial de suministro. “La avanzada de tarifas de Estados Unidos generó una disrupción en la supply chain de un mundo globalizado. Hay que ver dónde aterrizamos, pero los crecimientos del Producto Bruto Interno (PBI) que se vienen serán más bajos de lo previsto”, adelantó el directivo, quien también se refirió a la caída del stock petrolero a nivel planetario.

Es cierto, reconoció, que el mercado para 2026 “puede estar un poco soft”, pero afortunadamente puede esperarse “un 2027 sólido”. “Estimamos que la cotización del barril estará en torno a los 65 dólares para el año que viene y se ubicará cerca de los u$s 70 para el período 2027-2030”, pronosticó.

Ventaja competitiva

Las petroleras con activos en la Argentina no sólo tienen como variable crítica al precio internacional del crudo, indicó Galuccio, sino también la situación del país. “Vaca Muerta es parte de la solución de nuestros problemas. En 2012 teníamos un balance comercial desfavorable de US$7.000 millones y este año lo cerraremos con un saldo positivo de más de US$7.000 millones. Estamos hablando de un swing de US$14.000 millones. Somos parte de lo que necesita el país para normalizar su macroeconomía”, celebró.

El recurso petrolero que hay en la Argentina, calificó, es “de bajo costo”, pero también “de ciclo corto”. “Esa característica, en un mundo volátil, nos da una ventaja competitiva increíble. Gracias a ella, una compañía que recién nacía, como Vista, se pudo bancar una pandemia”, subrayó el ejecutivo, quien aseguró que en este contexto global Vaca Muerta posee una mayor competitividad el Presal de Brasil. “Aquí perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en 20”, añadió.

Toda inversión que llega a la formación, señaló, genera producción, divisas y trabajo. “Vaca Muerta es una apuesta automática. Los resultados se ven de inmediato”, manifestó.

Para seguir creciendo, acotó, harán falta más players e inversiones. “Hay que convencer a todos de que en la Argentina se puede invertir a largo plazo. El desafío es brindar mayor comodidad a las compañías en cuanto al riesgo ‘arriba de la superficie’. Tenemos que aggiornarnos para tener 300 rigs en lugar de 40. Y veo un Gobierno que está abierto y permeable a debatir cuáles son las soluciones que necesita la industria”, completó.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera independiente de Colombia Geopark, aprobó este lunes su Programa de Trabajo para 2026 y la Guía de Mediano Plazo hasta 2028. En la formación neuquina, invertirá hasta US$100 millones el año próximo y el incremento de producción, proyectado para 2027, ahora se anticipa para 2026.

Este plan estratégico de dos pilares se centra en proteger y maximizar la producción base y la generación de caja en Colombia, mientras impulsa un crecimiento material mediante el desarrollo acelerado en Vaca Muerta. GeoPark se posiciona para lograr un aumento de más del 60% en la producción total de la compañía y más que duplicar su EBITDA para 2028.

El primer pilar estratégico se enfoca en Colombia, donde la compañía busca sostener y mejorar el desempeño de su bloque insignia Llanos 34 y otros activos clave. La producción en el país experimentó un punto de inflexión positivo antes de lo esperado, impulsado por un desarrollo disciplinado, la optimización de la base y técnicas de recobro mejorado.

Estos esfuerzos se respaldan en la reciente certificación de un aumento del 22% en el Original Oil in Place (OOIP) en Llanos 34, lo que fortalece la perspectiva económica y de producción a largo plazo del activo. Colombia continuará proporcionando una base sólida para generar flujo de caja libre sostenible.

Vaca Muerta, la estrategia de Geopark

El segundo pilar, el de crecimiento, está anclado en Vaca Muerta. Tras la exitosa integración de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, activos que adquirió pocos meses atrás a la nacional Pluspetrol, en una operación valuadas en unos US$115 millones.

La compañía confía en su capacidad para generar un crecimiento a largo plazo desde esta formación no convencional. Uno de los hitos más relevantes es que el incremento de producción, originalmente proyectado para 2027, ahora se anticipa para 2026. Se espera que la tasa de salida de la producción en la Argentina para ese año se sitúe entre 5.000 y 6.000 barriles equivalentes de petróleo por día.

Esas proyecciones respaldan una producción total esperada de 27.000-30.000 boepd para 2026, con una mezcla de aproximadamente 97% petróleo y 3% gas natural. El plan contempla la perforación de entre 27 y 36 brutos, con cerca del 86% asignado a actividades de desarrollo.

Específicamente para Vaca Muerta, se asignaron US$80-100 millones en 2026. Esta inversión se destinará a la finalización de la perforación, el fracking y la puesta en producción de un pad de cinco pozos en los bloques integrados. Adicionalmente, se prevé la instalación de bombas de varilla y el mejoramiento de las instalaciones en Loma Jarillosa Este, así como el avance en los permisos para Puesto Silva Oeste.

Disciplina financiera

Financieramente, el Programa de Trabajo 2026 marca el primer año completo de ejecución de esta nueva hoja de ruta. Bajo un escenario base de Brent de US$60-70 por barril, el programa de CAPEX de la compañía asciende a US$190-220 millones, una inversión diseñada para acelerar el crecimiento no convencional.

Con esto se espera generar entre US$220 y US$300 millones de EBITDA Ajustado en el próximo año. Las proyecciones de mediano plazo también son contundentes: para 2028, se proyecta un EBITDA Ajustado que crecería hasta US$490-520 millones, respaldando un retorno sobre el capital empleado de 25-30 por ciento.

Para entonces se proyecta una producción de hasta 34.000 barriles equivalente al 2027 y de hasta 46.000 boe en 2028, con un valor del crudo brent estimado en los US$70 el barril. La compañía espera que el ratio de apalancamiento de Deuda Neta / EBITDA se sitúe en 1,9-2,1x a fines de 2026 y disminuya por debajo de 1,5x para 2028, conforme el flujo de caja se expanda y las inversiones se normalicen.

Estos hitos estratégicos, sumados al aumento del treinta y ocho por ciento interanual en las reservas 2P certificadas, proporcionan la base para el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de mediano plazo de GeoPark, aseguró la compañía.

, Ignacio Ortiz

Los entes reguladores publicaron los nuevos cuadros tarifarios de los servicios de gas natural por red y electricidad con una suba de 2,8% en promedio en todo el país. La suba de tarifas rige a partir del 1° de diciembre, según informaron desde la Secretaría de Energía. Al mismo tiempo, la cartera energética también autorizó una suba de 5% del precio regulado del biodiesel y el bioetanol, que se mezcla de manera obligatoria con el gasoil y las naftas, respectivamente. La suba aplica para las adquisiciones de diciembre y podría tener un impacto en el precio de los combustibles.

Tarifas

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicaron este lunes 21 resoluciones cada uno en el Boletín Oficial donde fijaron la nueva actualización de tarifas para distribuidoras y transportistas.

En el caso de la electricidad en el AMBA, donde se concentra el mayor consumo del país, el Enre estableció una suba en el Costo Propio de Distribución (CPD) de 1,8% en Edesur y 1,9% en Edenor. También actualizó los márgenes de distribución de Epec, Epen, Epe, Edersa, Districuyo y para compañías transportistas como Transener, Litsa, Transba, Transnpa, Transnea, Transnoa, entre otras.

Lo mismo hizo el Enargas para las compañías reguladas de gas natural como Metrogas, Naturgy, Camuzzzi, Litoral Gas, EcoGas, TGS, TGN, Gas Cuyana, Redengas, entre otras.

El viernes pasado, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó las resoluciones 487 y 488 para actualizar el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a partir de diciembre y el precio de la energía para el período que va del 1° de diciembre hasta el 30 de abril de 2026.

La actualización en el costo de distribución y el transporte, que junto al costo de generación son los tres componentes de las facturas, forma parte de los incrementos mensuales previstos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el gobierno nacional realizó en abril de este año. La RQT fijó actualizaciones mensuales para el período que va entre mayo de este año y abril de 2030.

El incremento de las tarifas establecido en la RQT es en términos reales, es decir, se contempla todos los meses un ajuste adicional por inflación que surge de una fórmula automática en base a la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que tienen una ponderación de un 67% y un 33%, respectivamente.

Biocombustibles

El gobierno autorizó además una suba de 5,11% en el precio del biodiesel, que se elabora a base de aceite de soja y se mezcla con el gasoil para el mercado local. Lo hizo a través de la resolución 485 publicada este lunes en el Boletín Oficial. Los biocombustibles están regulados en el país por la Ley 27.640.

El precio de adquisición del biodiesel saltó de $ 1.688.961 a $ 1.775.230 por tonelada para las operaciones que se realicen en diciembre y hasta una nueva publicación del valor. El biodiesel se mezcla en un 7,5% con el gasoil antes del expendio en el mercado local.

Por su parte, la cartera energética publicó la resolución 486 que autoriza una suba de 5% en el precio de adquisición del etanol elaborado a base de maíz y también para el de caña de azúcar. En el caso del bioetanol maicero, el precio saltó de $ 841,3 a $ 883,4 por litro. En el etanol de caña el precio se incrementó de $ 918 a $ 963,9 por litro.

El etanol se mezcla con las naftas en un 12%, que se divide en un 6% para el bio maicero y 6% para el de caña de azúcar. En el sector hay varios proyectos para establecer un nuevo marco normativo que reemplace a la actual Ley 27.640. El gobierno tiene un proyecto en carpeta que prevé el aumento del corte del etanol de 12% al 15% y del biodiesel de 7,5% a 10%, entre otros aspectos.

, Roberto Bellato

El consorcio Southern Energy (SESA) y SEFE Securing Energy for Europe, compañía energética propiedad del Gobierno Federal de Alemania, formalizaron un acuerdo marco para la venta a gran escala de Gas Natural Licuado (GNL). El convenio implica la exportación de dos millones de toneladas anuales de GNL durante un período de ocho años, con el inicio de la operación previsto para fines de 2027.

La operación, que se concretó a través de un «Heads of Agreement» o acuerdo marco, «representa la mayor exportación de GNL de la Argentina al mundo hasta la fecha», tanto en términos de volumen como de plazo contractual, resaltaron desde el consorcio que integran PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

La firma del acuerdo fue encabezada por Rodolfo Freyre, Chairman de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CCO de SEFE.

Las exportaciones, cuya facturación dependerá de la evolución de los precios internacionales, podrían alcanzar un valor superior a los u$s7.000 millones durante la vigencia del acuerdo. «Este flujo de divisas será ingreso genuino para la Argentina y, a su vez, una contribución sustancial a la seguridad energética en Europa, en línea con el objetivo de SEFE de asegurar el suministro», expresaron en un comunicado.

Southern Energy, primera exportación de GNL

SEFE, que emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo, abarca la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento. La compañía se destaca como uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía, y su misión es asegurar su abastecimiento.

Los embarques de exportación desde la terminal flotante que se instalará frente a las costas de Río Negro, se realizarán una vez que inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que SESA instalará en el Golfo San Matías.

El volumen de GNL acordado de unos 2 millones de toneladas anuales representa más del 80% de la capacidad de producción del buque licuefactor “Hilli Episeyo”, que es de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. A la vez representa más del 30% de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción proyectados por SESA, que será de 6 MTPA con la llegada del MKII.

Southern Energy (SESA) es una compañía conformada por cinco socios estratégicos con distinta integración accionaria en el consorcio: PAE (con una participación del 30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%). Las empresas aclararon que la implementación final de los términos acordados en este marco quedará sujeta a la firma de un acuerdo final de venta entre las partes, lo cual está previsto para los próximos meses.

Inversión, exportaciones y empleo

El objetivo de SESA es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027. Para ello, la compañía confirmó una inversión superior a los US$15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de los dos buques de licuefacción. Southern Energy prevé que las exportaciones alcancen más de US$20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035.

El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, e implicará una elevada participación de proveedores locales durante la operación.

A la firma del acuerdo encabezada por Freyre y Barnaud, también asistieron Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, Vicepresidente de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, Vicepresidente y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, Managing Director de Harbour Energy en la Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.

Tras el convenio, Rodolfo Freyre afirmó que “el acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde la Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta».

Por su parte, Frédéric Barnaud resaltó que el acuerdo con un proveedor sudamericano no solo contribuye a la diversificación geográfica de la cartera de SEFE, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa.

«Nos complace acompañar a la Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia la Argentina”, afirmó Barnaud.

El primer licuefactor Hilli Episeyo llegará al país en 2027 para comenzar a producir gas natural licuado a partir de la infraestructura existente, por lo cual el certificado de permiso de exportación se otorgó solamente para unos nueves meses al año, ya que los restantes corresponden al pico de demanda energética invernal.

En los primeros días de mayo, el consorcio había tomado la decisión final de inversión correspondiente al Hilli Episeyo, el cual casi de inmediato obtuvo por parte del Gobierno nacional la aprobación de su ingreso a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

, Ignacio Ortiz

Ante un Gobierno envalentonado por su flamante triunfo electoral, cuatro especialistas en materia parlamentaria fueron convocados por Dínamo – Charlas de Energía para analizar la posible modificación de la Ley de Glaciares (Ley 26.639), la necesidad de prorrogar la estabilidad fiscal para favorecer la producción de energías renovables y la decisión de instrumentar estímulos fiscales para reactivar las cuencas petroleras maduras del país, entre otros temas.

La intención del Gobierno en torno a la Ley 26.639 es enviar un proyecto para que cada provincia defina qué áreas quedarán exentas de toda actividad minera metalífera. En palabras de Flavia Royón, ex secretaria de las carteras de Energía y Minería a nivel nacional, senadora electa por la provincia de Salta y habitual invitada de Dínamo, lo que en verdad hace falta es una ley técnicamente aclaratoria. “Hay que sacar el gris que existe sobre el concepto de ‘ambiente periglaciar’. Lo que debe buscarse es preservar los glaciares que tengan una función hídrica efectiva, no a las zonas periglaciares en sí”, distinguió.

A su criterio, la Ley de Glaciares se inmiscuye en la potestad que los gobiernos provinciales tienen sobre sus propios recursos naturales. “No obstante, me parece que devolverle todo a las provincias existiendo ya una normativa vigente podría generar mucha resistencia”, advirtió.

En la misma frecuencia se expresó Martín Maquieyra, politólogo, miembro de Propuesta Republicana (PRO) y diputado nacional. “Comparto la mirada sobre la relevancia de una legislación aclaratoria, porque la propia Ley de Glaciares se contradice en cuanto a la definición de ambiente periglaciar. No obstante, también creo que las provincias pueden ejercer los controles ambientales”, argumentó.

Con pequeñas modificaciones, indicó, el Congreso está en plenas condiciones de establecer con claridad una ley de presupuestos mínimos sobre el asunto. “Hay que dar el debate de cara a la sociedad y con las provincias opinando”, remarcó.

Impulso a la inversión

De acuerdo con Pablo Cervi, cuadro político de la Unión Cívica Radical (UCR) y diputado nacional electo por la provincia de Neuquén, no habría que perder de vista que las provincias productoras de recursos como el oro, la plata, el cobre y el litio compiten por las inversiones mineras con importantes destinos de todo el planeta. “No todos están desesperados por venir a la Argentina. Hay que generar ciertas condiciones para fomentar eso”, subrayó.

Más allá de esa realidad, intervino Gabriela Vulcano, periodista acreditada en el Congreso que sigue de cerca el día a día de la agenda legislativa, una eventual modificación de la Ley de Glaciares respondería más a un interés de las autoridades provinciales que del Poder Ejecutivo Nacional. “El oficialismo todavía no tiene garantizada la aprobación del Presupuesto 2026. Está negociando con los gobernadores para conseguir los votos restantes. Y mientras que algunas provincias requieren avales para la toma de deuda, otras piden reformas legislativas para captar mayores inversiones mineras”, explicó.

Nueva estrategia

Ya es hora, según Royón, de dejar atrás la falsa dicotomía de que desarrollar recursos como el cobre significa sacrificar el agua. “La minería tiene que hablarle con claridad a la sociedad en cuestiones clave como la Ley de Glaciares. Más que una reforma, la salida más sencilla sería una ley aclaratoria”, insistió.

Por otro lado, agregó, el desarrollo del cobre necesita con urgencia herramientas para que los proyectos en carpeta se materialicen. “El problema es que un instrumento como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) vence en julio. Estamos a ocho meses. El reloj está corriendo”, alertó.

Frente a esa premura, opinó Vulcano, no es casual que el Gobierno nacional haya decidido cambiar su modo de relacionarse con la oposición, al comprender que deberá estrechar sus vínculos con los gobernadores de distinto signo político. “Pareciera que en esta etapa de la gestión de Milei se apunta a llegar a acuerdos con los gobernadores que impliquen una mirada a mediano plazo”, sugirió.

Discusión tributaria

Consultado puntualmente sobre el panorama neuquino, Cervi destacó que el distrito que gobierna Rolando Figueroa ha duplicado su presupuesto entre 2024 y 2025 desde 2.400 hasta 5.000 millones de dólares. “Cuando se dé la discusión tributaria en el Congreso, habrá que recordar que la provincia aporta el 4% del Producto Bruto Interno (PBI) nacional y recibe el equivalente al 1,72%”, cuantificó.

Será fundamental, a su entender, gestionar mayores recursos para poner en marcha las obras de infraestructura que demanda el crecimiento de industrias como la energética. “Hay que replicar el modelo público-privado en aquellas actividades que lo pueden implementar, como se demuestra con Vaca Muerta Sur, oleoducto que se está construyendo y ya tiene toda su capacidad tomada, o con los proyectos de gas natural licuado (GNL), donde ya hay convenios concretos”, ejemplificó.

Es cierto, concedió Vulcano, que Nación está decidida a avanzar con cambios en las normativas laborales y tributarias, pero -a diferencia de lo sucedido el año pasado- en estos momentos la máxima prioridad pasa por aprobar el Presupuesto. “Todos los gobiernos consideraron necesaria una reforma tributaria integral y ninguno pudo”, sostuvo la especialista.

Modernización laboral

Para Maquieyra, no está en duda que el Gobierno cambió su forma de dialogar con las provincias, lo que probablemente le deparará significativos réditos políticos. “Estoy seguro de que podrá sancionar la Ley de Presupuesto, posiblemente en diciembre. De todos modos, creo que la reforma más importante en el corto plazo es la laboral”, sentenció.

Cuando se visita a una pequeña y mediana empresa (PyME) del interior del país, puntualizó, se verifican temores a contratar y quejas sobre los altos costos laborales. “Con las grandes empresas pasa lo mismo”, apuntó el diputado, quien consideró que la reforma tributaria demandará un poco más de tiempo.

Ninguno de estos cambios normativos, postuló Royón, configura un requisito absolutamente indispensable para que se materialicen las iniciativas de cobre que hoy se encuentran en evaluación. “Proyectos como San Jorge o Taca Taca están avanzando independientemente del debate legislativo”, recalcó.

Debates que se vienen

Pese a los problemas de liderazgo y la falta de propuestas políticas, tal como criticó Vulcano, el peronismo sigue siendo la mayor fuerza opositora a la gestión de Milei. “Eso no significa que hoy sea una alternativa realista de gobierno”, reflexionó la analista, quien también reconoció que desde La Libertad Avanza (LLA) se aligeró el discurso anti-casta.

Dentro del Congreso, comentó Royón, algunas de las principales cuestiones a debatir pasan por la prórroga de la Ley de Energías Renovables, la Ley de Biocombustibles, una posible Ley de Cuencas Maduras y la modificación del Código Minero. “En cuanto a prorrogar la Ley de Energías Renovables, estoy en contra. Pienso que el sector ya alcanzó una madurez que lo vuelve competitivo. Lo que hay que ampliar es la infraestructura”, se posicionó.

Sería fundamental, planteó Maquieyra, que se asegure por 20 años la estabilidad tributaria a nivel sectorial. “Comparto que las energías renovables ya adquirieron competitividad, por lo que se precisa es simple: tres o cuatro artículos para garantizar la estabilidad impositiva. No se puede estipular el cobro de un impuesto adicional al viento o al sol”, justificó.

Cervi, por su parte, aludió a la defensa legislativa de los hidrocarburos convencionales, más allá de que Neuquén base su boom petrolero en el shale de Vaca Muerta. “Tenemos que aprovechar todo lo que hay en nuestro subsuelo. En algunos casos se está avanzando con bajas en las regalías. También hay que tener la cabeza abierta para abordar la discusión de los costos laborales”, completó.

, Redaccion EconoJournal

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) y CampoLimpio cerraron un acuerdo de cooperación enfocado en la investigación, innovación tecnológica y el desarrollo de nuevos destinos de valor para el plástico proveniente de envases vacíos de fitosanitarios. «Esta iniciativa subraya el compromiso del IPA® con la promoción de soluciones científicas y tecnológicas avanzadas para la evolución hacia un modelo industrial plenamente circular», aseguraron.

A través de esta alianza estratégica, ambas organizaciones trabajarán conjuntamente en el desarrollo de tecnologías de tratamiento, reciclado y reconversión avanzada del plástico posconsumo. El objetivo es transformarlo en materia prima circular de alto valor agregado, lista para reinsertarse en procesos industriales.

Acuerdo de cooperación

En este sentido, Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, enfatizó que“uno de los mayores desafíos de la industria plástica es la circularidad. Para afrontar este reto, debemos incorporar nuevas tecnologías de reciclado y avanzar hacia procesos que generen materia prima circular basada en conocimiento y ciencia aplicada, capaz de abrir oportunidades industriales reales».

Por su parte, María Pisanu, directora ejecutiva de CampoLimpio, destacó que»las sinergias y la articulación entre actores estratégicos son fundamentales para construir soluciones sostenibles. Este acuerdo con el IPA® nos permite acceder a capacidades tecnológicas y conocimiento sectorial que amplifican el impacto de nuestro trabajo y contribuyen decisivamente a la consolidación de un modelo circular para el agro y la industria».

Plataforma de vinculación técnica

El IPA® aportará su rol como plataforma de vinculación técnica entre la industria, la ciencia y el conocimiento especializado, facilitando la experticia, contactos técnicos y capacidades de análisis necesarios para acelerar la innovación. Esta articulación es clave para seguir profundizando la misión circular del sistema: transformar los envases posconsumo en recursos reutilizables en la cadena productiva mediante usos permitidos, eficientes y sostenibles.

Para el Instituto Petroquímico Argentino, abordar la circularidad del plástico requiere cooperación, ciencia aplicada e innovación abierta. “Con esta alianza, el IPA® refuerza su función esencial como articulador multisectorial, conectando empresas, centros de investigación, expertos técnicos y cámaras sectoriales para acelerar la adopción de soluciones de innovación que impulsen la circularidad”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

La reforma del sector eléctrico que impulsa el Gobierno abre un proceso de transición que podría redefinir el funcionamiento del sistema argentino en los próximos años. Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios de MHR Abogados, en diálogo con EconoJournal, analizaron los fundamentos del nuevo esquema, el rol de Cammesa, las condiciones necesarias para atraer inversiones y las perspectivas hacia 2027.

Para Azzarri y Blanco, la Resolución 400/2025 implica “una señal positiva porque avanza sobre tres ejes centrales. El primero es la recuperación de un esquema marginalista y de mercado, tal como plantea la Ley 24.065, distorsionado desde la crisis de 2001. Esto implica retomar la lógica de competencia y eficiencia es muy positivo para el futuro del sector”.

Los abogados destacaron también que la reforma establece un período de transición hasta diciembre de 2028, en línea con la finalización del Plan Gas. “Esto muestra el compromiso del Gobierno de no romper los acuerdos asumidos”, puntualizaron.

“El tercer punto es el relativo a la asignación de costos a quien utilice el sistema y consuma energía. Esto resulta esencial, porque al trasladar al usuario los costos reales de la energía promueve el consumo racional y evita que el Estado tenga que asumir gastos excesivos que no le corresponde asumir”, remarcaron.

Reducción del rol de Cammesa

El Gobierno prevé que Cammesa deje de ser un actor comercial relevante y vuelva a concentrarse en el despacho del sistema. Para los socios de MHR Abogados, la medida es clave: “Dejar oferta y demanda en manos privadas evita precios artificiales e instrucciones regulatorias que afecten la competencia”, advirtieron.

Sin embargo, destacaron que Cammesa conservará un rol residual ya que “podrá convocar licitaciones de energía si se detecta escasez de generación y esta flexibilidad es positiva para el período de transición desde un mercado muy intervenido hacia uno más libre”.

Condiciones para atraer inversiones

Para que la apertura del mercado derive en nuevos proyectos, los abogados señalaron dos frentes fundamentales. Por un lado, la normalización tarifaria y fortalecimiento de las distribuidoras ya que para Azzarri y Blanco “las empresas distribuidoras deben volver a ser agentes de crédito”. En ese sentido, propusieron mecanismos temporales que garanticen los pagos por la energía contratada en el Mercado a Término (MAT).

Por otro lado, consideraron que será importante impulsar la expansión del sistema de transporte puesto que advirtieron que “la red de transmisión requiere obras urgentes y un esquema de garantías que reduzca los riesgos para los inversores. Un modelo posible es replicar el esquema del RenovAr, adaptado a las necesidades actuales”.

“La Argentina aún presenta riesgos para el recupero de la inversión. Dar certezas es vital para atraer capital”, consideraron.

Escenario posible en 2027 y regulaciones pendientes

Con la reforma en marcha, el panorama hacia 2027 dependerá de medidas complementarias. Los especialistas señalaron tres temas clave: regulación definitiva del régimen tarifario, avance en obras de transmisión y redefinición del reconocimiento de potencia para renovables.

Sobre este último punto, consideraron que el sistema debería reconocer la disponibilidad de parques renovables, tal como ocurre en otros países, por ejemplo, Chile. “No es lo mismo tener un parque renovable listo para despachar que no tenerlo. Su reconocimiento sería muy positivo”, marcaron.

Baterías y almacenamiento

Azzarri y Blanco celebraron la licitación AlmaGBA, destinada a reforzar nodos críticos del AMBA mediante sistemas de almacenamiento. “Es una iniciativa muy positiva y un caso de éxito que podría ser replicado por distribuidoras del interior para estabilizar sus redes e incluso evitar inversiones mayores”, destacaron.

“El uso de baterías permite: integrar renovables de forma más eficiente; almacenar excedentes y liberar energía en los picos de consumo; mitigar la intermitencia del recurso; optimizar la operación en tiempo real. Las baterías son esenciales para mejorar la flexibilidad y estabilidad del sistema”, subrayaron los especialistas.

Verano 2026: un sistema todavía vulnerable ante olas de calor

De cara al verano que se aproxima, los abogados advirtieron que podrían darse “situaciones de estrés en el sistema eléctrico según la temperatura. Las redes de distribución requieren inversiones y el proceso de normalización apenas comenzó”.

Aun así, Azzarri y Blanco aclararon que “si hay episodios no deseados, serán consecuencia de distorsiones del pasado, no de las medidas recientes. Se deben acelerar obras de transporte y distribución para apuntalar la capacidad del sistema frente a altas temperaturas”.

, Loana Tejero

La gobernación de Neuquén evalúa fijar un valor de referencia del gas en boca de pozo destinado a la exportación de GNL para calcular la liquidación de regalías. El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.

La Ley Bases flexibilizó el tope de un 12% sobre las regalías que pueden cobrar las provincias sobre la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Por lo tanto, desde el año pasado Neuquén está habilitada a fijar el valor que considere pertinente y a fijar nuevos instrumentos recaudatorios que vayan en esa dirección. Desde el punto de vista legal, no tendría ninguna limitación para hacerlo, aunque el gobernador Rolando Figueroa aún no decidió si quiere avanzar en esa dirección.

Antecedente

Lo que comenzó como un proyecto en soledad del diputado de Unión por la Patria y ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, el año pasado, se movió ahora a los despachos de Figueroa, donde se analiza bajo cierto hermetismo.

El proyecto de Martínez ingresó a la Legislatura en diciembre del 2024 y se debatió por primera y única vez en la comisión de Hidrocarburos en marzo de este año. En ese momento, el legislador planteó que las empresas interesadas en los proyectos de GNL como YPF pretenden fijar el valor del gas en boca de pozo en el orden de los 1,80 dólares MMBtu para que el proyecto resulte rentable, lo que estaría por debajo de los 3,5 dólares que se utilizan en la actualidad como referencia para el cobro de regalías (la cifra surge del valor promedio de los contratos de Plan Gas que expiran en 2028).

De esa reunión salió un pedido de opinión al ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, cuya respuesta nunca llegó.

El planteo de Martínez es que las empresas concesionarias de estos proyectos estarán “de ambos lados del mostrador” y que podrán facturarse el gas que se produce en Vaca Muerta “a un precio ínfimo”, inferior al que actualmente tiene en el mercado interno y al que se exporta a Chile.

“Y este tipo de maniobra o asiento contable tiene justamente su objeto en pagar la menor cantidad de regalías posible porque, a menor precio de venta denunciado, se pagarán menores montos de regalías e Ingresos Brutos a Neuquén”, sostuvo.

Martínez volvió a pedir por su proyecto este mes cuando el ministro de Economía de la provincia, Guillermo Koenig, asistió a la Legislatura a exponer el Presupuesto 2026. El diputado recibió apoyo de uno de los principales armadores del MPN, Claudio Domínguez, y el funcionario reconoció en esa reunión que es un tema está en evaluación en el gobierno.

Según pudo saber EconoJournal, hay conversaciones entre el Ejecutivo y las empresas, particularmente YPF, aunque desde el gobierno evitaron anticipar cuáles son las alternativas sobre la mesa.

Dos formas de calcular

En la bancada del MPN, que funciona como aliado de Rolando Figueroa en la Legislatura, evaluaron que es una discusión para dar el año que viene, aunque en el bloque oficialista no se mostraron tan abiertos a negociar una ley, salvo que haya un pedido expreso del gobernador.

“La idea no es ponerle un precio al gas. Si quieren, pueden regalarlo. Pero las regalías las van a tener que liquidar con un valor de referencia”, reveló uno de los armadores de la bancada emepenista, quien entendió que, en el caso de YPF, “va a ser el mismo el que produce, lo transporta y lo vende en el barco” y ahí es donde se puede generar una “trampa”.

En esta propuesta, el parámetro se fijaría en función del precio del gas domiciliario, pudiendo ser el de los proyectos de GNL o de exportación a Brasil hasta un 20% inferior. Una suerte de “tope” que les impida a las empresas, por ejemplo, comprar el gas neuquino a 1,75 dólares o menos para que cierren los márgenes de rentabilidad.

El proyecto de Darío Martínez, por su parte, propone que el precio de referencia para la liquidación de regalías se calcule en función del “precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno”.

En el despacho del legislador estimaron que, con los planes anticipados por YPF para el primer barco licuefactor del proyecto Argentina LNG, con capacidad para procesar unos 30 millones de m3 día, la Provincia podría recaudar anualmente unos 166 millones de dólares si el precio del gas neuquino se mantuviera cercano a los 3,5 dólares MMBtu, que es el actual promedio.

Pero si el precio del gas para el proyecto de GNL se estableciera en 1,75 el MMBtu, la recaudación anual de regalías caería a 83 millones de dólares. En caso de incorporar un segundo barco, los números se duplicarían.

El gobierno de Neuquén proyectó un cálculo de regalías para todo el 2026 de unos 480 millones de dólares, con un precio proyectado en 2,94 dólares el MMBtu, lo que todavía no incluye las exportaciones de GNL, que se prevén recién para el 2027.

, Por Andrea Durán (desde Neuquén)

El gobierno difundió este viernes las ofertas económicas para avanzar con la privatización de las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue por un período de 30 años. Solo uno de los históricos licenciatarios seguirá al frente de la central que venía operando, mientras que en las otras tres habrá cambio de manos. El monto total ofertado se elevó a US$ 684,3 millones.

Piedra del Águila. Central Puerto ofreció US$ 245 millones por Piedra del Águila. Fue la propuesta más competitiva y seguirá operando esa represa de 1440 MW de capacidad. Es la única firma que se aseguró la continuidad. Sus principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.

Alicurá. Edison Energía ofertó US$ 162.040.002 y se quedará con Alicurá desplazando a la estadounidense AES, que venía operando la represa y participó de la licitación, pero hizo una oferta menos competitiva y quedó segunda entre las nueve firmas que participaron de esa contienda. Edison está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss. Alicurá tiene una potencia instalada de 1050 MW.

El Chocón-Arroyito. BML inversora ofertó US$ 235.671.294 y se quedará con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. BML es controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.

Planicie Banderita – Cerros Colorados. BML inversora también realizó la mejor oferta por Planicie Banderita con US$ 41.671.294, pero en este caso habrá desempate con Edison Energía para ver quién se queda con la central. El grupo de los hermanos Neuss ofertó US$ 38.000.000, un 8,81% por ciento menos y el pliego dice que si alguna de las firmas que participaron de la licitación quiere quedarse con una segunda central debe tener una diferencia de precios mayor al 10% o ir a un desempate. La capacidad de generación de Planicie Banderita es de 472 MW.

Repercusiones

“Recibimos ofertas por un total de US$ 685 millones por la concesión de las cuatro centrales hidroeléctricas. Piedra del Águila, el Chocón y Alicurá ya tienen ganadores y Cerros Colorados irá a un desempate. Se vuelve a confirmar el interés del sector privado en invertir en Argentina cuando las reglas están claras. Felicitaciones a las compañías ganadoras”, aseguró en X el ministro de Economía, Luis Caputo.

“Estamos muy orgullosos del paso que acabamos de dar. Es un hito en la estrategia de crecimiento del Grupo MSU y nos posiciona entre los principales generadores de energía renovable del país. Con este tipo de inversiones, reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo de la Argentina a largo plazo”, afirmó Manuel Santos Uribelarrea, fundador y CEO del Grupo MSU, a través de un comunicado, donde no solo se dio por ganador en El Chocón sino también en Cerros Colorados, donde presentó la mejor oferta, pero irá a desempate.  “La incorporación de estos complejos refuerza nuestro rol como proveedor estratégico de energía para las industrias argentinas y nos permite abastecer a clientes actuales y futuros, impulsando una matriz más sólida para el país”, expresó Santos Uribelarrea.

, Fernando Krakowiak

La tradicional 1000 Millas Sport Argentina 2025 tiene una vez más a Puma Energy como combustible oficial para la competencia internacional que se inició el miércoles 26 de noviembre y se extenderá hasta el sábado 29 de noviembre en San Carlos de Bariloche, Rio Negro.

Con más de 100 participantes, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 36ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS).

“Para Puma Energy es un orgullo ser el combustible oficial de la 36° edición de las 1000 Millas Sports. Estar presentes en un evento tan emblemático nos permite acompañar a una comunidad apasionada por la precisión, la historia y la performance. Nuestra participación reafirma el compromiso de Puma Energy con la calidad de nuestros combustibles y con quienes disfrutan de la conducción en su máxima expresión”, destacó Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy.

Combustible oficial

Esta competencia reúne modelos sport históricos con pilotos que, durante tres jornadas, exhiben sus destrezas en una serie de pruebas a lo largo de todo su recorrido.

Con 1.600 kilómetros de distancia, el programa se divide en tres etapas que tienen como punto de partida y llegada al mítico Hotel Llao Llao. Durante toda la carrera, que recorre escenarios naturales únicos, los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de Puma Energy. La competición ha sido incluida en el calendario de la Federación Internacional de Vehículos Antiguos y fue declarada de interés turístico por el gobierno de la provincia de Neuquén.

El evento

El evento deportivo será fiscalizado por la Comisión Deportiva Automovilística del Automóvil Club Argentino. La prueba es puntuable para el Campeonato Argentino de Regularidad Sport Histórico. La iniciativa tiene un enfoque social que hoy es parte estructural de la competencia: se realizará un remate a beneficio del Banco de Alimentos y se sumaron acciones junto a diversas entidades de fuerte presencia en la región como la Fundación Challenge, Puentes de Luz en San Martín de los Andes, Fundación Cruzada Patagónica y otras múltiples comunidades locales.

Tres etapas  

La primera etapa comenzó el jueves 27 con la largada desde el Hotel Llao Llao. Los vehículos recorrieron Circuito Chico, Circunvalación, Brazo Huemul, Villa La Angostura, Reserva Natural, Camino 7 Lagos, Paso Cardenal Samore, Villa La Angostura, Dina Huapi – Los Juncos – Dina Huapi – Bariloche hasta llegar nuevamente al Llao Llao.

La segunda etapa inicia el viernes 28 desde el Hotel Llao Llao. Los autos transitarán por Bariloche, Villa La Angostura, Camino de los 7 Lagos, San Martín de Los Andes, Junín de los Andes, Alicurá, Confluencia y Villa Llanquín, volverán a Bariloche y finalizarán en el Llao Llao.

La tercera etapa será el sábado 29 y tiene otra vez como punto de partida al Llao Llao. En esta parte, los competidores circularán por Circuito Chico, Cerro Catedral, Villa Mascardi, El Bolsón, Baqueanos y Cerro Catedral para finalizar en el Llao Llao.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno reformulará la operatoria del esquema de subsidios a las facturas residenciales de gas y electricidad. Son cambios más de forma que de fondo, dado que en lo inmediato la iniciativa —que fue oficializada este viernes en el Boletín Oficial a partir de la convocatoria a una audiencia pública para presentar las modificaciones— no tendrá un impacto significativo para la mayoría de los hogares.

De hecho, los hogares de mayor poder adquisitivo podrían ser más afectados que los de bajos recursos. A raíz de eso, desde el el área energética del Ejecutivo, que responde al viceministro Daniel González, sostienen que en 2026 los subsidios se focalizarán en los hogares más vulnerables.

En esa clave, la Secretaría de Energía buscará relanzar la cobertura a los consumidores de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en garrafas, que son los que enfrentan mayores costos de la energía porque no cuentan con gas natural en redes. Los 3,36 millones de inscriptos bajo el paraguas del Plan Hogar, que subsidia la demanda de gas envasado y se licuó en los últimos dos años porque los montos que involucra el programa no se actualizan desde mediados de 2023, deberán registrarse en el RASE (Registro de Acceso a los Subsidios de Energía), que cambiará de nombre. Aquellos que se registren pasarán a percibir un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío (más de lo que cobran ahora) y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales. Esa es una de las principales novedades que introducirá el nuevo sistema.  

Dos en lugar de tres

En lo formal, el cambio más visible es que, a diferencia de la segmentación actual —heredada del gobierno de Alberto Fernández—, que estableció para asignar subsidios tres categorías de hogares en función de su condición socioeconómica (N1 para los de altos ingresos; N2 para los sectores populares y N3 para los segmentos medios), el nuevo sistema sólo reconocerá dos tipos de usuarios: los que seguirán recibiendo subvenciones del Estado, que en los hechos implicará fusionar en un mismo bloque a los hogares N2 con la mayoría de los N3, y aquellos usuarios que no percibirán subvención alguna.

Para determinar quiénes ingresan en uno u otro segmento se aplicará un filtro central: tendrán un subsidiado aquellos hogares con ingresos totales —a partir de la sumatorio de los haberes de todos los adultos que integren esa familia— inferiores a tres canastas básicas totales (CBT) tipo 2 del Indec, que hoy rondan los $ 3,64 millones mensuales. Hasta ahora eran 3,5 CBT. Seguirán estando vigentes los criterios de exclusión actuales como ser titular de más de un inmueble o de aeronaves o embarcaciones de lujo; poseer vehículos de poca antigüedad y haber comprado moneda extranjera, entre otros.  

Impacto controlado

De arranque, el nuevo esquema —que entrará en vigencia el 1º de enero de 2026— tendrá un impacto limitado en el universo total de usuarios subsidiados: sólo un 4% de los hogares que hoy perciben algún tipo de subvención del Estado en sus facturas lo perderán a lo largo del año que viene. Son mayoritariamente usuarios N3 que cobran más de tres canastas básicas. En el segmento eléctrico, por ejemplo, unos 145.000 usuarios domiciliarios dejarán de estar subsidiados, de una masa total de usuarios de energía eléctrica que a nivel nacional asciende a unos 16,6 millones.

El porcentaje del precio de la electricidad y del gas natural que cubrirá el Estado será móvil a lo largo de todo 2026. La meta del gobierno es que para diciembre del año que viene, el Tesoro cubra un 50% del precio mayorista de la energía (PEST) y del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST) de los hogares que reciban subsidios. Pero para llegar a esa alícuota final se establecerán un camino gradual que durará 12 meses. En enero, por ejemplo, el Estado cubrirá un 75% del precio mayorista. En febrero, un 73%. Y luego continuará un sendero decreciente hasta llegar al 50% de subsidio en 2026.

Por eso se infiere que en el verano no habrá un impacto marcado para los usuarios que sigan subsidiados (hoy distribuidos en los segmentos N2 y N3). Sí podría haber un mayor efecto sobre la factura de los usuarios de altos ingresos —N1, según la categorización actual—, que representan un 44% de los usuarios eléctricos y un 47% en el caso del consumo residencial de gas.

Sucede que, aunque discursivamente suele decirse que esos hogares no reciben subsidios y pagan el precio pleno de la energía, en rigor no es así. Los hogares N1 están pagando cerca de 58.000 pesos por cada megawatt por hora (MWh) consumido cuando, en cambio, si abonaran el precio real (monómico), deberían pagar cerca de 67.000 $/Mwh, es decir, un 15% más.

El nuevo diseño prevé que, a partir de enero, en pleno verano, los hogares no subsidiados empezarán a pagar el precio pleno de la energía. A aquellos hogares permanezcan dentro del universo subvencionado se les subsidiará un bloque de consumo de 300 kilowatt por hora (KWh) por mes. Es un promedio entre lo que se les bonifica hoy en día a los hogares N2 (350 KWh) y N3 (250 KWh). Si consumen por encima de ese volumen protegido deberán pagar el precio pleno de la energía.

Delay e impacto fiscal

Para evaluar el impacto de los cambios implementados en el caso del gas natural, habrá que esperar algunos meses. Se definió que los hogares comenzarán a pagar un precio PIST plano en todo el año de US$ 3,80 por millón de BTU. Hoy pagan unos 3 dólares. Al igual que con la electricidad, se optará por un retiro gradual: en enero la bonificación para los hogares subsidiados será del 75%. Irá descendiendo por mes hasta llegar al 50% en diciembre de 2026.

Por eso, para que el nuevo esquema se sienta de lleno en las facturas habrá que esperar hasta el invierno porque, en los meses de calor la estacionalidad (en verano el consumo residencial de gas se desinfla) morigerará el impacto.

Con estos cambios, el gobierno quiere que los subsidios energéticos no representen más que 0,5 puntos del PBI en 2026. Este año que termina cerrarán en torno a 0,65 puntos, por lo que se aspira a lograr una baja de sólo 0,15 puntos.

Es que, en realidad, el trazo grueso del ajuste en materia de subsidios ya fue realizado durante los dos primeros años de gestión de LLA. En 2023, los subsidios energéticos se llevaron 1,5 puntos del Producto. En 2024, cayeron hasta un punto básico. Y este año cerrarán un 0,65. Eso quiere decir que en el gobierno cortó más de la mitad de los subsidios al gas y la electricidad en los últimos 24 meses (0,85 puntos del PBI), mientras que proyecta recortar un 0,15% adicional en los próximos 12.

, Nicolas Gandini

San Antonio Internacional (SAI), uno de los principales proveedores de equipos de torre para la industria de Oil&Gas, anunció este viernes la incorporación de Nicolás Ziperovich como nuevo Chief Executive Officer (CEO) de la compañía. La designación forma parte del proceso de transformación institucional iniciado este año a partir del ingreso de la firma DQN Energy, una firma de accionistas argentinos, que reemplazó al fondo Lone Star como grupo de control de la empresa.

Desde San Antonio indicaron que la llegada de Ziperovich es parte del proceso de integración de la firma de inversiones de capitales nacionales especializada en el sector energético, con foco en la generación de valor a largo plazo, modernización, fortalecimiento operativo, seguridad, eficiencia y calidad de servicio.

“San Antonio tiene una historia enorme y un talento humano excepcional. La industria está en un punto de inflexión y demanda innovación y estándares más altos de eficiencia y calidad operativa. Mi compromiso es estar cerca de los equipos, escuchar y construir junto a ellos una empresa más moderna, ágil y competitiva”, afirmó Ziperovich.

La empresa apostará en esta nueva etapa a fortalecer la capacidad de acompañar la evolución del sector energético y las oportunidades que presenta el desarrollo de la industria de los hidrocarburos y la minería.

La empresa ofrece al sector operaciones certificadas bajo normas ISO que incluyen perforación, workover, pulling, y una gama de servicios especializados e integrados para proyectos de petróleo, gas y litio, tanto en entornos convencionales como no convencionales.

Trayectoria

El nuevo CEO es Ingeniero en Petróleo egresado del ITBA y cuenta con un máster de la Escuela de Negocios de la Universidad de Stanford. Aporta más de 20 años de experiencia en operaciones, análisis técnico y desarrollo de negocios en la Argentina y otros países como Estados Unidos, Venezuela, Perú y Colombia.

Su carrera incluye pasos por Repsol y Pluspetrol, con responsabilidades en ingeniería de producción, evaluación económica y planificación estratégica. También integró LNG Energy Group, en Colombia, contribuyendo al desarrollo de oportunidades de gas natural..

, Redacción EconoJournal

“No va a haber directamente inversión en la extracción petrolera o de gas, pero las empresas suizas pueden abastecer fundamentalmente a ese sector con tecnología, como ya lo han venido haciendo”, aseguró a EconoJournal el vicepresidente de la Comisión de Política Exterior de Suiza, Carlo Sommaruga, al ser consultado sobre cómo puede impactar en el sector energético el Acuerdo de Libre Comercio que el Mercosur firmó el 16 de septiembre con los cuatro países europeos que integran la EFTA (Suiza, Noruega, Islandia y Liechtenstein).

“La economía argentina va camino a ser más abierta y desregulada de lo que era antes. Las empresas suizas ya están, lo que están requiriendo es más flexibilidad y más facilidades para poder avanzar”, agregó el presidente de la Comisión suiza Marco Chiesa en un breve encuentro con periodistas realizado el miércoles en la Embajada Suiza.

El tratado abre canales comerciales, tecnológicos y de inversión con países que tienen fuerte presencia en ingeniería, servicios industriales, maquinaria, tecnología y trading de energía, sobre todo Suiza y Noruega.

Suiza no es un productor de petróleo, pero sí un exportador global de tecnología industrial, equipos de alta precisión, bombas, sistemas de control, servicios de mantenimiento y soluciones de eficiencia energética. Una de las firmas mencionada por los legisladores fue Sulzer que aporta tecnología clave para midstream, refinerías, manejo de fluidos y plantas de tratamiento. ABB es otra de las firmas con capitales suizos que ofrece “soluciones integradas de electrificación, automatización y digitalización” para la industria energética.

Además, en la reunión se destacó el caso de Mercuria que viene invirtiendo en Vaca Muerta a través de la subsidiaria Phoenix Global Resources y ahora pugna por quedarse con la red de estaciones de servicio de la marca Shell, que controla la brasileña Raízen.

Chiesa destacó que Suiza tiene inversiones en Argentina por 3000 millones de francos suizos (unos 3700 millones de dólares) y genera unos 11.600 puestos de trabajo.

¿Qué dice el acuerdo?

Tras ocho años de negociaciones y 14 rondas, el acuerdo de libre comercio se firmó finalmente el pasado 26 de septiembre en Río de Janeiro. Se trata del primer tratado de libre comercio con países desarrollados, que abarca no solo el intercambio de bienes, sino también servicios, inversiones, compras públicas, propiedad intelectual y sostenibilidad.

El acuerdo prevé que, al término de los períodos transitorios, alrededor del 96% de las exportaciones suizas con destino a los Estados del Mercosur estén totalmente exentas de aranceles. A su vez, Suiza concedió 25 contingentes de importación bilaterales a los Estados del Mercosur para productos agrícolas sensibles, especialmente la carne. En temas de sustentabilidad, las partes asumieron compromisos vinculantes sobre los principales temas de sostenibilidad relacionados con la actividad económica, en particular el cambio climático, la gestión sostenible de los recursos forestales y marinos, la biodiversidad y la protección de los trabajadores.

Gracias a su esquema de entrada en vigor escalonado, conocido como aplicación “por pares”, el acuerdo Mercosur – EFTA permitirá que las preferencias comerciales comiencen a aplicarse de manera bilateral desde 2026, a medida que cada Estado Miembro complete su proceso de ratificación parlamentaria. Esto significa que bastará con que un país de cada bloque notifique su ratificación para que, tres meses después, se activen las ventajas arancelarias entre ese binomio. 

Los representantes suizos señalaron que el parlamento de ese país podría ratificar el acuerdo en junio de 2026. A su vez, durante su visita a la Argentina los miembros de la comisión mantuvieron una reunión con el canciller argentino Pablo Quirno, quien les aseguró que el gobierno trabaja para que el tratado sea ratificado por el Congreso argentino. Además, los senadores señalaron que el presidente Javier Milei fue invitado al país helvético y podría llegar a viajar en junio del año próximo.  

La visita oficial

La delegación visitó también el Club Suizo de Buenos Aires ubicado en la localidad de Tigre; celebraron un almuerzo de trabajo en la Cámara de Comercio Suizo-Argentina (CCSA); se trasladaron a General Rodríguez para una visita a Just, empresa suiza de productos cosméticos que desde su planta argentina exporta a todo América; mantuvieron un intercambio con integrantes de la organización Poder Ciudadano en torno al estado de la democracia en Argentina; y visitaron el Parque de la Memoria, donde la Embajada de Suiza en Buenos Aires apoya una muestra especial a 40 años del Juicio a las Juntas.

Según detallaron desde la embajada suiza, los senadores se interesaron particularmente por el Parque de la Memoria y por los ciudadanos suizos desparecidos durante la última dictadura, muchos de los cuales eran jóvenes estudiantes al momento de su desaparición. Como cierre del recorrido por el muro con las inscripciones, se acercaron a la barandilla, junto al cauce, y arrojaron flores blancas en homenaje a las víctimas del terrorismo de Estado. Luego recorrieron la muestra “Señores jueces: nunca más. Del juicio a las Juntas Militares al presente”, un proyecto producido por el Parque de la Memoria y la organización Memoria Abierta, con acompañamiento de las Embajadas de Suiza, Francia y Alemania.

Además de por Chiesa y Sommaruga, la delegación estuvo integrada por Tiana Moser (Partido Verde Liberal, Zúrich), Beat Rieder (Partido del Centro, Valais), Daniel Jositsch (Partido Socialdemócrata, Zúrich) y Andrea Anastasi, jefe del Departamento de Asuntos Internacionales del Parlamento Suizo.

, Fernando Krakowiak

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) destaca la publicación del Decreto 838/2025 del Poder Ejecutivo Nacional en el Boletín Oficial, que modifica el Decreto 1001/1982 y avanza en la simplificación y unificación del sistema de garantías aduaneras aplicables a las operaciones de importación y exportación.

“La norma extiende el uso de un mecanismo de garantía simplificada, que ya estaba habilitado para las exportaciones, a las operaciones de importación, tanto definitivas como suspensivas, permitiendo que los operadores de comercio exterior presenten como garantía suficiente un documento firmado bajo las condiciones que establezca la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA)”, aseguraron desde la Cámara.

Régimen de garantías aduaneras

«Esta es una noticia positiva para todo el sector productivo. La simplificación del sistema de garantías para las importaciones temporales era un pedido que hicimos llegar en su momento al ministro de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina, el Dr. Federico Sturzenegger, como parte de nuestras propuestas de desregulación. Implica un ahorro de tiempo y costos para las empresas, lo cual es fundamental para la competitividad de las exportaciones de la industria química y petroquímica», señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®.

Nuevo esquema

• Agilización de trámites: la unificación del sistema de garantías reduce procesos administrativos y tiempos de gestión.

• Reducción de costos: disminuyen las exigencias vinculadas a fianzas bancarias y otros instrumentos financieros tradicionales.

• Homogeneización normativa: se establece un procedimiento más uniforme y moderno para las operaciones aduaneras, sin afectar los controles fiscales.

La CIQyP® considera que este cambio normativo constituye un paso en el camino hacia una mayor previsibilidad y eficiencia en las operaciones de comercio exterior, en particular para aquellas vinculadas al régimen de importaciones temporales utilizado por empresas exportadoras. 

, Redaccion EconoJournal

El mercado de capitales registró este miércoles un hito significativo con el lanzamiento del Fideicomiso Financiero Individual “Desarrollo Minero Martín Bronce”. Este instrumento de inversión, cuya estructuración fue gestionada por Cohen Aliados Financieros, marca una innovación al ser el primero diseñado para canalizar capital privado directamente hacia un proyecto minero en etapa de producción real.

El Fideicomiso Financiero tiene como objetivo estratégico financiar la industrialización, producción y exploración del proyecto “Martín Bronce”, iniciativa a cargo de MOM Mining S.R.L. El yacimiento, ubicado en la localidad de Palma Sola, Jujuy, representa un esfuerzo productivo clave para el desarrollo regional y nacional.

En momentos de desarrollo de proyectos millonarios de clase mundial, este yacimiento es el único que produce y exporta cobre en el país desde Jujuy, luego del cierre de bajo de la Alumbrera, en 2018, que operó durante dos décadas en la provincia de Catamarca y marcó una era de la minería metálica de país.

La implementación de este modelo calificado como «financiamiento seguro y transparente» sienta un precedente. Su potencial replicabilidad en otras compañías podría acelerar la expansión del sector minero argentino, promoviendo soluciones financieras que generan un impacto tangible y sostenible en el tiempo, especialmente en una industria clave para el crecimiento federal del país.

Mediante esta operación en particular, se espera acelerar la producción de cemento de cobre. Este proceso permite obtener cobre metálico -insumo crítico para la transición energética global- a partir de soluciones minerales. La confirmación del nuevo instrumento en el mercado de capitales local permitirá vincular la inversión privada con proyectos concretos que contribuyen a la economía y a la generación de divisas.

El financiamiento en la nueva era minera

“La minería del cobre es un eje relevante para la transición energética global, y este instrumento ofrece una vía transparente y regulada para que los inversores participen en ese proceso”, señaló Matías Salcedo, responsable de Financiamiento en Cohen al presentar el instrumento este miércoles. “Se transforma el ahorro inmovilizado en una participación directa en la producción real, cumpliendo con la demanda de soluciones de inversión inexistentes hasta hoy en el mercado”, agregó.

La estructuración del fideicomiso respondió a una necesidad específica del cliente minero y demandó un exhaustivo análisis técnico, regulatorio y financiero. El diseño del instrumento se centró en la trazabilidad de los fondos y la gobernanza del proyecto, garantizando así un esquema seguro y transparente para todos los participantes.

Diego Zuliani, socio gerente de MOM Mining, resaltó la relevancia de la estructura: “Para una compañía minera como la nuestra, disponer de un instrumento fiduciario específico es un paso fundamental para ordenar, escalar y dar previsibilidad a un proyecto de largo plazo. Este fideicomiso nos permite avanzar con un esquema financiero sólido y compatible con el impacto directo en el territorio jujeño y la comunidad local”.

Entre los detalles técnicos, el Fideicomiso, por un lado, ofrece los Valores de Deuda Fiduciaria (VDFA ) con una tasa anual del 7% en dólares, plazo a 23 meses, pagos mensuales y un plazo de gracia de 6 meses. El 100% de la garantía de capital e intereses está respaldada por T-Bills (Bonos del Tesoro de Estados Unidos), y tiene como plus la participación vinculada al aumento del precio del cobre, con referencia de US$ 10.000 por tonelada.

La otra opción son los Certificados de Participación (CP), que opera a un plazo de 37 meses, con un retorno vinculado a la participación directa en los resultados económicos del proyecto minero, y una remuneración equivalente al 15% de las ventas brutas de cobre, pagadera de forma semestral.

, Ignacio Ortiz

Genneia abastecerá con energías renovables a la planta de concentrados de Coca-Cola en Buenos Aires y a su centro de almacenamiento de Ezeiza. El suministro se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, gerente general de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.

Energía renovable

Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.

“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa.”, expresó Andrews.

García manifestó: “En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía.”

Nuevo contrato

“Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país”, destacaron desde Genneia.

, Redaccion EconoJournal

La venta de las estaciones de servicio Shell, controladas por la empresa brasileña Raízen, entró en su etapa final, aunque todavía hay algunos puntos abiertos que podrían demorar el cierre de la operación.

El trader suizo Mercuria, en asociación con José Luis Manzano, presidente del holding Integra Capital, y otros empresarios locales como Mauricio Filiberti, ofertaron más de US$ 1200 millones y quedaron por encima del resto de las empresas que participan del proceso de venta, según anticipó La Nación.

La propuesta económica de Vitol, otro trader global de materia prima, fue menor, pero la firma no quedó fuera de la negociación, como sí lo están CGC, la compañía energética de Corporación América, y Trafigura, que controla la marca Puma, cuyas ofertas quedaron en el camino.

Fuentes al tanto de la operación indicaron a EconoJournal que en estas semanas se terminará realizar el proceso de due diligence, tal como se conoce a la instancia de análisis exhaustivo del negocio para verificar que toda la información presentada por la parte vendedora sea real, completa y sin riesgos ocultos. Es clave relevar la existencia de pasivos contingentes y reclamos abiertos en el plano legal, entre otros aspectos.

Si no surge ningún imprevisto en ese proceso, Manzano y Mercuria estarían dispuestos a avanzar, pero en el último tiempo hubo un cambio accionario en la estructura social de Raízen que podría llegar a alterar los planes.

¿Qué pasó con Raízen?

La brasileña Raízen fue fundada como una joint venture 50-50 entre Shell y Cosan, firma líder en producción de azúcar, etanol y bioenergía en Brasil. A su vez, Raízen es una empresa pública y una parte de sus acciones cotiza en la bolsa brasileña. Según los últimos datos disponibles el grupo controlante posee el 88,1% de las acciones y el resto está en manos de bancos y fondos de inversión como Wellington Management, Baillie Gifford, Norges Bank y BlackRock.

BTG Pactual, uno de los mayores bancos de Brasil, recibió a comienzos de este año un mandato para conducir la venta de los activos de Raízen en la Argentina. Sin embargo, en septiembre Cosan lanzó una ampliación de capital de hasta 10.000 millones de reales y una parte sustancial de esa inyección de fondos —unos 4.500 millones de reales— provino de BTG Pactual.

Luego de esa operación se firmó un acuerdo entre los accionistas históricos de Cosan y los nuevos inversores —incluyendo a BTG— a través de una estructura compartida. Esa inversión convierte a BTG (y los fondos vinculados) en “anchor investors” —es decir, socios de peso — lo que le otorga influencia determinante en Cosan.

Uno de los hombres fuertes de BTG Pactual, y ahora también de Cosan, es André Esteves, un banquero brasileño, quien, según revelaron a EconoJournal, fuentes al tanto de la negociación, podría dilatar el cierre de la venta de los activos de Raízen en Argentina, pues considera que luego del triunfo de Javier Milei en las elecciones legislativas ese patrimonio se revalorizó. “Es probable que Esteves no quiera vender por menos de US$ 1500 millones porque ya no tiene la urgencia de Cosan, que necesitaba vender sí o sí”, afirmó a EconoJournal un poderoso empresario local que intentó sumarse sin suerte a último momento al proceso de venta de Raízen.

¿Qué posee Raízen en Argentina?

Raízen es el segundo jugador del mercado doméstico de combustibles, sólo por detrás de YPF. Al comercializar la marca Shell, está ubicado en uno de los segmentos más apetecibles del universo de consumidores, caracterizado por priorizar calidad por sobre precio. Posee actualmente la histórica refinería de Dock Sud, donde está finalizando un proceso de inversión de optimización de sus instalaciones por más de US$ 750 millones, y gestiona más de 700 estaciones de servicio Shell, que representan el 19% del despacho de combustibles en la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

Desde la provincia de Formosa ratificaron que mantendrán la política de seguir subsidiando al Valor Agregado de Distribución (VAD) para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios), uno de los tres componentes de las tarifas eléctricas, además del precio de la energía y del transporte.

La provincia se pronunció el mismo día que el gobierno nacional anunció cambios en el esquema de otorgamiento de subsidios a los usuarios residenciales del gas natural y la electricidad. La provincia reafirmó que sostendrá el subsidio llamado Esfuerzo Formoseño, que “permite que el 90% de los usuarios residenciales mantenga una de las tarifas eléctricas más bajas del país, aún en un contexto de aumentos superiores al 270% desde el inicio de la gestión de Javier Milei”, destacaron desde Formosa.

La reforma del gobierno nacional comenzará el 1° de enero. Como aspecto más destacado prevé eliminar la segmentación por niveles de ingresos en usuarios N1, N2 y N3 y “reemplazarla por un sistema focalizado con solo dos categorías: usuarios que recibirán un subsidio parcial y usuarios sin subsidio, que pagarán tarifa plena”, señalaron desde la provincia.

Además, subrayaron que “el cambio dejará sin la bonificación plena a unas 140.000 familias de ingresos medios que, hasta ahora, contaban con un subsidio del 100% sobre un consumo de hasta 250 kWh mensuales y pasarán a recibir solo una cobertura del 50% por ese mismo volumen de energía”.

“El recorte de los subsidios y el aumento de la tarifa comenzarán a regir en pleno verano, una de las etapas de mayor demanda energética, principalmente en la zona NEA”, afirma el comunicado.

Subsidios

También indicaron que “Formosa tomó una decisión en sentido contrario: desde el inicio de la gestión de Javier Milei, las tarifas eléctricas acumulan aumentos superiores al 270%. Frente a esto, la provincia resolvió sostener el subsidio Esfuerzo Formoseño, una herramienta clave que permite amortiguar el impacto del ajuste sobre los usuarios residenciales”.

“Este esquema beneficia actualmente a cerca del 90% de los hogares formoseños de ingresos bajos y medios, absorbiendo gran parte del VAD que integra la factura. Gracias a esta política, Formosa logró posicionarse entre las provincias con las tarifas eléctricas más bajas del país, como dio a conocer el último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA-CONICET”, concluye el comunicado de la provincia.

, Redaccion EconoJournal

El Grupo Metropol, la empresa especializada en movilidad, recibió un total de 150 colectivos impulsados a Gas Natural Comprimido (GNC) desarrollados por King Long, fabricante mundial de buses de China.

La iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones destinada a renovar por completo la flota de las líneas que la empresa opera en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

“Esta iniciativa representa un avance concreto en la transición hacia energías más limpias, eficientes y sostenibles en el transporte público. Esta inversión marca un antes y un después en la movilidad. Es el paso más grande que se ha dado hacia un transporte más limpio, y es posible gracias a los incentivos que dispuso el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires en su plan de Movilidad Sustentable”, destacaron desde la empresa.

Renovación de su flota

Los vehículos ya iniciaron su traslado hacia la Argentina y comenzarán a arribar entre diciembre y enero, dando inicio a una nueva etapa para la movilidad urbana del AMBA.

“Estar en la planta, ver las unidades terminadas y listarlas para su embarque es un momento histórico para nuestra empresa y para el sector. Esta inversión refleja nuestro compromiso con una movilidad más limpia, moderna y eficiente para los pasajeros y para la ciudad”, destacó Eduardo Zbikoski, director de Grupo Metropol.

Un transporte eficiente

Los nuevos colectivos a GNC permiten una operación más amigable con el ambiente, mejorando la calidad del aire y el confort urbano:

●         Reducción de material particulado (PM) → aire más puro y respirable

●         Reducción de óxidos de nitrógeno (NOx) → menos impacto en la salud

●         Hasta 25% menos emisiones de CO₂ por kilómetro

●         Operación más silenciosa → viajes más agradables y entornos urbanos más

tranquilos

“Los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel, contribuyendo significativamente a los objetivos climáticos de la Ciudad”, aseguraron desde Metropol.

¿Por qué GNC?

El GNC es hoy la alternativa más accesible y escalable para acelerar la transición energética del transporte, gracias a su disponibilidad, infraestructura operativa existente y beneficios económicos y ambientales. Permite disminuir la dependencia del gasoil importado, promover proveedores y servicios nacionales, y avanzar en un modelo sustentable y competitivo.

Cada colectivo además incorpora:

●         Sistema ADAS de asistencia a la conducción

●         Cámaras de seguridad y telemetría avanzada

●         Sensores inteligentes para un mantenimiento predictivo y mayor seguridad

Tecnología de vanguardia, escala y velocidad

Según informaron desde la empresa, la producción y entrega de las 150 unidades se completó en tiempo récord, con un ciclo de fabricación de solo 16 días hábiles, demostrando la capacidad tecnológica y de volumen del ecosistema industrial chino.

King Long es el tercer fabricante de buses a nivel mundial. Cada día produce 70 buses. Está importante venta para Argentina, representa el 20% de sus operaciones en América Latina.

“Traemos los colectivos de China, pero formamos el talento acá. Es un cambio que empieza por las personas”, destacó Javier Zbikoski, director de Grupo Metropol.

, Redaccion EconoJournal

El ministro de Economía, Luis Caputo, tiene previsto firmar este jueves acuerdos con los gobernadores de Santa Cruz y Neuquén para avanzar con la eliminación de los derechos de exportación del crudo convencional. Es el mismo esquema que se cerró la semana pasada con la provincia de Chubut destinado a preservar la actividad en las cuencas maduras.

El gobierno se compromete a reducir los derechos de exportación, fijados actualmente en 8 por ciento, y las provincias a acompañar ese esfuerzo con una serie de medidas que deberán explicitar dentro de los próximos 60 días.

Entre esas acciones provinciales se incluye un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos.

Las petroleras, que van a estar representadas por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), también comprometerán un esfuerzo, en línea con el gobierno nacional y las provincias.

La medida del gobierno nacional implica llevar la alícuota de las retenciones a cero en determinados rangos, lo que representa un alivio fiscal significativo para las empresas con operaciones exportadoras. Por lo tanto, se espera que esas firmas incrementen sus niveles de inversión.

Acuerdo clave para Santa Cruz

Santa Cruz es la provincia que está más interesada en avanzar con el acuerdo porque, a diferencia de Neuquén, no tiene un volumen significativo de producción no convencional. La semana pasada oficializó la cesión a seis empresas de las diez áreas maduras que había dejado YPF.  

El gobernador Claudio Vidal anticipó que enviará a la Legislatura un proyecto de ley para modificar el esquema de regalías hidrocarburíferas. La iniciativa —que va en línea con el acuerdo que se firmará con el gobierno nacional— busca adecuar la carga provincial a la realidad productiva de los yacimientos declinantes, con el objetivo de sostener la actividad, evitar el cierre de pozos y promover la inversión privada en nuevas tecnologías de recuperación.

“Vemos con muy buenos ojos este paquete de decisiones, que apunta de manera directa a la extensión y sustentabilidad de la vida útil de los campos maduros. La cesión de áreas, la eliminación de retenciones y un nuevo esquema de regalías conforman un marco coherente que brinda previsibilidad, dinamiza la inversión y permite dar continuidad operativa a yacimientos que han sido una fuente histórica de desarrollo para Santa Cruz», aseguraron desde Quintana Energy, una de las seis empresas que se quedó con las áreas de YPF junto con Patagonia Resources, Clear Petroleum, Roch Proyectos, Brest y Azruge.

«Creemos que los yacimientos convencionales maduros son un negocio diferente al de Vaca Muerta. En Vaca Muerta hay proyectos que superan el 30% de tasa interna de retorno. Eso es algo impensado para un convencional maduro con un petróleo semipesado o pesado donde la tasa de retorno equivale al 50% de lo que se puede ganar en Vaca Muerta«, había destacado a EconoJournal a fines de agosto el ministro de Energía provincial, Jaime Álvarez.

Una que sí y otra que no

Otra de las provincias que también firmaría el acta acuerdo en los próximos días es Río Negro, aunque todavía no hay una fecha confirmada. De hecho, la provincia está por lanzar un programa de incentivo a los yacimientos maduros, según adelantaron fuentes de la gobernación a este medio.

Mendoza, en cambio, no tiene previsto firmar. “La quita de derechos de exportación va a beneficiar a todas las cuencas y la baja de regalías es algo que Mendoza ya viene implementando. Por lo tanto, no hay ninguna obligación nueva para asumir”, señalaron fuentes del gobierno provincial.

La reducción de regalías que aplicó la provincia conducida por Alfredo Cornejo tiene distintos capítulos. En las concesiones vigentes se aplica sobre la producción incremental, pero el nuevo pliego que se aprobó, adaptándolo a las modificaciones de la ley 17.319 introducidas por la Ley de Bases, permite mejorar la inversión a cambio de una rebaja de las regalías.

«Por ejemplo, Petróleos Sudamericanos entró en el Clúster Norte, que es la Cuenca Cuyana, en áreas que tienen cortes de agua de entre 95% y 98% (NdR: porcentaje de agua que se extrae junto con el petróleo). Por lo tanto, para que el lifting cost (NdR: costo de operar y extraer un barril de petróleo en producción) lo soporte había que bajar la presión impositiva y esas áreas se prorrogaron con regalías del 7%. Cuando un operador nos plantea que sus costos son insostenibles, nos sentamos con ese operador y analizamos cuál es la mejor opción», detalló a comienzos de septiembre la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, en diálogo con EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

La empresa líder en subastas industriales, Adrián Mercado, anunció que el próximo viernes 5 de diciembre llevará a cabo dos subastas de las reconocidas firmas Techint y José Cartellone Construcciones Civiles, motivadas por la renovación de sus flotas.

Ambas subastas se desarrollarán de forma online, contando con la presencia destacada del martillero público.

Las subastas

Durante las subastas, se podrán adquirir cientos de lotes que incluyen: Grúas, excavadoras, palas cargadoras, compactadoras, plataformas elevadoras, camiones, Pick-ups Toyota, automóviles, furgones, torres de iluminación, grupos electrógenos, acoplados, entre otros.

Adrián Mercado, titular y martillero de la firma homónima, resaltó: “Se abre una nueva oportunidad para cientos de pymes y particulares que buscan adquirir maquinaria en buen estado y a un valor conveniente, en dos destacadas subastas de firmas reconocidas por la cantidad, variedad y calidad de sus lotes”.

Para conocer los detalles de todos los lotes e inscribirse para participar, ingresá al siguiente enlace.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara Argentina de la Energía (CADE) designó a Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, como nuevo presidente de la entidad, como parte del proceso de renovación de autoridades decidido este martes por la Comisión Directiva para el período 2025-2027.

Cavallari asumirá el liderazgo de la Cámara que agrupa a las principales empresas de la industria energética de la Argentina. En tanto que el ex ministro de Economía, Miguel Peirano, se seguirá desempeñando como CEO de la entidad, cargo que ocupa enero de 2022.

La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral como vicepresidente I; Marcos Bulgheroni, de Pan American Energy como vicepresidente II; Julián Escuder, de Pluspetrol, como tesorero; y Germán Burmeister, de Shell Argentina, somo secretario.

Como vocales titulares ejercerán Martin Rueda, de Harbour; Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles; Martín Urdapilleta, de Trafigura Argentina; Pablo Arnaude, de DAPSA; y Pablo Bizzotto, de Phoenix.

La Cámara Argentina de la Energía es la entidad de nivel ejecutivo creada en 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles.

, Redacción EconoJournal

La secretaria de Energía, María Tettamanti, se reunió en las últimas tres semanas con directivos de las empresas productoras de gas natural para dar un paso más en la liberación del mercado. La titular de la cartera energética quiere que la empresa estatal Enarsa transfiera a las compañías distribuidoras —Metrogas, Camuzzi, Naturgy y EcoGas, entre otras— los contratos que tiene firmados con las petroleras bajo el paraguas del Plan Gas, que expiran en diciembre de 2028.

La cesión no será compulsiva, sino que Energía trabaja en un esquema de incentivos para que las productoras puedan aceptar de forma voluntaria que Enarsa salga de esos contratos, que representan cerca de un 30% del volumen de gas comercializado bajo la órbita del Plan Gas. El 70% restante está en cabeza mayoritariamente de Cammesa, la empresa mixta que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que es controlada por el Ejecutivo y se encarga de la provisión del hidrocarburo para las centrales termoeléctricas, y en menor medida de las propias de las propias distribuidoras.

La intención ahora es correr a Enarsa para terminar con una parte de la intermediación del Estado con vistas a fomentar la recontractualización directa entre privados. Para eso, la clave es que las petroleras —como YPF, Total Energies, Tecpetrol, Harbour Energy (ex Wintershall Dea), PAE, Pampa y CGC, entre otras— acepten como contraparte a las distribuidoras, que en las últimas décadas enfrentaron recurrentes problemas de caja como consecuencias de los atrasos y congelamientos tarifarios en los que incurrió el Estado, fundamentalmente durante las administraciones kirchneristas.

Cerca de la Secretaría de Energía interpretan que con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que estableció una fórmula de ajuste automática para actualizar de forma mensual las tarifas residenciales de gas, las distribuidoras tienen espalda financiera para operar como sujetos de crédito y firmar contratos con las petroleras.

Plan Gas: un esquema de salida

La Secretaría de Energía aspira a publicar, en los próximos días, una resolución que especifique la estrategia oficial para conseguir una migración de esos contratos del Plan Gas. Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que entre los incentivos que tienen las petroleras para aceptar un cambio en la contraparte contractual figura, por ejemplo, que Enarsa no es un buen pagador de los volúmenes de gas que compra para luego cederle a las distribuidoras para cubrir la demanda residencial. La empresa estatal, que hoy es presidida por Tristán Socas, un funcionario que llegó al cargo por impulso del asesor presidencial Santiago Caputo, no sólo suele pagar fuera de término las facturas de las petroleras, sino que —a diferencia de Cammesa— tampoco reconoce intereses a los privados cuando abona fuera de plazo.

De hecho, algunas petroleras plantearon a Tettamanti la posibilidad de que el Estado reconozca intereses adeudados desde hace años (incluso desde la gestión de Alberto Fernández) como condición necesaria para que las empresas acepten que Enarsa salga de los contratos de Plan Gas. Sin embargo, la secretaria de Energía descartó de plano esa posibilidad.

A entender de la cartera energética, la vía para reclamar el cobro de esos montos es la judicial. Ese fue el camino que abrió una petrolera con activos en la zona sur del país, que logró que la Justicie obligue a la empresa estatal a reconocer esos intereses no pagados. Es probable que otras compañías afectadas opten por esa misma alternativa.

Otro de los puntos que se está conversando con la Secretaría es cómo saldar una deuda en favor de las petroleras que se acumuló cuando Enarsa compró menos gas de los mínimos previstos en los contratos de la ronda 4.2 del Plan Gas, incumpliendo de ese modo con las cláusulas de take or pay (tomar o pagar) incluidas en esos pliegos. El monto en cuestión es significativo: rondaría los US$ 200 millones, según indicaron a este medio fuentes privadas.

Una de las alternativas que se evalúa para saldar ese pasivo es extender la duración de los contratos de Plan Gas, que expiran en diciembre, hasta fines del primer cuatrimestre de 2029. También está en estudio incrementar los volúmenes del take or pay, que hoy se ubican en torno al 75/80%, hasta un 90 por ciento, otorgándole mayor previsibilidad a las productoras. Sin embargo, la discusión de Energía con los privados aún está abierta.   

, Nicolas Gandini

YPF y la compañía energética italiana Eni consolidaron este martes su relación estratégica en el mega proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), al firmar un acuerdo para la exploración conjunta del bloque offshore OFF-5 en aguas profundas de Uruguay, lo que puede convertirse en un antecedente valioso para replicar la experiencia en el Mar Argentino.

El bloque OFF-5, ubicado aproximadamente a 200 kilómetros de la costa uruguaya, abarca una extensión de alrededor de 17.000 kilómetros cuadrados y presenta profundidades de agua de hasta 4.100 metros, informó esta tarde la petrolera nacional.

Conforme al acuerdo, Eni Uruguay Ltd. adquirirá una participación del 50% en el bloque OFF-5 y asumirá el rol de operador, pendiente de la aprobación final de las autoridades uruguayas.

Los análisis geológicos indican que esta área comparte similitudes estructurales con la prolífica cuenca Orange del margen africano, particularmente en Namibia, zona de recientes y significativos descubrimientos de hidrocarburos. Esta analogía se basa en la evolución geológica común que antecedió a la separación continental del Atlántico, sugiriendo un potencial exploratorio considerable en el Margen Americano.

Uruguay adjudicó por primera vez en 2023, a través de la Administración Nacional de Combustible (Ancap), permisos de exploración petrolera en su mar territorial al adjudicar siete bloques de las cuencas marinas en el Océano Atlántico. De aquella licitación, además de YPF, Shell se adjudicó tres áreas, Challenger Energy otras dos, y Apa Corporation las dos restantes.

Alianza en el offshore

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó la importancia de la sinergia al señalar que «este acuerdo con Eni permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”.

La decisión de avanzar en la exploración de aguas profundas en Uruguay tiene la experiencia previa de YPF en su margen continental. La compañía de la Argentina, junto a Equinor, concretó la perforación del pozo exploratorio Argerich en el offshore argentino, un proyecto que no aportó resultados sobre la existencia de hidrocarburos, pero si conocimiento sobre las complejidades de la exploración en aguas ultraprofundas de la región.

El nuevo entendimiento con Eni refuerza el compromiso mutuo con el desarrollo energético regional y aprovecha la experiencia global de la firma italiana en operaciones offshore complejas, un factor clave para llevar adelante proyectos de esta envergadura, destacó YPF.

YPF y ENI socios en el GNL

Este acuerdo de exploración en Uruguay no es un evento aislado, sino que se enmarca en una colaboración más amplia y de gran envergadura entre ambas compañías. YPF y Eni son socios en el trascendental proyecto Argentina LNG, un ambicioso desarrollo destinado a la producción y exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a escala global.

Ambas compañías avanzan junto a la emiratí Adnoc en un acuerdo para la mayor de las etapas del proyecto Argentina LNG, con las cuales YPF buscará avanzar a comienzos del próximo año en la decisión final de inversión o FID, que les permitirá sair a buscar financiamiento por unos US$20.000 millones en el mercado internacional.

La alianza estratégica consolida a estas empresas para desarrollar infraestructura, licuefacción y comercialización internacional de GNL, con la premisa de comenzar exportar el gas de Vaca Muerta desde dos unidades flotantes de licuefacción frente a las costas de Río Negro. La proyección es de producir unos 12 MTPA con una capacidad de exportación de US$10.000 millones al año.

, Ignacio Ortiz

La compañía Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con una participación minoritaria de Integra Holding, se convirtió en el principal productor de petróleo de Río Negro. En octubre, la petrolera puso en marcha los primeros cuatro pozos exploratorios en el área Confluencia Sur, que se encuentra en la zona rionegrina de la formación no convencional y marcó un hito en la expansión de la frontera de Vaca Muerta.

En los hechos, Phoenix puso en producción el primer pad de cuatro pozos no convencionales que tuvieron una perforación de 3.000 metros de rama lateral, alcanzando una profundidad final de 6.350 metros cada uno.

La producción del nuevo pad en Confluencia Sur supera los 5.000 barriles diarios de petróleo (bbl/d) dentro del período de well testing, con proyección a continuar incrementándose. Este volumen se complementa con la producción de Confluencia Norte, superando los 7.000 bbl/d. De esta manera, Phoenix es responsable de más del 25% de la producción total de petróleo de Río Negro.

“El comportamiento dinámico de los pozos es excelente y en algunos de los casos, mostrando volúmenes de petróleo significativos en las primeras horas de ensayo”, señalaron desde la compañía.

“Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 105 etapas”, destacó la petrolera, que tiene activos en las cuencas Neuquina (Neuquén y Río Negro) y Cuyana (Mendoza).

Expansión de la frontera de Vaca Muerta

Los pozos no convencionales en Confluencia Sur de Río Negro confirman la presencia del reservorio Vaca Muerta en el área y con características de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en los bloques Mata Mora Norte (Neuquén) y Confluencia Norte (Río Negro).

El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, subrayó que “es muy impresionante cuando uno compara un mapa de Vaca Muerta de hace apenas algunos años. En algunos ni siquiera aparecía Mata Mora y en ninguno Confluencia. La visión estratégica del equipo de Phoenix y una ejecución de clase mundial, nos ha permitido poner en valor activos que no estaban en el radar de la industria”. Y añadió: “como rionegrino, estoy orgulloso de poder contribuir con mi provincia a que sea parte del proyecto más transformador que ha tenido la Argentina en las últimas décadas”.

Phoenix tiene un compromiso de inversión en Río Negro de US$ 110 millones en un plan de ejecución completa del pad de cuatro pozos dentro de la exploración de los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur. La inversión también incluye un total de siete pozos horizontales con rama lateral de 3.000 metros y el registro y procesamiento de sísmica 3D por 228 kilómetros para ambas áreas.

En los últimos años, Phoenix Global Resources invirtió en activos en Vaca Muerta: Mata Mora Norte y Sur en la provincia de Neuquén y Confluencia Norte y Sur en la provincia de Río Negro.

Con la adquisición de estas últimas dos áreas en julio de 2023, la compañía se consolida teniendo una presencia significativa en una de las formaciones de shale más grandes del mundo con 500 kilómetros cuadrados (km2) en una zona de productividad comprobada. En los últimos días alcanzó una producción de 19.000 bbl/d en sus activos no convencionales.

, Roberto Bellato

GeoPark, la petrolera independiente colombiana, anunció que los bloques no convencionales de petróleo Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, adquiridos a Pluspetrol en Vaca Muerta , impulsó significativamente su portafolio de activos. La empresa reportó un 430% de Tasa de Reemplazo de Reservas 2P (probadas y probables), logro que se debe principalmente a la incorporación de 36,7 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe) en la Argentina.

Esta adquisición estratégica ha transformado el perfil de la compañía. Las reservas 2P totales (Probadas y Probables) de GeoPark aumentaron un 38% interanual , y los activos argentinos en Vaca Muerta ya representan el 30% de las reservas totales certificadas de la empresa, comunicó la empresa al mercado, tras la reciente compra de los dos bloques a Pluspetrol en una operación valuada en US$115 millones.

Luego de una demorada llegada a Vaca Muerta tras un acuerdo frustrado con Phoenix Global Resources, el crecimiento fue tan significativo que el Índice de Vida de Reservas 2P (RLI) de GeoPark aumentó un 80%, alcanzando los 12,7 años. Además, la eficiencia de capital de la compañía se destacó con un bajo costo FD&A (en español: costo de hallazgo, desarrollo y adquisición) de USD 4,3 por boe en base 2P.

Los planes de Geopark en VacaMuerta

La empresa informó que inició la optimización en Loma Jarillosa Este y presentó Puesto Silva Oeste para certificación, logrando reclasificar 3,4 MMboe como reservas 2P y 24,6 mmboe como reservas 3P. En ese sentido, ya tiene en marcha un plan de desarrollo transformacional que incluye un nuevo programa de perforación para la segunda mitad de 2026, con el objetivo de alcanzar una meta de producción plateau de 20.000 boed para el año 2028.

El éxito en la Argentina se combina con una base de activos estable en Colombia, lo que resultó en un portafolio más sólido y diversificado. El Valor Presente Neto 2P (NPV10) después de impuestos de las reservas consolidadas de GeoPark se estimó en USD 1.300 millones , con un valor ajustado por deuda neta de USD 15,8 por acción.

En su informe al mercado, GeoPark precisó que en Colombia logró un crecimiento de reservas 2P de aproximadamente 2,6 MMboe (excluyendo el efecto de desinversiones), impulsado por revisiones técnicas en los bloques CPO-5 y Llanos 123. La base de producción estable del bloque Llanos 34 continúa contribuyendo a las reservas, apoyada en iniciativas de recobro mejorado, inyección de agua y perforación de pozos infill.

El CEO de GeoPark, Felipe Bayon, destacó que “la capacidad de la empresa para incrementar reservas significativas y al mismo tiempo mantener bajos costos es un testimonio de su enfoque estratégico y capacidades operacionales”. La eficiencia de capital demostrada por el costo FD&A de US$4,3 por boe subraya el enfoque disciplinado en la asignación de capital para generar barriles de alta calidad y valor agregado a costos competitivos.

Este bajo costo es clave para el portafolio, que equilibra el alto potencial de crecimiento de Vaca Muerta con la base de producción estable y madura de Colombia. La gerencia consideró que este crecimiento significativo en reservas, combinado con el mantenimiento de bajos costos y la extensión de la vida útil de las reservas, prepara a GeoPark para un futuro más resiliente y diversificado”.

, Ignacio Ortiz

El estado de Texas en los Estados Unidos acaba de otorgar un nuevo préstamo subsidiado para la construcción de una central eléctrica a gas natural. Se trata del sexto préstamo que es otorgado a través de un fondo energético estatal de US$ 7200 millones que fue creado para apoyar la construcción de generación despachable en un mercado eléctrico que actualmente es más favorable a los proyectos con renovables y baterías. Los proyectos aprobados alcanzan una potencia de 3500 MW a gas natural.

El gobernador de Texas, Greg Abott, anunció la semana pasada el otorgamiento de un sexto préstamo a través del Texas Energy Fund (TxEF). La compañía generadora NRG Energy recibirá el préstamo para la construcción de un proyecto de 455 MW de generación eléctrica a gas natural.

El contrato del préstamo establece que el costo total del proyecto se estima en menos de US$ 617 millones. El préstamo TxEF es por hasta US$ 370 millones, o el 60% del costo total del proyecto, a una tasa de interés del 3% y a devolver en 20 años.

La Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT) informó que los préstamos aprobados hasta el momento ya alcanzan a proyectos que suman más de 3.5 GW de generación a gas.

Incentivos a la generación despachable

El financiamiento público intenta subsanar la falta de incentivos para la construcción de generación despachable en ERCOT, la red de transmisión y el mercado mayorista eléctricos que sirven al 90% del territorio y a prácticamente toda la demanda eléctrica en Texas.

La legislatura estatal en Texas en 2023 creó por ley el fondo TxEF, destinado principalmente a proporcionar préstamos a bajo interés para proyectos que agregan generación nueva y despachable en el área de ERCOT. Para este fin dispone de hasta US$ 7200 millones para otorgar préstamos. La creación del fondo también fue respalda por el voto popular a través de consulta pública.

La iniciativa tiene su raíz en la crisis energética del invierno de 2021 que dejó a casi un tercio de la demanda eléctrica de Texas sin servicio eléctrico durante más de una semana. La ola polar puso de relieve la debilidad de la infraestructura energética para soportar eventos climáticos extremos y generó un debate sobre la necesidad de adaptación de la infraestructura existente y su costo económico.

Sin embargo, el gobierno de Abbott incluyó en la discusión el financiamiento de nuevos proyectos de generación eléctrica «despachable», un término que refiere a la capacidad de una fuente de generación eléctrica para producir energía bajo demanda, cuando sea necesario y en la cantidad requerida, mientras que en el caso de las energías renovables, como la solar y la eólica, la producción depende de factores climáticos y no puede controlarse con la misma precisión.

Mercado eléctrico

La necesidad de incentivos para promover nueva generación despachable resulta contraintuitiva en la medida que el mercado eléctrico de Texas es considerado uno de los más competitivos del planeta y está siendo testigo de un importante crecimiento en la demanda de energía producto del crecimiento industrial y la instalación de data centers.

ERCOT es un mercado mayorista eléctrico en el que solamente se vende y compra energía, lo que se conoce en la jerga de la industria como energy only market. El mercado tejano no remunera capacidad y los ingresos de las generadoras son únicamente por venta de energía.

NRG Energy fue hasta ahora la principal beneficiaria del programa, recibiendo préstamos por 1148 millones de dólares. Rob Gaudette, vicepresidente ejecutivo de NRG, explicó que la planificación de centrales es difícil ya que no depende de contratos a largo plazo con clientes específicos sino de las condiciones generales del mercado. Un argumento es que no hay claridad sobre qué parte de la demanda de electricidad prevista por los data centers para inteligencia artificial se hará realidad.

Sectores de la oposición y de la industria de generación han cuestionado que los préstamos subsidiados a la generación a gas no son necesarios y que distorsionan el mercado. Además de los seis contratos de préstamo aprobados, hay 11 solicitudes en proceso de diligencia debida que en conjunto representan 5406 MW de nueva generación despachable propuesta para la red ERCOT.

En paralelo, avanzan también otras iniciativas para dar más respaldo a las inversiones en generación despachable. El Senado de Texas este año dio media sanción a un proyecto de ley que forzará a las compañías distribuidoras, generadoras y cooperativas eléctricas dentro de ERCOT a compensar cualquier adición nueva de energías renovables y de sistemas de almacenamiento de energía con una cantidad equivalente de nueva capacidad a gas natural u otras fuentes consideradas despachables. 

, Nicolás Deza

La empresa argentina Nuclearis está por concluir su primer hito en su estrategia de licenciamiento y desarrollo comercial de un microrreactor nuclear en el mercado estadounidense. El fabricante de insumos y componentes para las centrales nucleares argentinas espera obtener en los próximos meses en los EE.UU. la patente definitiva del N1, un reactor modular micro de 17 MW eléctricos.

Mientras tanto, la empresa ya trabaja en la ingeniería básica de cara a comenzar con el proceso de licenciamiento del reactor, del cual esperan poder construir una primera unidad en EE.UU. o en la Argentina, según explicó a EconoJournal el CEO y fundador de Nuclearis, Santiago Badran.

¿Quiénes son?

Nuclearis es una empresa consolidada en la industria nuclear argentina desde hace 15 años, que se destaca por la fabricación de insumos nucleares críticos, principalmente para la operación de las centrales Atucha I y II. “Somos la única empresa 100% privada en América Latina en haber certificado ASME III, una certificación que te permite fabricar componentes para centrales en cualquier parte del mundo”, subrayó Badran.

Atento a las oportunidades que se están abriendo en el mercado internacional a partir del renovado interés en la energía nuclear, el fundador de Nuclearis decidió incursionar en el diseño de reactores nucleares y específicamente en el segmento de microrreactores. De ese interés surge el concepto del reactor N1, un diseño cuya característica distintiva pasa por la gestión del combustible gastado.

El objetivo inmediato fue transformar esa idea en un proyecto industrial, para lo cual Badran se asoció con inversores extranjeros para constituir Nuclearis Energy en los EE.UU. La empresa está tramitando la patente de invención del diseño del N1 ante la Oficina de Patentes y Marcas registradas de los EE.UU. y espera obtenerla en la primera mitad de 2026. Mientras tanto, ya están trabajando en la ingeniería básica, pensando en la siguiente etapa, que será comenzar con el licenciamiento del reactor ante la Comisión Regulatoria Nuclear (NRC) estadounidense en donde ya han presentado formalmente la inscripción inicial.

La inversión estimada para llegar a un first of a kind (FOAK, siglas de primera versión de un diseño) asciende a los US$ 600 millones. Badran no descarta replicar el licenciamiento en la Argentina para construir la primera versión en el país. “La ingeniería se hará íntegramente en Argentina. Mi ambición es por lo menos el primer FOAK instalarlo en nuestro país”, dijo.

Reducción de CAPEX y OPEX

El N1 es un reactor modular micro de 17 MWe que utiliza como combustible uranio enriquecido por debajo del 5%. El reactor puede generar electricidad durante 20 años y su diseño no contempla la posibilidad de recambio de los combustibles. Lejos de ser una desventaja, esta última característica forma parte de una filosofía de diseño que persigue el abaratamiento de los costos vinculados con el combustible nuclear en el segmento de microrreactores. En concreto, Nuclearis impulsa un diseño que privilegia la reducción de gastos de capital y de operación al transformar al reactor en su propio almacenamiento del combustible gastado luego de 20 años de operación.

La operación usual en las centrales nucleares es el recambio de combustibles, trasladando los combustibles gastados primero a piletas de enfriamiento y luego a unos cilindros de almacenamiento en seco, en donde pueden permanecer por casi un siglo. Esta operación convencional está pensada también para muchos diseños de reactores modulares pequeños (SMR) y también de microrreactores.

En contraste, Nuclearis está desarrollando el N1 pensando en disminuir significativamente los costos asociados con la gestión del combustible nuclear gastado al ofrecer un diseño en donde el reactor y su combustible están insertos dentro de su propia unidad de almacenamiento en seco o dry-storage.

“Todo el movimiento necesario para introducir combustible nuevo o hacer recambio requiere de mecanismos y maquinarias para sacarlos, llevarlos a la pileta de decaimiento y luego de cinco años transportarlos con otros dispositivos hasta el almacenamiento en seco, que implican una inversión brutal. Entonces pensé en el concepto de un reactor descartable, que se construye bajo tierra, opera por 20 años y cuando el combustible se gasta ya está dentro de una pileta que es la vasija del reactor. Después de cinco años se retira el agua, se colocan gases inertes y se convierte en su propio reservorio en seco”, explicó Badran.

Esto permite que el combustible pueda quedar alojado en el sitio de forma segura durante casi un siglo, como ocurre actualmente en las centrales nucleares. Nuclearis firmó este año un acuerdo con DeepGEO, una empresa americana cuyo negocio está enfocado en crear alianzas internacionales para la construcción de centros internacionales para la disposición final de combustibles gastados. Actualmente Finlandia es el único país que cuenta con una solución de este tipo con la pronta inauguración de un repositorio geológico subterráneo para combustibles de uranio quemados.

Licenciamiento más veloz

Otro aspecto estructural del diseño es que busca ser más sencillo y veloz de licenciar. El N1 es un diseño de reactor presurizado de agua liviana (PWR) que utilizará tecnologías y componentes ya empleados en las centrales convencionales de ese tipo, pero en una configuración novedosa. “Este no es un proyecto de investigación; es un proyecto de ingeniería”, sintetizó Badran. Se trata de una línea conceptual similar a la perseguida con el diseño del reactor ACR-300 patentado por INVAP.

La administración de Donald Trump introdujo este año cambios regulatorios para facilitar el licenciamiento de diseños de reactores SMR y micro. No obstante, para el líder de Nuclearis la oportunidad de negocio está en tener un diseño que no persiga innovaciones científicas sino solamente innovaciones mecánicas para así introducirse rápido en el mercado. Una característica central que destacó del N1 es que, a diferencia de la mayoría de diseños en el segmento de micro reactores, no utilizará combustible HALEU, término industrial que refiere a elementos combustibles con uranio enriquecido entre un 5 y 20%. 

“Creemos que el licenciamiento de este reactor va a ser mucho más simple que otros micro reactores. La mayoría son reactores de cuarta generación que se están diseñando en este momento en todo el mundo, planifican utilizar combustible al 10%, de enriquecimiento. Me parecen buenísimas esas tecnologías, pero todavía faltan 10 o 15 años de desarrollo científico para que puedan tener una implementación industrial real”, explicó.

Expertise en insumos nucleares

Un sello distintivo del proyecto N1 es que tiene detrás a Nuclearis, una empresa ya consolidada como proveedora de insumos con certificación ASME nuclear para las centrales nucleares y de soluciones de ingeniería en el país. Badran fundó la compañía en 2009 para diseñar y fabricar anillos de cierre, un insumo crítico para la operación de las centrales Atucha I y II. Con el paso de los años desarrolló diferentes componentes y productos para el sector, como válvulas para los circuitos primarios de agua pesada en las Atuchas, pastillas de Cobalto 59, y otros componentes Clase 1 para Embalse.

“Cada vez que cambian un combustible en Atucha tiene que entrar un anillo de estos, que es la parte que sella para que el agua pesada no salga del reactor. Es decir es un consumible del reactor. En 2010 desarrollamos la fabricación automatizada de estos anillos que eran originarios de Alemania y hemos ganado todas las licitaciones desde aquella época. Atucha I hace 15 años que funciona con estos anillos y Atucha II se puso en marcha también con los mismos. Venimos con el invicto de que nunca falló un solo anillo de todos los miles que fabricamos”, resumió Badran.

, Nicolás Deza

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, impulsó la modificación de la Ley 3141 que elevó el cupo de contratación de empleo local de 70% a 90% para los proyectos productivos radicados en la provincia. También llevó de tres a seis años la residencia efectiva.

La medida, que se aprobó en la Legislatura en octubre, intenta contrarrestar los puestos de trabajo perdidos en los últimos dos años en la provincia. Vidal tiene hasta mediados de diciembre para reglamentar la modificación a la normativa, que es rechazada por el sector productivo, principalmente por la industria minera.

Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que la modificación a la Ley 3141 “es impracticable en la actualidad” y criticaron la iniciativa oficial porque “podría poner en riesgo los proyectos actuales, los planes de ampliación y los de exploración”. “Una exigencia normativa de esta dimensión atenta contra el sector y desalienta la inversión porque implica un cambio jurídico”, explicó otra fuente consultada por este medio.

También destacaron que “la medida genera incertidumbre y reduce drásticamente la competitividad de la provincia frente a otras regiones o países” y explicaron que un operario necesita entre dos y tres años de formación técnica para alcanzar los estándares internacionales del sector metalífero. Además, cuestionaron que no queda claro en la normativa qué tiene que hacer una empresa si no encuentra personal para ocupar posiciones técnicas especializadas.

Por unanimidad

La ley original es de 2010 y establecía un cupo mínimo de empleo local de un 70% para proyectos mineros, de hidrocarburos, en pesca y obras de infraestructura, entre otros sectores productivos. Sin embargo, el oficialismo provincial impulsó en la Legislatura un proyecto para dejar sólo un 10% del empleo para personas no residentes en Santa Cruz. La iniciativa finalmente se aprobó por unanimidad el 25 de septiembre. El nuevo cupo también impactaría en la construcción de las represas de Santa Cruz en el caso de que se reactiven las obras, que se paralizaron hace dos años.

El gobernador Claudio Vidal, que fue dirigente del sindicato de petroleros, publicó la nueva modificación de la Ley 3141 en el Boletín Oficial el 13 de octubre. La preocupación en la provincia por incrementar el empleo local es porque desde fines de 2023, cuando Vidal asumió la gobernación, se perdieron unos 10.000 puestos de trabajo, sobre todo en el sector petrolero y por la paralización de la obra pública, según estimaciones privadas.

La Cámara Minera de Santa Cruz (CAMICRUZ) aclaró que comparte la idea de fortalecer el empleo local, sin embargo cuestionó la medida del gobernador porque el incremento del empleo local debe ser planificado y progresivo para que se cumpla de manera efectiva. Desde la entidad afirmaron que en el sector ya se cubre el 90% de empleo local en la rama de operarios. Pero el cupo de la nueva normativa es imposible de cumplir en otras tareas como servicios, ingeniería y geología especializadas y posiciones vinculada a la infraestructura, agregaron desde la entidad.

La cámara señaló que “si bien compartimos el objetivo de incrementar los niveles de empleo local —una meta deseable y alcanzable— consideramos que estos cambios, implementados en un plazo inmediato, resultan de difícil cumplimiento en el actual contexto de alta complejidad y con yacimientos maduros que requieren previsibilidad para extender su vida útil”.

Santa Cruz es el principal exportador del sector minero metalífero del país. Entre enero y septiembre realizó envíos al exterior por US$ 1.569 millones, un 37% de las exportaciones mineras del país. En la actualidad hay cinco desarrollos operativos que producen oro y plata. También hay alrededor de 25 proyectos de oro, plata y uranio en etapa de exploración.

Empleo local 90-10 

La iniciativa de empleo local 90-10 en Santa Cruz estuvo a cargo del propio Vidal, que en las elecciones legislativas nacionales del 26 de octubre su lista salió tercera detrás del kirchnerismo y La Libertad Avanza. Formalmente, la presentación del proyecto estuvo a cargo de los diputados Pedro Hernán Luxen, Alfredo Martínez Alfaro, Fernando Pérez y Piero Boffi, todos del bloque Por Santa Cruz del espacio político liderado por Vidal.

La medida, respaldada por todos los bloques legislativos, establece también que los trabajadores deberán acreditar al menos seis años de residencia efectiva en la provincia y domicilio declarado en el DNI. En los hechos, se duplican los años de residencia exigidos originalmente en la Ley 3141.

También establece un subrégimen para los proyectos bajo el paraguas del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que deberán emplear un 60% de trabajadores con residencia provincial y un 30% con residencia en la localidad donde se desarrolle la inversión.

La modificación de la Ley 3141 fue acompañada por otra iniciativa de Vidal como fue la creación del nuevo Sistema de Registro de Empleo Local (SIREL), que obliga a las empresas a cargar la nómina completa del personal en la plataforma. El SIREL está bajo la órbita del Ministerio de Trabajo provincial y fue lanzada para garantizar el cumplimiento del cupo de empleo local.

Otra política de Vidal de las últimas semanas para intentar cumplir con el 90% de cupo laboral local tiene que ver con la fiscalización y control en las rutas de la provincia directamente sobre los trabajadores. La policía de Santa Cruz y personal de distintos ministerio realizan a diario controles sobre los vehículos que transportan a los trabajadores hacia los proyectos mineros. Los trabajadores tienen que suministrar de manera obligatoria los datos personales que les piden las autoridades.

, Roberto Bellato

La Cámara Internacional del Litio (CIL), una entidad sin fines de lucro creada en Chile, propone una estrategia de integración entre la Argentina, Chile y Bolivia para transformar al denominado «Triángulo del Litio» de un simple proveedor de commodities a un actor en el mercado global.

Pamela Goicovich y Sebastián Quiñones, presidenta y director de la Cámara, explicaron a EconoJournal que “el objetivo de esta coordinación es abandonar la condición histórica de ser solamente tomadores de precio en el mercado internacional”.

La titular de la entidad sostuvo que “los tres países deben coordinar sus esfuerzos, porque la competencia no es entre países vecinos, sino tener una respuesta competitiva común ante un mercado muy dinámico y estresado. Estamos en condiciones de ofrecer las mayores reservas biológicas del mundo en términos de litio, la mayor disponibilidad y la mejor eficiencia costo-efectiva del mundo«.

Esta estrategia regional se fundamenta en la propuesta de obtener un precio diferencial para el litio extraído en la región. Goicovich defendió esta visión al asegurar que “el litio del Triángulo es inherentemente más valioso: Somos promotores del nuevo sello del liderazgo sostenible. En este momento se está produciendo el litio más sostenible del mundo con la energía más sostenible que es el sol y además con la aprobación del pueblo originario».

El litio y la volatilidad del precio

En un contexto de elevada volatilidad, donde el precio del carbonato de litio llegó a picos insólitos de US$ 70.000 la tonelada hace dos años, la CIL proyecta que la variable de precio se estabilizará a largo plazo en un rango de US$ 20.000 a US$ 25.000 la tonelada, impulsada por un crecimiento anual de la demanda que podría superar el 30 por ciento. Sin embargo, esta estabilidad requiere de una racionalización en la producción.

Quiñones advirtió que muchos proyectos solo serán viables si adoptan una «tecnología de extracción directa eficiente en términos de Capex, porque esto disminuye los costos de producción y los vuelve competitivos ante la baja de precios”. La Cámara ve en la extracción directa o DLE un desafío global en el que la Argentina, por la velocidad de sus proyectos, está aportando una experiencia valiosa con su cartera de más de 35 proyectos en distintas etapas de desarrollo.

La CIL, explicaron, se apoya en tres pilares que buscan la trascendencia de la industria sobre la macro y las diferencias políticas. En primer lugar, el desarrollo económico para todos sus socios; en segundo lugar, se promueve la unión de la tecnología con la academia y la comunidad originaria, haciéndolas «partícipes» desde el inicio y evitar errores del pasado. Finalmente, la estandarización de valores, que incluye el respeto medioambiental, la estandarización de consumo hídrico y energético, la inclusión femenina y la redistribución de beneficios para las comunidades.

Para que esta integración funcione, la entidad entiende que Chile puede desempeñar un rol estratégico clave. Goicovich destacó la experticia logística del país: “Tenemos los mejores puertos estratégicos en la zona norte de Chile para poder apoyar a la logística argentina y lo que se viene desde Bolivia, con lo cual las ventajas geológicas de los tres países se complementarán con la capacidad chilena de cara a la exportación global”.

Metas comunes al 2030

Dentro de su hoja de ruta con metas a 2030, la CIL prioriza la generación de confianza entre los distintos actores y países, y el fortalecimiento de capacidades a través de la vinculación entre investigadores y la industria. Finalmente, el eje de transformación productiva busca generar la tecnología necesaria, por ejemplo, para avanzar desde el carbonato a productos de mayor valor agregado como el hidróxido o el cloruro de litio y sus derivados.

En cuanto a la preocupación de las poblaciones locales sobre la integración laboral -tal como se está reflejando en San Juan ante los futuros desarrollos de cobre-, Goicovich y Quiñones defendieron la necesidad de la cooperación. El director recordó que «la confianza que se vaya generando en términos de cooperación va a ser lo que va a llevar a un crecimiento exponencial«, mientras que la presidenta señaló que “existe una posición de maestría chilena en el área minera que, de cerrarse, haría que se vayan a cometer errores que pueden salvarse. Si existe una alianza entre Chile y Argentina desde este punto de vista todos van a salir beneficiados».

Finalmente, los directivos de la Cámara enfatizaron que la visión de futuro para la región debe ser sistémica, entendiendo que el litio es solo un componente de una transformación energética mayor. Quiñones remarcó que “al hablar de litio, también se debe pensar en otras soluciones como la energía geotérmica o el hidrógeno verde, ya que todo esto tiene que funcionar de manera coordinada, sino la respuesta va a ser insuficiente» ante las necesidades globales.

, Ignacio Ortiz

Calfrac Well Services Argentina impulsa la transformación tecnológica de sus operaciones en Vaca Muerta, convirtiendo la base de sus servicios en una plataforma de innovación que brinde mayor eficiencia y ahorro de costos.

Más allá de migrar la mitad de su flota a gas (Dual Fuel), la empresa está enfocando sus esfuerzos en la Inteligencia Artificial (IA), la automatización de la fractura y sistemas de seguridad operativa avanzados.

Adrián Martínez, Managing Director de la compañía, anticipó a EconoJournal que esta estrategia integral busca incrementar drásticamente la eficiencia, con el objetivo final de duplicar su participación en el mercado de fracking local, que actualmente es del 23%.

La empresa estadounidense de servicios especiales pone en marcha una agresiva estrategia de reconversión de equipos de fracking a tecnología Dual Fuel (Diésel-Gas) en Vaca Muerta, sobre lo que Martínez anticipó que la compañía avanzará en este proceso para que a finales de 2026 la mitad de su flota opere con gas, en una inversión en eficiencia y sustentabilidad que tiene el objetivo de duplicar su presencia en el no convencional de la Cuenca Neuquina.

Calfrac, en Vaca Muerta, está migrando su foco hacia equipos más eficientes, impulsados por la abundancia de gas en la Argentina y Martínez detalló en diálogo con EconoJournal los planes de inversión, centrados en el Dual Fuel con un 70% de desplazamiento de diésel por gas. «En diciembre vamos a a implementar nuestro sistema de Dual Fuel con uno de nuestros clientes principales que es Panamerican Energy. Para 2026 la idea es tener 20 bombas de Dual Fuel, y separarlas entre los dos sets actuales. Aparte de eso, ya tenemos una proyección de hacer rebuilding a 10 fracturadores y a esos 10 fracturadores vamos a agregarle también el Dual Fuel«.

La inversión estimada en unos US$13 millones permite convertir equipos usados en unidades de gas con la meta de que 40 de las 80 bombas de la compañía operen con esta tecnología para finales del año próximo. Pero la búsqueda de eficiencia apunta al siguiente salto que es el uso de bombas 100% gas. Martínez destacó la superioridad en potencia de estos equipos, que permiten extraer el 98% de la potencia, mientras que los diésel solo alcanzan entre 1600 y 1700 HP de los 2500 HP disponibles.

Calfrac migra sus equipos a Dual Fuel

«Con las de todo gas es posible sacar el 98% de la potencia de cada equipo, y eso es muy importante porque significa contar con una bomba y media de las que tenemos ahora», afirmó el directivo que entendió que la migración a lo eléctrico se ve más lejana por falta de infraestructura, con lo cual el foco en gas es estratégico e inmediato. Al respecto adelantó que en colaboración con la empresa QM comenzarán a usar en el primer bimestre del año próximo equipos 100% gas para testear el interés de los clientes y si resulta positivo ya invertir en ese tipo de equipo al 2026.

La reconversión de los equipos de fracking genera un impacto financiero inmediato al reducir el costo operativo anual en US$ 16,4 millones por flota, lo que se traduce en un ahorro neto proyectado de US$ 17 millones y aumenta la competitividad diaria. Al finalizar la estrategia y operar completamente con gas, el gasto anual en combustible se desplomará de los US$33 millones actuales a solo US$ 6 millones, lo que significa un ahorro total de US$ 27 millones en la operación.

La estrategia de Calfrac en Vaca Muerta supera la conversión de combustible y se enfoca en elevar el estándar operativo mediante innovación y seguridad. En ese sentido, la compañía implementó el sistema Scape que apaga el equipo cuando está en relajación, logrando una reducción de emisiones y de consumo de combustible. Preo también se instalaron sensores para prevenir daños mayores y detectar fallas tempranas en los equipos, lo que sirve de base para la recolección de datos futura.

A la vez, la empresa migró de tuberías de alta presión a mangueras, lo que sirvió para bajar las fugas en un rango de «entre un 70 a 80%» y evitar exponer al personal a riesgos. Y en automatización, Calfrac avanza con un software que incorpora inteligencia artificial (IA) para optimizar la operación de equipos de diferente caballaje y lograr que el equipo trabaje a su mejor eficiencia sin causarle daño.

El sistema también permitirá operar equipos a distancia y la IA dará avisos para el mantenimiento preventivo. Pese a esto, Martínez subrayó la centralidad del capital humano: «El personal es fundamental para Calfrac, sin el personal nosotros no podremos avanzar y es lo que permite comparando las eficiencias y horas etapas por día y horas por día que bombeamos, estar en muchos casos mejor que Permian”.

“Ellos están más avanzados con la tecnología, por ejemplo, están usando bombas de turbina, ya se hace mucho, Calfrac está por probar una bomba turbina para ver cómo nos va, también para tener una dirección de hacia dónde se va a apuntar en Argentina. Hemos aprendido mucho de Permian, pero con esos aprendizajes estamos dándole un giro adicional y tratando de ser un poquito más eficientes”, aseguró.

, Ignacio Ortiz

La Escuela Técnica N.º 1 “Mario A. Elpuerto”, de Necochea, se convirtió en la primera institución educativa del mundo en contar con un parque minieólico escolar de 0,7 kW, compuesto por dos aerogeneradores instalados íntegramente por estudiantes del Trayecto Técnico Profesional en Energías Renovables.

La iniciativa, que comenzó en 2024 con la puesta en marcha del primer aerogenerador, dio este año un salto histórico con la instalación de una segunda torre. La incorporación de este nuevo equipo elevó la potencia total a 700 watts y posicionó a la escuela como referente mundial en minieólica educativa, según destacaron desde la institución.

Un proyecto educativo que se convirtió en récord mundial

El parque está integrado por un aerogenerador de 300 watts y otro de 400 watts, diseñados, fabricados y montados por estudiantes de 7.º 2.ª junto a un equipo docente especializado. A diferencia de otras experiencias demostrativas, el sistema es plenamente funcional: alimenta con energía renovable distintas áreas del edificio, entre ellas aulas, la biblioteca y espacios en construcción, gracias a un esquema híbrido que combina minieólica, paneles solares y un banco de baterías.

El avance consolidó el trabajo iniciado el año pasado, cuando la escuela logró iluminar un aula utilizando energía producida por el primer aerogenerador, lo que ya la había convertido en pionera a nivel provincial. Este año, el proyecto evolucionó hasta transformarse en un caso único observado desde otras regiones del país y también del exterior.

Estudiantes protagonistas y un equipo docente clave

La iniciativa tuvo como eje la participación estudiantil. Los jóvenes llevaron adelante todas las etapas del proceso: planificación, cálculos técnicos, diseño y fabricación de componentes, armado de estructuras e instalación de los aerogeneradores.

El equipo docente —integrado por Rodrigo, Ángel, José, Hernando, Martín, Verónica y Nacho— acompañó cada instancia, consolidando un modelo de enseñanza basado en proyectos reales y altamente formativos. “Ellos son nuestros guías a la hora de educar”, expresaron los alumnos al valorar el rol de sus profesores.

Un trabajo institucional que potenció la innovación

La conducción de la escuela —Rosana, Gabriela, Romina y Ricardo— fue determinante para que el proyecto creciera, aportando recursos, gestiones y la integración de nuevas áreas al plan energético escolar. También acompañaron la Inspectora de Educación Técnica de Región XX, Lorena Thez, la Directora Provincial de Educación Técnica, Elsa Guillermo, y el Director Provincial de ETP/DET, Ricardo Degisi, quienes respaldaron la propuesta desde el ámbito pedagógico y provincial.

Este trabajo conjunto permitió que una idea nacida en el aula se consolidara como un referente educativo que ya genera interés en instituciones de otras provincias y países.

El origen: una idea que impulsó una transformación

El recorrido comenzó en 2024, cuando estudiantes y docentes diseñaron e instalaron el primer aerogenerador y desarrollaron una red interna de 12 V para alimentar distintos sectores del edificio. Ese mismo año se incorporó equipamiento donado por empresas privadas y se colocó un termotanque solar, lo que fortaleció la formación en energías renovables de la Tecnicatura y de la Secundaria Profesional (EPS).

En cada decisión técnica —desde la altura de las torres hasta la eficiencia del rotor o la implementación de tableros híbridos— los estudiantes aplicaron criterios profesionales, según detallaron Gabriel Burón, María Luz Lastenio Guzmán y Brisa Razo, referentes del proyecto.

La iniciativa recibió reconocimientos provinciales, menciones internacionales y repercusión en España por su impacto educativo y social.

La escuela que transforma la energía

Con la puesta en funcionamiento del primer parque minieólico escolar del mundo, la Técnica 1 de Necochea reafirma su liderazgo en la enseñanza de energías renovables y demuestra que la formación técnica puede convertirse en motor de innovación comunitaria.

“Hoy, la escuela no sólo forma técnicos: forma protagonistas de la transición energética”, destacaron desde la institución educativa.

, Loana Tejero

La Argentina marcó un récord histórico en su producción de petróleo crudo durante octubre, dato que resalta la consolidación de la actividad hidrocarburífera a partir del desempeño de no convencional de Vaca Muerta que sigue replicando sus propios récords mes a mes. De acuerdo a la información de la Secretaría de Energía, el volumen de extracción fue de 859.500 barriles diarios (bbd), por encima de los 847.000 barriles de 1998.

Este desempeño representa un crecimiento del 15,5% respecto a los 743.744 bbd de octubre de 2024, y una mejora de 5,2% frente a los 815.682 barriles de septiembre, tal como se desprende de la información que recoge el Gobierno de las petroleras.

Este impulso de desarrollo sostenido de los últimos años se explica por el desempeño de la Cuenca Neuquina, donde la formación de Vaca Muerta registró un nuevo récord de producción de petróleo con un incremento mensual del 3,57% y una suba interanual del 31,23%.

La producción de petróleo de Neuquén alcanzó los 587.190 barriles por día, constituyendo un récord histórico para la provincia. En el acumulado entre enero y octubre, la producción provincial se ubicó 23,81% por encima del mismo período del año anterior.

Récord histórico con foco en Vaca Muerta

El incremento mensual estuvo principalmente impulsado por el desempeño de las áreas La Amarga Chica, La Angostura Sur I, Bajada de Añelo, Coirón Amargo Sureste y El Trapial Este, que en conjunto aportaron importantes subas en los volúmenes extraídos.

En cuanto al gas la producción total nacional fue en octubre de 122,9 MMm3, mientras que en el mismo mes de 2024 fue de 133,1 MMm3, con una retracción de 12,9% interanual.

En Neuquén, la producción fue de 82,66 MMm3/d, lo que significó una disminución del 13,64% respecto del mes anterior y una baja del 6,14% interanual. Pese a esta caída, el acumulado enero-octubre registró un aumento del 1,39% respecto del mismo período del año pasado.

En este caso, la reducción mensual respondió principalmente a menores niveles de producción en Fortín de Piedra, Aguada Pichana Oeste, La Calera, Aguada de la Arena y El Mangrullo.

El aporte del no convencional

Por otra parte, en Neuquén, la participación del petróleo no convencional dentro del total alcanzó el 96,7%, con 567.802 barriles diarios, mientras que el gas no convencional representó el 88,54%, equivalente a 73,18 millones de m3/d. Dentro de este segmento, el gas shale aportó 64,84 millones de m3/d (78,45%), y el gas tight, 8,33 millones de m3/día (10,08%).

A la vez, la Secretaría de Energía resaltó que de acuerdo al informe de Intercambio Comercial Argentino que realiza el Indec, la balanza energética durante los primeros diez meses de 2025 alcanzó un superávit de u$s6.068 millones.

Esto permitió superar el saldo favorable de todo 2024 que culminó u$s5.668 millones, gap que se asegura se ampliará en los dos meses que resta del año, ya que es un período de menor nivel de importaciones estacionales. El crecimiento este año no fue aún mayor debido a la caída de los precios internacionales del crudo, lo que fue compensado con mayores volúmenes disponibles de exportación.

, Redacción EconoJournal

Genneia, líder en generación de energía renovable en Argentina, anunció la colocación de un bono internacional verde por un monto total de US$ 400 millones. La emisión permitirá optimizar el perfil de vencimientos, reinvertir flujos en nuevos proyectos eólicos y solares, y consolidar la posición de la empresa como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$ 1280 millones emitidos hasta la fecha.

La colocación de la Obligación Negociable Verde Internacional Clase XLIX, superó ampliamente el objetivo inicial de US$300 millones y recibió ofertas por más de US$860 millones.

El bono tiene un plazo de ocho años y una tasa de interés fija de 7.75% con pagos semestrales, además de un rendimiento del 8%. El título se amortizará en tres cuotas anuales consecutivas de 33%, 33% y 34%.

Colocación

Las entidades locales nacionales e internacionales que asistieron en la colocación fueron Santander, JP Morgan, BBVA, Balanz, Banco CMF SA, Macro Securities y Bull Markets Brokers.

Este bono se estructuró bajo el Marco de Financiamiento Verde de Genneia, avalado por la opinión favorable de Sustainalytics y alineado con los Green Bond Principles (GBP) de ICMA. Asimismo, cumple con los lineamientos de la Comisión Nacional de Valores y la Guía de Bonos SVS del Panel de BYMA.

La operación marca un nuevo hito en la estrategia de financiamiento verde de la compañía, reafirmando su compromiso con el desarrollo de
proyectos renovables y la consolidación del mercado sostenible.

, Nicolás Deza

El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, se refirió a la reforma laboral que impulsa el Gobierno nacional y afirmó que están dispuestos al diálogo siempre y cuando se mantengan las garantías en los derechos laborales de los petroleros.

“Lo que queremos escuchar es que a nuestros compañeros no se les van a sacar derechos porque Vaca Muerta es posible con los trabajadores adentro, respetando la dignidad, el esfuerzo, las 12 horas, los viajes, la ausencia de la familia y el sacrificio que implica el trabajo en la industria”, señaló durante el acto de asunción de su nuevo mandato.

Rucci remarcó que Vaca Muerta se sostiene gracias al esfuerzo humano y advirtió sobre el costo que ya pagó el sector: “Hoy se habla de reformas laborales y de muchas otras cosas. Yo quiero recordarles a las empresas y a la política que nosotros pagamos con vidas: 84 compañeros en la pandemia, más de 100 desde que empezó Vaca Muerta. No vamos a entregar a ningún trabajador más”, lanzó.

Luego se refirió a las operadoras y agregó que “los acompañamos con una veda, los acompañamos con un plan de sustentabilidad y empleo y los acompañamos en la pandemia. ¿Qué más quieren que hagamos?”.

Rucci subrayó, en este contexto, que los trabajadores y el gremio “ya hicieron el esfuerzo” cuando las condiciones lo exigieron. Destacó la «responsabilidad y el equilibrio» con que se condujo históricamente la organización, pero lanzó una advertencia hacia el Gobierno nacional: “Cuidado. Mucho cuidado. Porque si tenemos que salir a dar la lucha, vamos a salir a darla. No tengan ninguna duda”.

Durante su discurso también se refirió a los trabajadores despedidos de las empresas Petreven, NRG y El Portón, a quienes agradeció por su presencia en la asamblea y adelantó que “a fin de mes empiezan todos nuevamente, vuelven a la actividad”.

Finalmente, Rucci anticipó que se aproximan momentos complejos, pero pidió confianza y unidad: “No venimos acá a ocupar un lugar de comodidad, venimos a ocupar un lugar de responsabilidad, al lado de cada uno de los petroleros. Donde tengamos que estar, ahí vamos a estar”, concluyó.

Nuevo mandato

Ante más de 20 mil personas, Rucci asumió este lunes la conducción de un nuevo mandato en el sindicato como secretario general junto a Ernesto Inal, que continuará como adjunto. Este nuevo período se extenderá hasta el 16 de noviembre de 2029, tras la victoria obtenida en los comicios del pasado 22 de julio.

El acto se llevó a cabo en el Centro Recreativo de Rincón de los Sauces (Moisés Gómez) frente a una masiva asamblea de petroleros donde Rucci agradeció la confianza y aseguró que la comisión directiva continuará “al lado de cada trabajador”, porque “es un orgullo representarlos”. Subrayó que “no nos mueve otra cosa que defenderlos de la mejor manera” y remarcó los dos pilares fundamentales de la organización: lealtad y unidad.

Por su parte, Ernesto Inal sostuvo que seguirán trabajando “para que todos puedan llevar el pan a su familia”. “Siempre vamos a estar parados en el mismo lugar: del lado de los trabajadores”, afirmó. Y cerró con un mensaje contundente: “Somos los trabajadores los que vamos a hacer que la Argentina salga, de una vez por todas, de estas situaciones”.

, Redacción EconoJournal

Vaca Muerta está transformando a la Argentina en una plataforma de producción y exportación de líquidos del gas natural (NGL). La evidencia más contundente se está observando en Brasil, donde las importaciones de gas licuado de petróleo (GLP) de origen argentino están superando a las importaciones desde los Estados Unidos.

Brasil tiene un déficit estructural en el mercado de GLP que atiende con importaciones mayoritariamente de los EE.UU. Sin embargo, las exportaciones argentinas ganaron terreno en 2024 y siguieron creciendo en el presente año.

Las importaciones de GLP por vía marítima en Brasil en este 2025 totalizaron hasta el momento unas 980.000 toneladas, de las cuales el 50% provinieron de la Argentina, según lo expuesto por especialistas del mercado en el Argus Argentina Energy Forum organizado por Argus. La cifra puede ser aún mayor dado que el relevamiento no incluye las exportaciones por tierra.

Las importaciones de origen estadounidense en el país vecino bajaron este año a 47%, una caída de 18 puntos porcentuales si se compara contra el mismo período del 2024. De esta forma, el GLP argentino ya desplazó al producto de origen estadounidense a un segundo lugar en el mercado brasileño.

“Los EE.UU. ya perdieron marketshare frente a la Argentina. Este cambio de Brasil hacia el GLP de Argentina ocurrió incluso cuando los precios de los EE.UU. han bajado. El propano tuvo un precio promedio de US$ 429 por tonelada, comparado con el año anterior que fueron de alrededor de US$ 488 por tonelada”, graficó Giovann Rosales, especialista de GLP de Argus en Houston.

GLP argentino en la región y Asia

El 70% del GLP que exporta la Argentina por vía marítima es dentro de la región. Brasil representa 50 puntos porcentuales, mientras que Chile, Perú y Uruguay suman los restantes 20. Además se espera que la demanda brasileña vaya en aumento debido a políticas públicas como el programa «Gas del Pueblo» y un proyecto de ley que habilitaría el uso del gas licuado como combustible para vehículos.

Mercado asiático

Los mercados en Asia aparecen como un destino todavía más atractivo por su enorme déficit de GLP. “Asia tiene un balance negativo estructural que va a crecer de forma importante hacia 2030, llegando a 100 millones de toneladas de GLP por año. Europa también tiene un balance negativo”, explicó Victor Uchoa, jefe de Consultoría para Latinoamérica de Argus.

China, Japón y Corea del Sur compraron la mitad de las casi 65 millones de toneladas exportadas por los EE.UU. en 2024. Solamente China tomó el 27% de las exportaciones estadounidenses. El 75% del GLP que se consumió en China el año pasado fue tomado por el sector petroquímico.

EE.UU. y Medio Oriente seguirán añadiendo oferta global de GLP en los próximos cinco a diez años. “Sin embargo, este crecimiento tiene desafíos. La geopolítica podría alterar las rutas comerciales existentes, tal como ya lo hemos visto este año. También hay una infraestructura limitada. Si bien hay varios proyectos de expansión por todo el mundo la capacidad está limitada. Esto está creando un cuello de botella pero los Estados Unidos se están preparando para aliviar el juego de botella”, analizó Rosales.

Etano

Argentina tiene un potencial de producción de 60 millones de toneladas de NGL anuales si se considera una reserva de 300 Tcf de gas natural en Vaca Muerta y un rendimiento de 200 toneladas de líquidos como butano, propano, etano y gasolina por cada millón de metro cúbico de gas producido. El GLP, una mezcla de butano y propano, es el producto estrella, pero también hay oportunidades grandes para el etano, cuyo rendimiento económico fue testeado por la empresa pretroquímica brasileña Braskem.

La producción de etano actual en la Argentina es de 0,7 millones de toneladas anuales, que se destinan principalmente al mercado local más algunas exportaciones menores al Brasil. “Braskem completó estudios técnicos que hacen la comparación para el uso de propano y etano de Vaca Muerta para su cadena petroquímica y resultó en una ventaja de US$ 110 dólares por tonelada frente a la nafta petroquímica que hoy Braskem utiliza”, contó Uchoa.

Precisamente, los márgenes que el etano le deja al negocio petroquímico en comparación con otros insumos son los que impulsan la oportunidad. “Hay una ventaja estructural de los márgenes de etano en el mundo. En Asia, nuestros modelos de Argus muestran en 2022 una diferencia de US$ 305 por tonelada para el etano, frente a US$ 150 de margen por tonelada cuando se utiliza la nafta. La conclusión para el etano es que hay una oportunidad para Argentina, no solo en Brasil, sino también en todo el mundo, y podría ser un nuevo jugador junto a Estados Unidos en el mercado de etano”, concluyó Uchoa.

, Nicolás Deza

El petróleo crudo sudamericano deberá encontrar nuevos mercados en respuesta al declive de la demanda en la costa oeste de los Estados Unidos. A los cierres efectivos y anunciados de refinerías en California se añade un reemplazo de los crudos sudamericanos por crudo canadiense. Frente a este proceso que luce irreversible, mercados como la India y China presentan importantes oportunidades para las productoras en Vaca Muerta y otros países de la región.

Valero Energy tiene programado el cierre de su refinería en Benecia para abril próximo y evalúa el futuro de otra más en Wilmington. Phillips66 terminará de cerrar en diciembre la operatoria de una refinería en Los Ángeles. La capacidad instalada total de estas refinerías asciende a 364.000 barriles por día, lo que potencialmente representa la pérdida del 17% de la capacidad de refinación en California, apuntaron analistas de la industria en el Argus Argentina Energy Forum organizado por Argus.

Al cierre de refinerías se suma la creciente oferta de crudo proveniente de Canadá. La expansión del oleoducto Trans Mountain (TMX) incrementó la capacidad de transporte de 390.000 a 890.000 bpd. El dato central detrás de esta expansión fue que habilitó la exportación de crudos más ligeros del Canadá a la costa oeste de EE.UU., desplazando a los crudos sudamericanos.

Un ejemplo práctico de este desplazamiento fue la reducción de las compras de crudo argentino Medanito por parte de la refinería de Anacortes en Los Ángeles, operada por Marathon. Anacortes redujo las importaciones de crudo Medanito en un 47% entre mayo y junio de este año comparado con el mismo período del año anterior.

«Esos nuevos 500.000 los dedican al crudo pesado y los 390.000 que ya existían los dedican a los crudos más livianos. Con esa introducción de nuevos volúmenes, vemos que volúmenes de otros países no entraban en California, y el cambio se nota rápidamente en los crudos. En Anacortes, que es la refinería de Marathon, vimos que se redujo el volumen de Medanito. Este es un patrón que no es único para el Medanito, se produce en todas las regiones de Latinoamérica», expuso Gustavo Vasquez, manager editorial para las Américas de Argus.

Asia, el mercado para el crudo de Vaca Muerta

En contraste, mercados asiáticos como la India y China presentan condiciones atractivas para el Medanito y otros crudos de Sudamérica, aunque el costo elevado de los fletes sigue siendo una limitante.

La India incrementó sus compras a Rusia luego de la invasión a Ucrania, aprovechando los descuentos en el precio del crudo ruso generados por las sanciones económicas de Europa y los EE.UU. Solo en septiembre importó 1,8 millones de bpd originados en Rusia, de los cuales 1,3 millones son barriles de los Urales, un crudo mediano. El resto son barriles de un crudo más ligero, similar al Medanito.

Pero ese flujo ahora está bajo tensión producto de las recientes sanciones contra las petroleras rusas Rosneft y Lukoil y la presión de la administración de Donald Trump para que la India disminuya sus compras de crudo ruso. «Vemos que India empieza a cambiar su comportamiento y busca crudo parecido en otra región. Vemos que Indian Oil Corporation, uno de los grandes refinadores en India, sacó una licitación para comprar 24 millones de barriles en total en las Américas durante el primer trimestre del año que viene», dijo Vasquez.

Por el lado de China, el principal país importador de crudo del mundo ha diversificado su suministro. «China compra en donde sea y compran en base a cualquier marcador. No discriminan entre ICE Brent, Dated Brent, WTI, Dubai. Eso siempre me parece interesante porque yo sé que hay compradores que dicen que solo compran en base a un marcador tradicional. Los chinos no son así», explicó.

Ante una consulta de EconoJournal, el especialista de Argus explicó que el costo elevado de los fletes impacta en el aprovechamiento de esa oportunidad. «El problema es la distancia, en donde entra el tema del flete, que para los productores ahora está muy alto. Pero todo esto es en ciclo, el flete en algún momento va a bajar y cuando eso ocurra verá que los crudos de Latinoamérica van a llegar a sitios en Asia a unos precios más competitivos y ahí van a entrar en juego», concluyó Vasquez.

, Nicolás Deza

La empresa Secco inauguró, en su Casa Central de Rosario, su carport solar. Se trata de una estructura diseñada para generar energía limpia a partir del sol, al tiempo que ofrece sombra y protección para vehículos.

El proyecto, que comenzó a generar energía este año, cuenta con 2.520 módulos solares. La instalación alcanza una potencia total de 1,15 MW, posicionándose como una de las más destacadas de su tipo en el país y permitiendo un ahorro del 40% en la factura de luz.

La obra 

La obra fue diseñada y desarrollada íntegramente por el equipo de Ingeniería en Energías Renovables de Secco, en un tiempo de ejecución récord de cuatro meses. 

El proyecto también incluye 10 inversores de alta eficiencia. «Esta tecnología de vanguardia permite maximizar la conversión de energía solar en electricidad utilizable. El excedente, en tanto, se inyecta a la red eléctrica, aportando energía limpia al sistema», aseguraron desde la empresa a través de un comunicado. 

El carport fue diseñado bajo un esquema de autoconsumo, también llamado autogeneración, lo que significa que gran parte de la energía generada se destina a alimentar las operaciones internas de la Compañía, cubriendo incluso por momentos el 100% de la potencia consumida por Secco. 

Tecnología 

La estructura del carport tiene una orientación Este/Oeste y capacidad para albergar hasta 360 vehículos, lo que además contribuye a mejorar las condiciones de trabajo para colaboradores y visitas, reduciendo la exposición al sol y protegiendo los automóviles de las inclemencias del clima.

La empresa, en los próximos meses, incorporará a su carport un sistema de almacenamiento de energía y la articulación con grupos electrógenos (Genset) para lograr un sistema híbrido más eficiente y resiliente que habilitaría a bajar las potencias contratadas.

«Con este desarrollo, Secco reafirma su compromiso con la transición energética y la innovación tecnológica, posicionándose a la vanguardia del uso de energías renovables en el ámbito corporativo argentino», concluyeron desde la firma. 

, Redaccion EconoJournal

La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, firmó un acuerdo de asesoría con Universidad Siglo 21 para promover el desarrollo de talento en los sectores minero y energético argentinos, dos de los principales motores del crecimiento sostenible y la creación de empleo en el país.

La iniciativa se enmarca en un plan integral del Grupo Banco Mundial para el desarrollo de talento minero y energético en Argentina, que busca acercar la oferta académica pública y privada a las necesidades del sector productivo. El objetivo es potenciar las capacidades locales promoviendo que las comunidades se beneficien de las oportunidades generadas por el crecimiento de estos sectores.

Alianza

El acuerdo con Universidad Siglo 21 es un primer hito en el esfuerzo de alinear la oferta educativa integral con las necesidades de perfiles y habilidades en industrias en crecimiento en Argentina. En este marco, la Universidad impulsará un portafolio académico con carreras técnicas, de grado y de educación continua, diseñado para formar profesionales capaces de liderar la transformación hacia una minería y energía más sostenibles.

“En IFC creemos que desarrollar las habilidades y el talento local es esencial para asegurar que la minería genere más y mejores empleos, impulsando un crecimiento inclusivo y sostenible en Argentina”, afirmó Manuela Adl, Senior Country Manager de IFC para Argentina. “Esta alianza con Universidad Siglo 21 permitirá reducir la brecha entre educación y necesidades del sector, promoviendo oportunidades laborales de calidad y fortaleciendo las capacidades que el país necesita para aprovechar su potencial minero”, agregó.

«Vincular educación y sector productivo es el primer paso para que el talento argentino impulse el desarrollo del país. La academia tiene la responsabilidad de preparar a las personas para transformar realidades, y en Universidad Siglo 21 asumimos el compromiso de liderar ese camino con visión, innovación y sentido de futuro», expresó Juan Carlos Rabbat, presidente y fundador de Universidad Siglo 21.

El sector minero en la Argentina cuenta actualmente con proyectos por US$ 9.000 millones en construcción y producción, y otros US$ 20.000 millones en etapa de factibilidad. Hoy emplea a unas 40.000 personas de forma directa, mientras que el empleo indirecto multiplica esa cifra entre tres y ocho veces.

En países con mayor desarrollo minero, como Chile y Perú, el sector emplea a más de 240.000 personas directamente, una referencia hacia la cual se espera que Argentina avance en los próximos años.

El encuentro

Del encuentro participaron, por parte de IFC, Manuela Ald, Senior Country Manager Argentina; Pablo Harriague, Investment Officer MAS IFC; Mariana Lef, Upstream y Advisory, Health & Education IFC.

En representación de Universidad Siglo 21 estuvieron presentes María Belén Mendé, vicepresidenta y Exrectora de Universidad Siglo 21; Juan Carlos Rabbat, presidente y fundador; Laura Rosso, rectora de la Universidad; Leonardo Medrano, secretario general de Academia y Desarrollo; y Fernando Sibilla, Chief Growth Officer de R’Evolution Education Group.

Alianza estratégica

A través de esta alianza, el Grupo Banco Mundial busca contribuir al desarrollo de una minería y energía sostenibles en Argentina mediante la creación de una plataforma de colaboración público-privada que potencie el impacto de las inversiones en empleos de calidad, inclusión y desarrollo humano integral.

, Redaccion EconoJournal

Los principales referentes de la industria energética se reunirán el martes 2 de diciembre en el Energy Day organizado por EconoJournal para analizar el escenario que enfrenta el sector de cara al año próximo.

La reforma del sector eléctrico, los desafíos en el segmento del upstream y midstream, los nuevos proyectos de expansión e infraestructura y el rol de Vaca Muerta como vector de crecimiento serán algunos de los ejes del encuentro que se llevará adelante en el Hípico Alemán, en Buenos Aires.

La apertura estará a cargo de Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy. Luego Daniel González, viceministro de Energía y Minería, dará cuenta de los principales lineamientos de la agenda energética del gobierno y los objetivos fijados para 2026. Posterior a esa disertación será el turno de Alejandro Macfarlane, accionista de Camuzzi Gas Inversora.

Desafíos y oportunidades

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; Sergio Mengoni, director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies Argentina; y Fausto Caretta, upstream managing director de Pan American Energy; analizarán los desafíos en el upstream de hidrocarburos.

A media mañana el foco estará puesto en el mercado eléctrico y las oportunidades y nuevas tecnologías que se desprenden a causa de la reforma impulsada por el Gobierno. Sobre esto disertará Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU Energy, la unidad de energía del Grupo MSU.

Otro de los ejes estará abocado al midstream y a los nuevos proyectos de expansión. Allí participarán Oscar Sardi, CEO de TGS; Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Dolores Brizuela, Country Manager de Dow; y Tomás Córdoba, CEO de Compañía MEGA.

El rol de Vaca Muerta

Javier Martínez Álvarez, vicepresidente Institucional del Grupo Techint, hablará sobre Vaca Muerta como proyecto integral de desarrollo en un tablero mundial convulsionado. A su vez, Max Westen, VP de Estrategia de YPF; Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Oil & Gas; y Martín Rueda, Managing director de Harbour Energy; pondrán la atención sobre los desafíos que deben sortear las empresas en el upstream.

Macroeconomía y agenda política

Emmanuel Álvarez Agis de PxQ Consultora brindará su análisis sobre la macroeconomía y la energía. Por su parte, los periodistas María O’Donnell y Alejandro Bercovich analizarán la agenda política de 2026 tras el batacazo de La Libertad Avanza (LLA) en las últimas elecciones.

Mercado de GNL e infraestructura

Al mediodía Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy; y Rodolfo Freyre, VP Gas y Energía de Pan American Energy; compartirán una mirada cross sobre el Mercado de GNL. Por su parte, Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, explicará qué es lo que se puede esperar de la reforma eléctrica.

Otro de los tópicos será la infraestructura. Pablo Brottier, director ejecutivo de Sacde; Alejo Calcagno, de Techint Ingeniería y Construcción; Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras; harán un doble click sobre las obras proyectadas en Vaca Muerta.

Casi llegando al final, la jornada estará enfocada en la innovación y tecnología en el sector. Ese panel estará a cargo de Luciano Pugawko, Regional Sales Manager de Jenbacher; Fernando Monteverde, VP de Sudamérica de Siemens Energy; y Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy.

, Loana Tejero

Las principales empresas del sector industrial-exportador y petroquímico de Bahía Blanca expresaron su rechazo al proyecto de la municipalidad, que propone un incremento extraordinario en la Tasa de Seguridad e Higiene. La medida, que en algunos casos incluye subas que hasta el 140%, es considerada un riesgo para la competitividad, la seguridad jurídica y las futuras inversiones en la región.

La intención del ejecutivo bahiense es concretar un incremento de tasas vinculado a la necesidad de financiar obras de infraestructura, tras el inédito temporal de comienzos de marzo que provocó inundaciones masivas, servicios colapsados y 18 muertes. El rechazo a la opción de financiamiento elegida se realizó a través de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), encabezada por su presidente Matías Campodónico; y la Cámara de Permisionarios y Concesionarios del Puerto de Bahía Blanca, presidida por Gustavo Lucero.

El puerto, junto con el polo químico y petroquímico de Bahía Blanca, es un eje de la industria de la región sur del país, con un fuerte impacto en las exportaciones, la creación de empleo y la producción de insumos esenciales para diversas cadenas de valor. Por lo cual, las entidades coincidieron en que cualquier cambio en el esquema tributario debe ser evaluado con cuidado, considerando su efecto sobre la actividad, los costos y la viabilidad de nuevos desarrollos.

La CIQyP nuclea a empresas como Dow, YPF, Profertil, Mega y PBB Polisur, además de otras como Atanor, Sinteplast, Akzo Nobel Chemicals, Ferrosur Roca y Sika Argentina, mientras que la de concesionarios y permisionarios del puerto integra a las compañías de la industria petroquímica con las dedicadas a la logística y exportación agroindustrial. Entre ellas se encuentran compañías de procesamiento de alimentos, almacenamiento y exportación de productos como frutas y cereales.

El rechazo de la industria petroquímica

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica expresó también una «profunda preocupación ante la reciente iniciativa que propone aumentos extraordinarios en las tasas que impactan en la competitividad del sector y en el desarrollo productivo de una región clave para la industria».

Desde la entidad, se detalló la magnitud de la modificación, explicando que «la propuesta de incrementar de manera significativa la Tasa de Seguridad e Higiene, a través de aumentos en las alícuotas y la inclusión de sobretasas, tiene un efecto inmediato y negativo en los costos operativos del sector«.

«Estos ajustes desmedidos se dan en un momento muy complejo de la industria química y petroquímica a nivel mundial, en donde la sobreoferta de productos afecta seriamente los precios y los márgenes del sector, situación que se observa desde hace un par de años y se prevé que se prolongue por lo menos hasta 2028″, agregó al cuestionar también la oportunidad de la iniciativa, considerando el contexto global.

La CIQyP también alertó que “esta decisión de aumentar las tasas mencionadas disminuye la competitividad, afecta la previsibilidad necesaria para planificar inversiones y generan una pérdida de confianza entre los actores que impulsan el desarrollo industrial y exportador de la región”.

A nivel internacional, Argentina compite con otros polos industriales que ofrecen entornos estables, incentivos a la inversión y reglas claras, se argumentó. Por lo cual, para no quedar rezagados frente a esos mercados, “es crucial garantizar condiciones que favorezcan la llegada de capital, la modernización tecnológica y el crecimiento sostenido dentro del sector”, cerró la carta.

La postura de los permisionarios

Por su parte, la Cámara de Permisionarios y Concesionarios, que agrupa al sector industrial-exportador, rechazó el proyecto por entender que compromete el futuro productivo de la ciudad. “Un aumento significativo de la Tasa de Seguridad e Higiene -a través del incremento de alícuotas y sobretasas que en algunos casos superan un aumento del 140%-, genera una pérdida de competitividad y confianza entre los principales actores que motorizan el desarrollo económico de la ciudad con el riesgo consecuente para la industria», expresó la entidad.

Desde la Cámara se reconoció “la complejidad del contexto y el enorme desafío que implica financiar proyectos de obra, pero no debiera realizarse a través del incremento extraordinario de una tasa cuyo destino no está vinculado a una contraprestación concreta y proporcional al servicioprestado”. Y en el mismo sentido, cuestionó que a pesar de la genuina preocupación del Municipio por las obras de infraestructura, la cual compartieron, no justificaba la falta de diálogo con un sector que desde diciembre de 2023 estuvo abierto y predispuesto a dialogar.

“El sector industrial-exportador representado estuvo apoyando al Municipio en la reconstrucción de la ciudad con aportes extraordinarios y sostenidos que financiaron proyectos de reconstrucción de escuelas, jardines de infantes, hospitales, clubes deportivos, espacios públicos, instituciones y organizaciones, entre otros, que incluso abarcó dos instancias de apoyo financiero a las arcas municipales”, enumeró la entidad, lo que se complementa con los programas de inversión social que cada compañía desarrolla cada año en la comunidad.

En el cierre de la comunicación de los actores del puerto afirmaron que “el futuro de la ciudad se construye juntos, con la participación y un debate amplio entre todos los actores institucionales, para encontrar alternativas que equilibren la necesidad de recursos públicos con la sostenibilidad de la actividad industrial”, lo que permitirá alcanzar soluciones que integren la mirada del Estado y del sector productivo.

, Ignacio Ortiz

El gobierno anunció este martes que avanzará con la eliminación de los derechos de exportación del crudo convencional, con el objetivo de preservar la actividad en las cuencas maduras. El primer paso se concretó a través de la firma de un acta acuerdo con la gobernación de Chubut y luego se extenderá al resto de las provincias productoras. Fuentes al tanto de la negociación confirmaron a EconoJournal que esperan que la medida pueda entrar en vigencia a partir de enero de 2026.

En el acta acuerdo, a la que accedió EconoJournal, el gobierno se compromete a modificar los derechos de exportación –el texto no dice que se van a eliminar– y Chubut a acompañar ese esfuerzo con una serie de medidas que deberá explicitar dentro de los próximos 60 días. Recién cuando la gobernación de Ignacio Torres concrete esas reformas, el gobierno quitaría los derechos de exportación. Por eso, las fuentes remarcaron que el anuncio se concretaría en enero. En la actualidad los derechos de exportación son del 8 por ciento.

El texto que fue firmado por el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador Torres, y el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea. Además, participaron del encuentro el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro del Interior, Diego Santilli.

La presencia de estos dos últimos funcionarios evidencia que la intención del acuerdo va más allá de lo meramente sectorial. El gobierno necesita sumar apoyos en el Congreso para aprobar distintas reformas que impulsa y ese tema también formó parte de la mesa de negociación.

Torres sostuvo que “sería muy necio estar en contra de reformas que necesita Argentina”. De hecho, dejó en claro que sus legisladores acompañarán los proyectos que impulsa el ejecutivo en materia impositiva y laboral. En cuanto a la representación legislativa de Chubut, el gobernador precisó: “Senadores tengo dos de mi espacio, uno del peronismo. Y diputados Chubut tiene cinco, de los cuales dos son de mi espacio y tres de otro”.

Los detalles del acta

El primer punto del acta acuerdo dice que “el gobierno nacional, a través del Ministerio de Economía, se compromete a impulsar una modificación del régimen legal vigente de los derechos de exportación aplicables al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales o maduros, a través de una norma, en la que se especificará las posiciones arancelarias de la Nomenclatura Común del Mercosur que corresponden”.

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

El primer artículo del acta dice también que “dentro de los próximos sesenta (60) días de suscripta la presente acta acuerdo, la provincia de Chubut y la CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos) presentarán a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación el detalle de las medidas adoptadas y a mantener en el tiempo, y las que se adoptarán en el futuro, por parte de cada una de las Provincias y de las operadoras, tendientes a acompañar el esfuerzo del Estado Nacional”.

Si bien el acta no lo explicita, Chubut deberá trabajar en las próximas semanas en un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos.

Compromiso empresario

Las petroleras, que estuvieron representadas en la firma del acuerdo por la CEPH, también comprometieron un esfuerzo, en línea con el gobierno nacional y provincial.

En el segundo punto del acuerdo dice que “las operadoras se comprometen a destinar la totalidad de los recursos resultantes de la modificación en sus obligaciones de pago de los derechos de exportación, así como aquellos ingresos adicionales efectivamente percibidos por la recomposición de los precios internos derivadas de las modificaciones introducidas conforme el artículo primero de la presente acta acuerdo, a nuevas inversiones en producción convencional”.

Luego se agrega que se buscará priorizar proyectos que:

a) Incrementen la producción de hidrocarburos convencionales mediante proyectos de desarrollo, incluyendo aquellos que requieran la aplicación de técnicas de recuperación secundaria y terciaria;

b) Promuevan la reactivación de equipos torre, en especial los afectados a perforación de nuevos pozos hidrocarburíferos.

c) Pongan en valor pozos inactivos o de baja productividad.

d) Incorporen tecnologías que permitan mejorar la eficiencia de los procesos de producción y reducir costos

“La provincia de Chubut será la responsable del seguimiento, fiscalización y control del cumplimiento de las obligaciones de inversión por parte de las operadoras, sin perjuicio del cumplimiento por parte de estas últimas de la normativa federal correspondiente”, se agrega en el texto.

El acta acuerdo incluye otros dos puntos.

En el tercero se aclara que “a los efectos del cumplimiento de lo dispuesto en el artículo segundo, dentro de un plazo de 60 días de suscripta la presenta acta acuerdo, la provincia de Chubut y las operadoras determinarán los criterios a considerar para el cálculo de los valores de inversión que las operadoras deberán efectuar a partir de los montos que perciban efectivamente por la modificación dispuesta en el artículo primero.

Por último, en el artículo cuarto dice que “la provincia de Chubut se compromete a sostener y actualizar los esquemas de incentivos provinciales aplicables a la producción convencional informados a la secretaría de Energía del Ministerio de Economía conforme el artículo primero de la presente acta acuerdo, garantizando la continuidad de los beneficios fiscales y/o de regalías reducidas que se encuentren vigentes”. Además, agrega que deberá incorporar nuevos estímulos para proyectos que:

a) Acrediten inversiones incrementables verificables en producción de hidrocarburos convencionales;

b) demuestren un impacto directo en la extensión del horizonte productivo de las cuencas maduras.

, Fernando Krakowiak

El Directorio de YPF aprobó la designación del ex ministro del Interior, Lisandro Catalán, estrecho colaborador del ex jefe de Gabinete, Guillermo Francos, como Director Titular Clase D de la compañía. Catalán reemplazó a Carlos Bastos, una figura relevante en el área energética del gobierno, que presentó su renuncia como miembro del directorio “por razones de estricta índole persona”, según informó YPF.

La reunión del Directorio de YPF se realizó este martes 18 de noviembre en la torre de Puerto Madero. La compañía informó los cambios en su Directorio a través de un hecho relevante publicado en la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Catalán

Catalán fue ministro del Interior hasta hace 19 días. Presento la renuncia el 31 de octubre, sólo dos horas después de que se conociera la salida del gobierno de Guillermo Francos. Ocupó cargos en el gabinete desde el inicio del gobierno de Javier Milei, siempre bajo el paraguas de Francos.

Además de ministro, fue secretario de Interior y también vicejefe de Gabinete del Interior. Lisandro Catalán fue reemplazado en el cargo de ministro del Interior por Diego Santilli.

Bastos

Carlos Bastos ocupaba el Directorio de YPF desde diciembre de 2023, cuando, con el cambio de gobierno, desembarcó Horacio Marín como presidente y CEO de la compañía. Era el principal asesor en energía de Guillermo Francos. Además, fue mentor y figura clave de Eduardo Rodríguez Chirillo, primer secretario de Energía del gobierno d Javier Milei.

También tuvo un paso durante el segundo mandato de Carlos Menem, cuando le tocó dirigir la secretaría de Energía bajo la órbita del ex ministro de Economía, Domingo Cavallo. Durante el primer gobierno de Menem ocupó el cargo de subsecretario de Energía Eléctrica.

Directorio

Además de Catalán, como directores titulares en YPF quedaron Guillermo Francos, José Rolandi, Eduardo Ottino, Guillermo Koenig, Emiliano Monguilardi, Marilina Jaramillo, César Biffi, Andrea Confini, Eduardo Rodríguez Chirillo y Gerardo Canseco.

Como directores suplente están Santiago Tanoira, Silvia Ayala, Mauricio Martín, María Azcurra, Carla Matarese, Pamela Verasay y Julio Schiantarelli.

, Roberto Bellato

Luego de que el 7 de noviembre se conocieran las ofertas técnicas presentadas en la licitación para reconcesionar por 30 años las cuatro represas del Comahue, EconoJournal accedió a los detalles de las propuestas realizadas por cada uno de las empresas que están en carrera. La semana pasada los ocho oferentes que participan del concurso —entre los que figuran los principales jugadores del mercado de generación como Central Puerto, Pampa Energía, Genneia, MSU Energy, AES y Aluar, entre otros— formularon observaciones cruzadas sobre las ofertas de sus competidores.

La Comisión Evaluadora, que encabeza el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, contestó cada uno de esos planteos y sólo excluyó a IPS Renewal, una firma controlada por empresarios de Guatemala, cuya presentación original de ofertas ya lucía inconsistente porque no cumplía con un requisito técnico, tal como había adelantado este medio. El resto de las compañías sigue dentro del proceso.

Este miércoles arranca un plazo de tres días para que cualquiera de los privados formalice una impugnación adicional sobre las ofertas de sus competidores. A diferencia de las observaciones que se realizaron la semana pasada, que tuvieron un carácter gratuito, para oficializar una impugnación formal las empresas deberán 500.000 dólares. No está claro si alguna de los oferentes hará uso de esa opción.

Lo concreto es que del Dictamen de Preselección de propuestas elaborado por el gobierno se desprende que la compulsa por adjudicarse la concesión de Alicurá, El Chocón, Planicie Banderita – Cerros Colorados y Piedra del Águila, las cuatro centrales que integran el complejo hidroeléctrico del Comahue, resultó altamente competitiva. En total, se presentaron entre cuatro y siete ofertas por cada una de las represas.

Descalificado

Tal como había adelantado este medio, cuando se conocieron las ofertas, IPS Renewal tuvo problemas para cumplir con el requisito técnico de la licitación que exigía que los oferentes tengan experiencia en operar al menos 100 megawatt (MW) de potencia hidroeléctrica en una sola represa.

Según se detalla en el documento de observaciones que realizaron los oferentes, IPS Renewal, a través Holdec Invcersora, opera las centrales hidroeléctrica Las Maderas (Jujuy) de una capacidad de 30,6 MW; Central Hidroeléctrica Tucumán de 51,6 MW; e Hidroeléctrica Río Hondo (Santiago del Estero) de 19,5 MW. En ningún caso cumple con el requisito técnico que requiere experiencia en la operación de una central de al menos 100 MW.

Competencia

Las centrales Alicurá, El Chocón, Planicie Banderita – Cerros Colorados y Piedra del Águila, están ubicadas en las provincias de Río Negro y Neuquén. En conjunto, representan un 14% de la generación de energía del país. En la licitación por las nuevas concesiones el gobierno espera ofertas por más de US$ 700 millones. La represa Alicurá recibió siete ofertas y El Chocón seis. En tanto, Piedra del Águila cinco ofertas y Planicie Banderitas – Cerros Colorados cuatro.

La compulsa para re-concesionar Alicurá, que hoy es operada por la norteamericana AES, recibió ofertas por parte de Edison, un nuevo holding de energía liderado por empresarios locales que presentó oferta bajo el nombre de fantasía Poseidón. También del grupo italiano Enel (que opera El Chocón); la propia AES Argentina; Pampa Energía, el holding que encabeza el empresario Marcelo Mindlin; Central Costanera SA, que es propiedad de Central Puerto (CEPU); y de la firma BML Inversora, controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. MSU Green Energy adquirió la firma Cerros Colorados SA que estaba en manos de Aconcagua Energía Generación (de los accionistas Diego Trabucco y Javier Basso) y, de ese modo, obtuvo la licencia técnica necesaria para presentar ofertas en la licitación.

Además, Alicurá recibió ofertas por la UTE conformada por Genneia, el mayor jugador del sector de energías renovables, que es presidido por Jorge Brito, accionista principal del Banco Macro, y Aluar, el único fabricante de aluminio del país, que es propiedad de Javier Madanes Quintanilla.

Por su parte, para re-concesionar El Chocón se recibieron propuestas de Edison, Enel, Pampa Energía, Central Costanera; Genneia-Aluar y BML Inversora. En tanto que por la represa Planicie Banderitas – Cerros Colorados competirán las ofertas presentadas por Edison, Enel, Genneia-Aluar y BML Inversora.

Por último, la represa Piedra del Águila se la disputarán las ofertas presentadas por Edison, Enel, Pampa Energía, Central Puerto y la UTE de Genneia y Aluar.

Un aspecto particular del proceso es que por primera vez una licitación millonaria en el sector energético se realiza a través de la plataforma digital Contrat.Ar, el portal de compras creado por la Oficina Nacional de Contrataciones, y no mediante un sobre físico y lacrado, el mecanismo tradicional de las compulsas del Estado.

, Roberto Bellato

Nucleoeléctrica Argentina y la empresa canadiense Candu Energy, perteneciente al grupo AtkinsRéalis, firmaron un acuerdo con el objetivo de cooperar en la provisión de servicios de ingeniería, asistencia técnica y mantenimiento a centrales nucleares del tipo CANDU en distintos países del mundo.

El Memorando de Entendimiento (MoU) fue suscripto este lunes en la Embajada de Canadá en Buenos Aires por el presidente de Nucleoeléctrica, Demián Reidel, y el CEO de Candu Energy, Gary Rose.

El acuerdo consolida una alianza estratégica que combina la experiencia operativa y técnica de la empresa argentina con la plataforma internacional y la red global de Candu Energy. De esta manera, ambas compañías podrán ofrecer soluciones integradas tanto para plantas actualmente en operación como para futuras centrales CANDU.

«El mundo vive un renacimiento nuclear, y Argentina está preparada para ser protagonista en este nuevo capítulo. La firma de este acuerdo con Candu Energy refleja nuestra capacidad para transformar la experiencia y excelencia técnica acumuladas a lo largo de décadas en valor concreto. No se trata solo de vender servicios, sino de proyectar el conocimiento nuclear argentino en el escenario internacional”, destacó Reidel durante el evento.

Reactores CANDU

La tecnología CANDU, desarrollada en Canadá, es un diseño de reactor que utiliza uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante. Este tipo de centrales tiene presencia en Canadá, Corea del Sur, China, Rumania, India y Pakistán, y es
reconocida por su confiabilidad, eficiencia y versatilidad. En Argentina, la Central Nuclear Embalse, ubicada en la provincia de Córdoba, es un referente de esta tecnología y una de las plantas CANDU con mejor desempeño a nivel mundial.

Nucleoeléctrica Argentina ejecutó con éxito su proyecto de extensión de vida, uno de los más complejos de su tipo, que permitió asegurar su segundo ciclo de operación.

La experiencia técnica y la capacidad de gestión desarrolladas en Embalse posicionan a la
empresa como un socio confiable para proyectos internacionales de renovación, modernización y mantenimiento. Además, Nucleoeléctrica continúa fortaleciendo sus capacidades mediante obras estratégicas como la extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I y la construcción del segundo almacenamiento en seco de combustible gastado, consolidando así su perfil exportador de servicios de ingeniería y operación nuclear.

Este acuerdo representa un paso decisivo en la estrategia de internacionalización de Nucleoeléctrica Argentina y reafirma el potencial de la industria nuclear nacional para aportar soluciones de alto valor tecnológico en un contexto global que demanda energía limpia, segura y confiable.

, Redaccion EconoJournal

La gobernación de Neuquén instrumentó un mecanismo que busca garantizar el cumplimiento de las inversiones comprometidas por los privados en las nuevas concesiones no convencionales que se otorguen en Vaca Muerta. Concretamente, la administración que encabeza Rolando Figueroa evaluará cada tres años el desempeño de las empresas en materia de tres variables centrales: inversiones, producción de hidrocarburos y nivel de actividad.

En caso de que las empresas no puedan demostrar que cumplieron los objetivos trazados en alguno de esos tres ítems, la provincia estará autorizada a retirarle al concesionario hasta un 50% del bloque en cuestión.

Se trata de una novedad que el Ministerio de Energía de Neuquén, a cargo de Gustavo Medele, instrumentó a través de un acuerdo alcanzado con Geopark para autorizar la transferencia de la convención (Cench) de las áreas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Esa negociación, que terminó de cerrarse en septiembre, funcionará como un leading case (caso líder) que a partir de ahora se buscará homologar en todas las nuevas concesiones de explotación por 35 años que la provincia adjuque en Vaca Muerta.

Implica, en los hechos, un cambio de paradigma porque hasta ahora, si bien las empresas estaban obligadas a presentar un programa de desarrollo para solicitar una nueva CENCH, ese trámite no tenía carácter vinculante, sino que era sólo una guía ‘nocional’ (una noción estimativa de magnitud). Es decir, su incumplimiento por parte de los privados no autorizaba al Estado neuquino a accionar contra la empresa titular de la Cench.

A partir de este momento, por el contrario, Neuquén tendrá potestad con carácter vinculante para evaluar cada tres años la performance o el desempeño de las petroleras del área. En caso que los privados no puedan justificar un buen desempeño en alguna de las tres variables mencionadas (producción, inversión y nivel de actividad), la provincia podrá revertir —quitarle— al concesionario la mitad del campo evaluado.

La medida que tomó la gobernación neuquina está en línea con la regulación que se aplica en otros países como Colombia y EE.UU., que buscan inyectarle un mayor dinamismo a la actividad hidrocarburífera. En caso de que en los tres primeros años la petrolera no cumpla con el desarrollo de al menos una de esas tres exigencias, la provincia le retirará hasta el 50% de la concesión. Por el contrario, esto no se aplicaría si la empresa no cumpliera con el plan de inversiones, pero tuviera un aumento de la producción o en la actividad o viceversa. Si pasados nuevamente tres años y la concesionaria siguiera incumpliendo estos requisitos, se le retiraría otro 50% del área restante, y así sucesivamente.

Dinamismo

Para Neuquén, la salida de ExxonMobil fue un punto de quiebre que obligó a pensar nuevas condiciones y reglas de juego que pusieran sobre la mesa la discusión acerca de qué consecuencias tiene que una empresa deje un área sin generar desarrollo después de algunos años. Por otro lado, también levantó un alerta acerca de la valuación de los activos de Vaca Muerta frente a un nivel cada vez más creciente de productividad comprobada. Por esta razón, en el último año el gobierno de Rolando Figueroa instrumentó nuevos requisitos a la hora de aprobar ventas de áreas u otorgar nuevas concesiones, como la participación de GYP en carry o el cobro de regalías para la ejecución de infraestructura vial. Ahora, otro de los puntos que sumó la provincia a estos cambios es la reconfiguración de la magnitud de las áreas para dejar atrás bloques de hasta 250 km2 reemplazándolos en las nuevas cesiones por otros de hasta 100 km2.

Tanto en este punto como en los anteriores, Neuquén tomó como ejemplo los leases o contratos de arrendamieto en Estados Unidos donde los permisos parten en los 640 o 1280 acres, es decir de 2,5 a 5 km2 de superficie, lo que obliga a las empresas a solicitar a adquirir más contratos para poder conformar un bloque y aumentar su producción. Por otro lado, estos contratos duran entre 3 a 5 años y pueden extenderse a 10. En caso de que la petrolera no demuestre producción, pierden vigencia.

El argumento del gobierno de Neuquén se basa en que de esta forma se asegura un dinamismo en Vaca Muerta que optimice los tiempos de producción y evite también que empresas adquieran áreas para luego venderlas cuando crece su valor en el mercado. También se ampara legalmente en el artículo 80 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos que establece incumplimientos de las operadoras como el causal de la caducidad de las concesiones y en la Ley provincial 2.453.

“La provincia debería ser capaz de entregar una concesión con cierto compromiso de la empresa y, si ésta no lo cumple, dejar que sea otro el que la desarrolle. Si una operadora cumple con el plan de inversiones o ejecuta pozos o tiene cierto nivel de actividad, el requisito está logrado, pero si no lo hizo, significa que no tiene espalda o vocación”, afirmó una fuente del gobierno de Neuquén. En este marco, la misma fuente señaló que este mecanismo genera “seguridad jurídica para Neuquén”. “Hay que dar vuelta la torta también porque la provincia no puede dar concesiones que luego no tengan ninguna actividad”, justificó.

“Un plan de ingeniería razonable”

¿Por qué cada tres años? Para armar este esquema la provincia evaluó el “ciclo de vida” de los yacimientos de Vaca Muerta y analizó los períodos óptimos en los que las operadoras deberían llevar a cabo su plan de desarrollo para aprovechar el tiempo de la concesión. En este sentido, determinaron que si un pozo de Vaca Muerta tiene 1 km2 de extracción por capa, una concesión de 100 km2 permitiría a la operadora concretar 100 pozos. Si se tiene en cuenta que la concesión dura 35 años, en 10 años la compañía podría ejecutar este plan a un ritmo de 10 pozos por año. En los primeros 5 años podría hacer el desrisqueo del área, en 10 años haría la perforación de los pozos, en los siguientes 10 años se ocuparía de la producción y en los cinco restantes, del abandono de los pozos y la remediación. “Este es un plan de ingeniería razonable e implica ser más lógicos. Si en tres años no logró ninguna actividad, no podrá cumplir con el desarrollo prometido”, opinaron dentro del gobierno.

El objetivo de la provincia es “sentar precedentes” a partir del camino ya hecho este año y comenzar a ejecutar este nuevo mecanismo de manera progresiva a partir de la negociación de nuevas concesiones no convencionales.

, Laura Hevia

En un contexto donde la atracción de inversiones y la generación de divisas ocupan un lugar central, el sector energético se consolida como motor del crecimiento argentino. Las expectativas son altas y hay consenso en que la actividad del Oil&Gas será preponderante para la economía. Sin embargo, puertas adentro, las PyMEs proveedoras atraviesan un valle de actividad con impacto directo en el empleo y en la sostenibilidad de la cadena de valor.

Según el relevamiento de octubre del GAPP, nuestro Monitoreo de Actividad de PyMEs Industriales Oil & Gas, el 67 % de las empresas opera por debajo del 75 % de su capacidad productiva y un 16 % lo hace por debajo del 50 %. El 31 % reportó despidos, un dato que en este segmento constituye siempre el último recurso. Detrás de eso hay una caída del 21 % interanual en la cantidad de equipos de perforación activos y una reconfiguración del mercado convencional que se tradujo en la abrupta baja de órdenes de compra.

Mientras se espera el impacto positivo de los proyectos de infraestructura del midstream y el desarrollo pleno de los yacimientos en la producción de petróleo y gas natural para los proyectos de exportación, resulta indispensable sostener el entramado industrial existente. Las PyMEs son el soporte real de Vaca Muerta, y requieren espacios y medidas que faciliten su articulación con operadoras y empresas de ingeniería y construcción de los proyectos, evitando que la seducción de importaciones chinas o plantas paquetizadas desplace las capacidad y el know-how industrial nacional.

Seguridad jurídica

De cara al nuevo Congreso que asumirá en diciembre, el desafío es brindarseguridad jurídica para el sector industrial, además de las operadoras, que resguarde las inversiones realizadas en los últimos diez años por las PyMEs que fabrican en Argentina lo que Vaca Muerta necesita.

El RIGI, tal como está planteado, genera asimetrías al favorecer importaciones sin contemplar los costos estructurales de la producción local. La cancha está inclinada y la competencia desleal asoma en el horizonte. Es que el costo argentino alcanza a toda la economía; por eso la seguridad jurídica no puede limitarse a los grandes jugadores. El RIGI, en la práctica, genera inseguridad jurídica para las PyMEs industriales, que emplean a más de 200.000 personas, sostienen el desarrollo tecnológico local y democratizan el derrame del impacto de Vaca Muerta a lo largo y ancho del país.

Medidas para acompañar el desarrollo

Desde el GAPP, proponemos tres medidas para revertir este escenario:

1. Financiamiento industrial competitivo: el acceso al crédito productivo prácticamente no existe para las PyMEs del sector. Es imprescindible crear líneas específicas para capital de trabajo, modernización e innovación tecnológica, con tasas racionales y horizontes de amortización compatibles con los plazos industriales. Estas herramientas deben vincularse al desarrollo de tecnología argentina, para que nuestras empresas puedan competir en igualdad de condiciones con la oferta importada.

2. Alivio fiscal y simplificación tributaria: resulta urgente revisar impuestos distorsivos —como Ingresos Brutos— y establecer esquemas de beneficios claros aplicables a proyectos energéticos. La actual estructura fiscal encarece la producción local frente a bienes que ingresan al país sin los mismos costos, generando una brecha artificial de precios que debilita a la industria nacional.

3. Revisión del RIGI y fomento del equipamiento argentino: el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, en su formato actual, concentra ventajas en los grandes actores y favorece la importación de bienes de capital, generando competencia desleal para las PyMEs locales. Se requieren mecanismos compensatorios para los proveedores nacionales —como los VPU— que reconozcan las diferencias de costos productivos y fiscales, y que premien la integración de tecnología argentina sin obstaculizar los proyectos estratégicos.

El sector energético puede ser puente al crecimiento y al empleo de alto valor agregado. Argentina tiene talento y capacidades industriales para hacerlo realidad. Lo que falta es un marco que reconozca ese valor y lo proyecte al futuro. El Congreso que viene tiene la oportunidad de construirlo.

(*) Director ejecutivo del Grupo Argentino de Proveedores de Petróleo.

, Leonardo Brkusic (*)

En su charla “Ser feliz, es de valientes” en TEDxSanIsidro, Diego Manfio, VP Ejecutivo en Ingeniería SIMA SA, propone una reflexión profunda y urgente: aprender a valorar lo que tenemos antes de perderlo y elegir la felicidad como un acto cotidiano de coraje. Su presentación es una invitación a revisar prioridades, a conectar con lo esencial y a comprender que la felicidad no es un resultado, sino una decisión diaria.

Manfio, ingeniero industrial, emprendedor y padre de dos hijas, vive en Neuquén y reconoce que su búsqueda personal comenzó desde el dolor. Su vida cambió para siempre tras el fallecimiento de su esposa Jime, a quien acompañó durante una larga enfermedad. Ese proceso —dice— le enseñó el valor de lo simple, el poder de la presencia y la importancia de una “revolución de prioridades” que lo llevó a redefinir qué significa realmente vivir bien.

Lejos de romantizar el sufrimiento, sostiene que hoy es feliz “no porque no duela, sino porque decidí abrazar la vida tal como es”. Para él, ser valiente no es evitar el dolor, sino animarse a mirarlo de frente, a transformarse y a elegir todos los días la actitud con la que se quiere vivir.

El mensaje de Diego Manfio

En el escenario de TEDxSanIsidro, compartió su concepto de “GRACTITUD”, una palabra que combina gratitud y actitud y que resume su filosofía de vida. Según Manfio, este enfoque permite conectar con el presente, poner en valor lo que tenemos y construir la felicidad desde el autoconocimiento, los vínculos y el servicio a los demás. “La felicidad no es individual —afirma—, es compartida”.

Su mensaje, directo y movilizador, interpela a quienes lo escuchan a dejar atrás el rol de víctimas y asumir el protagonismo de su propia vida. Con calidez y convicción, Manfio plantea que la verdadera plenitud no se alcanza cuando todo está bien, sino cuando elegimos qué hacer con lo que nos toca vivir.

Con esta charla, Diego Manfio no solo comparte una historia personal de resiliencia, sino que invita a una reflexión colectiva: ser feliz es una decisión, y tomarla todos los días es un acto de valentía.

, Loana Tejero

La compañía estaodunidense Continental Resources, de magnate petrolero Harold Hamm, firmó un acuerdo con Pluspetrol para la compra del 90% de su participación en la concesión en Los Toldos II Oeste, un activo que hasta adquirido a fines de 2024 a ExxonMobil.

Así, Continental Resources se convierte en la primera petrolera de los Estados Unidos en desembarcar en el upstream local en más de una década. Este movimiento revierte la tendencia observada en los últimos años, donde varias majors norteamericanas optaron por retirarse de Vaca Muerta. Si bien Chevron mantiene operaciones históricas en el país, otras firmas que llegaron en los albores de la formación, como ExxonMobil, Pioneer y Apache, se desprendieron de sus activos y decidieron su salida.

Tal como adelantó Econojournal la semana pasada, la empresa argentina estaba en un proceso de diálogo con distintos actores del sector para desprenderse de tres de esos activos para focalizarse en el desarrollo de sus bloques estrella de La Calera y Bajo del Choique-La Invernada.

Pluspetrol anunció este lunes al mercado, mediante un hecho relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la firma de un acuerdo para la venta de participación en el bloque. El cierre de la operación quedará sujeto al cumplimiento de condiciones precedentes, entre ellas la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.

El acuerdo alcanzado con Continental es «el resultado de un proceso competitivo organizado por Pluspetrol, que generó un alto nivel de interés en el mercado y contó con la participación de empresas de Argentina, Latinoamérica y Estados Unidos«, expresó la compañía local.

Pluspetrol optimiza su porfolio

Tras la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, Pluspetrol avanza en una estrategia de optimización de su portafolio, priorizando el desarrollo de sus áreas clave para consolidarse como una de las compañías más relevantes de Vaca Muerta y de la región.

Con esta operación, la empresa expresó que trabaja en «incrementar la eficiencia operativa, la innovación y el desarrollo sostenible, tal como lleva adelante en en proyectos de alto impacto en Argentina y otros países de América Latina».

Pluspetrol sigue en negociaciones para vender los otros dos activos por los que escucha ofertas de compra que son Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur. A un año de su adquisición, ahora Pluspetrol testea el mercado para captar el interés en tres de sus bloques.

La compañía había adquirido en 2024 los activos de ExxonMobil por unos US$1.700 millones en una operación que reconfiguró el tablero de Vaca Muerta: no solo marcó la salida de una de las mayores petroleras, sino que también elevó la valuación de los activos de la cuenca.

Hace diez días este mismo medio confirmó además que YPF negocia el desembarco de las empresas ENI y Adnoc en tres áreas en donde tiene como socia a Pluspetrol para lograr apuntalar inversiones en el upstream como parte del proyecto Argentina LNG.

Harold Hamm, un ícono petrolero

Hamm, el fundador y presidente de Continental Resources, una de las mayores petroleras privadas de Estados Unidos y referente global en el desarrollo no convencional, ya había expresado su interes en Vaca Muerta al visitar el país a mediados de septiembre, oportunidad en la que se reunió con el presidente Javier Milei.

«Vino en modo reconocimiento porque tiene interés en Vaca Muerta. Nada inminente pero esta mirando cosas concretas», indicó por entonces a EconoJournal una fuente que siguió de cerca la agenda de la comitiva de Continental integrada por el presidente y director ejecutivo, Doug Lawler, la presidenta del Consejo de Administración, Shelly Lambertz, el director de Operaciones, Aaron Chang, y el vicepresidente de HSE y Asuntos Gubernamentales y Regulatorios, Blu Hulsey.

Continental Resources es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas con sede en Oklahoma, especializada en shale gas y shale oil. La agencia Fitch certificó que la petrolera en el tercer trimestre de 2024 produjo 409.000 barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales 53% fue petróleo y 47% gas natural y líquidos de gas natural.

La empresa opera principalmente en formaciones no convencionales en los estados de Dakota del Norte, Montana, Oklahoma, Wyoming y Texas.

El multimillonario Hamm es considerado en la industria como uno de los pioneros en la producción de shale. Fundó la empresa en 1967 y la transformó en una compañía pública en 2007 para poder capitalizar el desarrollo de la formación no convencional de Bakken.

, Redacción EconoJournal

La gobernación de Neuquén, Pluspetrol Argentina y Fundación Empretec financiarán 15 emprendimientos a través de IMPACTA Neuquén 2025, el Programa Neuquino de Desarrollo Emprendedor Sostenible. Esta iniciativa tiene como objetivo fomentar el desarrollo de emprendimientos que generen ingresos económicos y un impacto positivo en el entorno social y ambiental.

Este lunes se dieron a conocer cuáles serán los emprendimientos beneficiados. El evento se realizó en el Salón Domuyo y fue encabezado  por el Gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, quien expresó “desde Pluspetrol estamos orgullosos de impulsar Impacta Neuquén con la Provincia y Fundación Empretec, es una oportunidad única para que los emprendedores de Neuquén desarrollen iniciativas con un enfoque en el impacto social y ambiental, fortaleciendo así la economía local y promoviendo un futuro sostenible”.

Emprendimientos

Este programa se implementa desde marzo de 2025 y combina actividades presenciales y virtuales a lo largo de la provincia, involucrando a oficinas de empleo locales y referentes del Ministerio de Trabajo, y cuenta con el apoyo técnico de Fundación Empretec.

Los emprendimientos que acceden al financiamiento recibirán un asesoramiento adicional para implementar sus planes de negocio.

Principales características del programa:

• Convocatoria Abierta: Se llevaron a cabo actividades presenciales en Neuquén Capital, Zapala, Chos Malal y San Martín de los Andes, con la participación de más de 350 emprendedores de toda la provincia.
• Formación Intensiva: En la primera etapa de formación virtual, se seleccionaron 25 emprendimientos que participaron en un taller intensivo (Taller EMPRETEC) en agosto en Chos Malal.
• Desarrollo de Emprendimientos de Triple Impacto: Los emprendimientos promovidos abordan problemáticas sociales y ambientales mediante modelos de negocio sostenibles, priorizando energías renovables, prácticas de economía circular y criterios de inclusión social.
• Financiamiento y Asesoramiento: Pluspetrol ha destinado un aporte cercano a US$ 250.000 para consultoría, viáticos y financiamiento de los emprendimientos seleccionados.

Este proyecto integra la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, en la que lleva comprometidos tres millones de dólares de inversión social para la provincia de Neuquén durante 2025 en numerosos proyectos estructurados en los tres ejes que componen su estrategia de responsabilidad social: educación, producción y fortalecimiento institucional, complementando así su importante actividad como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.

, Redaccion EconoJournal

El presidente Javier Milei anticipó este jueves que enviará un proyecto de ley al Congreso para modificar en sesiones extraordinarias la Ley de Glaciares y que sea cada provincia la que determine cuál es la zona donde se puede desarrollar la actividad minera. El objetivo oficial es destrabar una serie de inversiones, fundamentalmente en grandes proyectos de cobre.

“Ustedes tienen la zona glaciar y la periglaciar es el perímetro a partir del cual se puede empezar a hacer actividades mineras. Hoy eso no está bien definido. Lo que permite este proyecto de ley que estamos enviando al Congreso es que cada provincia determine cuál es la zona periglaciar. La contracara va a ser una gran inversión en minería”, aseguró Milei en el Congreso de Economía Regional organizado por el Club de la Libertad en la provincia de Corrientes.

El gobierno viene desde hace tiempo evaluando distintas opciones para modificar la Ley de Glaciares. Una de las alternativas que estuvo en carpeta fue introducir cambios por decreto, pero finalmente la idea fue descartada por temor a que fuera bloqueado por la Justicia.

La opción de un proyecto de ley cotizaba en baja, pero luego del triunfo electoral de octubre, el gobierno apuesta a destrabar las inversiones con un mayor número de legisladores propios y el apoyo de las jurisdicciones mineras.

De hecho, las provincias mineras son las que más vienen presionando para que se modifique la ley de Glaciares. El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, se juntó esta semana con el flamante ministro del Interior, Diego Santilli, y le aseguró que la legislación actual constituye un freno para el desarrollo de proyectos mineros como El Pachón y Vicuña.

Lo mismo había señalado el mes pasado el titular de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros, Roberto Cacciola. “Hay una ley de Glaciares que no solo protege glaciares, que protege glaciares y cualquier otra cosa que se le ocurra a cualquiera. Eso hay que cambiarlo, hay que modificarlo. Si eso no se modifica, lo que va a pasar es que nadie va a poner la plata en Argentina”, remarcó.

“Qué mejor que cada provincia determine cuál es la zona periglaciar y que de una vez por todas nos pongamos a aprovechar las riquezas naturales”, sostuvo Milei, quien reveló que la idea se la acercó el gobernador de Mendoza Alfredo Cornejo.

Qué dice la ley

La ley 26.639 de 2010 prohíbe la exploración y explotación minera e hidrocarburífera en las zonas glaciares y periglaciares. Sin embargo, la norma no es clara en lo que respecta a la definición de las zonas periglaciares.

El artículo 2 de la ley dice que “se entiende por ambiente periglaciar en la alta montaña, al área con suelos congelados que actúa como regulador del recurso hídrico. En la media y baja montaña al área que funciona como regulador de recursos hídricos con suelos saturados en hielo”. Identificar esos suelos requiere criterios científicos que la ley no detalla.

El Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA) ha sido el organismo encargado de aplicar criterios científicos para identificar en el terreno aquello que la ley manda proteger y elaborar el Inventario Nacional de Glaciares, que identifica y caracteriza glaciares y geoformas periglaciales.

Ese inventario ha recibido varias objeciones por parte de organizaciones ambientalistas porque afirman que el inventario no incluye glaciares de menos de una hectárea. Al mismo tiempo, las empresas afirman que el inventario obstaculiza sus proyectos y buscan que se revise la interpretación técnica de dónde hay glaciares o periglaciares protegidos.

Centralismo o federalismo ambiental

El debate sobre la Ley de Glaciares estuvo atravesado desde su inicio por la dictomía federalización/centralización que ahora resurge de la mano del proyecto que enviará el gobierno al Congreso.

Las organizaciones ambientalistas defendieron la necesidad de que el inventario de zonas glaciares y periglaciares fuera realizado solo por el IANIGLIA porque aquellas áreas trascendían los límites políticos-administrativos y era indispensable utilizar una metodología uniforme a lo largo de toda la Cordillera de los Andes.

Además, cuestionaban que las auditorías ambientales fuesen realizadas por autoridades provinciales ya que con este instrumento se podía llegar a demorar la efectiva implementación de la Ley de Glaciares, como había sucedido en algunas jurisdicciones con la Ley de Bosques Nativos.

Por el contrario, los gobernadores de las provincias mineras plantearon que las instituciones provinciales debían participar en la elaboración del inventario y de las auditorías. Estos actores sostenían que como los recursos naturales son dominio de las provincias.

Como recuerda la investigadora de la Universidad de Buenos Aires, María Laura Isla Raffaele, en un paper donde repasa las discusiones y controversias sobre el federalismo ambiental que motivó la ley de Glaciares, los mandatarios de ocho provincias cordilleranas (Jujuy, Salta, San Juan, La Rioja, Tierra del Fuego, Catamarca, Río Negro y Santa Cruz) firmaron incluso un documento en el cual se comprometieron a impulsar legislaciones provinciales sobre glaciares, como una forma de rechazo a las discusiones parlamentarias a nivel nacional

En cumplimiento de ese acuerdo, Jujuy, San Juan, La Rioja, Salta y Santa Cruz sancionaron leyes de protección de glaciares, cuyo objetivo fue reforzar la autonomía provincial sobre los recursos naturales y la potestad de decidir sobre el desarrollo de la megaminería.

La disputa incluso llegó a judicializarse hasta que en junio de 2019 la Corte Suprema de Justicia de la Nación confirmó la validez jurídica de la norma y determinó que las autoridades nacionales y provinciales debían arbitrar los medios necesarios para potenciar su cumplimiento. Sin embargo, el tema nunca terminó de resolverse y ahora el debate se reabre.

, Fernando Krakowiak

El gobierno de Javier Milei eliminó las retenciones a las exportaciones para aceites y lubricantes para motores. Lo hizo a través del decreto 811 publicado este lunes en el Boletín Oficial. Estos productos pagaban un 8% en derechos de exportación. La medida impacta en empresas que exportan productos derivados del petróleo a países del Mercosur, Estados Unidos, Europa y África, según difundió la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti.

El decreto reduce a cero la alícuota del derecho de exportación de lubricantes y aceites de petróleo o de mineral bituminoso (que contienen betún), o a los que tengan un contenido superior o igual al 70% de estos aceites.

También incluye preparaciones en las que los aceites constituyan el elemento base, excepto las que contengan biodiesel (elaborado a base de aceite de soja) y desechos de aceites. El decreto está firmado por el presidente Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y por el ministro de Economía, Luis Caputo.

La alícuota de 8% para las exportaciones de aceites y lubricantes se había fijado en 2020 a través del decreto 488, que estableció un precio sostén (barril criollo) para el petróleo de 45 dólares para el mercado local. La quita las retenciones a estos productos entra en vigencia a partir de este martes 18 de noviembre. Según el gobierno, esta medida permitirá aumentar un 70% el volumen exportado para 2028.

Los productos que tendrán alícuota cero corresponden a las posiciones arancelarias 2710.19.31, 2710.19.32, 2710.19.92, 2710.19.93 y 2710.19.99, que aplican para aceites y lubricantes con y sin aditivos, aceites para el sector eléctrico y líquidos para transmisiones hidráulicas.

Exportaciones

En los considerando del decreto, el gobierno argumenta que se trata de “una medida focalizada de política comercial externa que atenúa costos marginales, mejora precios de exportación y reduce la brecha frente a competidores internacionales, sin comprometer de manera significativa los niveles de recaudación tributaria”.

Entre enero y septiembre de este año unas 51 empresas exportaron aceites y lubricantes desde la Argentina por más de 64 millones de dólares. Esto representa un volumen de más de 54 millones de kilos.

Según el gobierno, la quita de los derechos de exportación para aceites y lubricantes va en línea con la eliminaron de las retenciones para el 88% de los productos industriales con valor agregado, como agropartes, productos de fundición, maquinaria agrícola, óptica, vidrio, autopartes, cosméticos y partes de motores y piezas de autos que el gobierno habilitó a través del decreto 305 de mayo de este año.

El gobierno destacó que la medida tiene la intención de “aliviar costos de las cadenas industriales con el fin de sostener y expandir la actividad exportadora, alineando las políticas de reducción del costo fiscal y financiero asociado a la exportación de bienes”.

, Roberto Bellato

La provincia de Tierra del Fuego ratificó este viernes el acuerdo de traspaso de siete áreas hidrocarburíferas, hasta hoy en manos de YPF, mediante un decreto del gobernador Gustavo Melella.

Terra Ignis se hizo cargo de las áreas, pero el objetivo de la empresa provincial no es convertirse en la operadora directa de los yacimientos. La firma está dedicada a la búsqueda de socios estratégicos que se encarguen del desarrollo productivo y la inversión en los bloques. Esto es parte del nuevo modelo de gestión local, que prioriza la administración y la renta provincial por sobre la operación técnica, se explicó desde la administración fueguina.

Cerrado el capítulo YPF, el proceso avanza ahora hacia el plano legislativo. Se prevé que la Legislatura provincial aborde en breve el tratamiento de la extensión de las concesiones de estos bloques petroleros por un plazo de diez años. Esta extensión, clave para garantizar la inversión y la continuidad de las actividades, sería asegurando un horizonte a mediano plazo para los nuevos partners de Terra Ignis.

El traspaso de la operación está pautado para el 1 de enero de 2026 e incluye yacimientos relevantes como Lago Fuego y Los Chorrillos. La operación reconfirma la estrategia de YPF a través del Plan Andes, de concentrarse en desarrollos no convencionales, mientras que la provincia se posiciona como el administrador de sus recursos y garante de la estabilidad laboral de los trabajadores del sector.

Tierra del Fuego y el acuerdo de traspaso

La firma del acuerdo se concretó esta semana en la casa de la provincia en Buenos Aires con la presencia del gobernador Melella, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Terra Ignis, Maximiliano Dalessio. Esta instancia le dio continuidad al Memorando de Entendimiento (MOU) de agosto mediante la subscripción de los acuerdos definitivos de cesión de los bloques.

Se trata de las áreas on shore Lago Fuego, Los Chorrillos, TDF Fracción A, TDF Fracción B, TDF Fracción C, TDF Fracción D y TDF Fracción E, para las cuales la provincia viene dialogando con empresas locales y del exterior sobre las condiciones de inversión y de operación en ellas.

Semanas atrás YPF había completado su salida de la provincia de Santa Cruz, donde sólo mantendrá los compromisos de exploración en el no convencional de Palermo Aike. La provincia a través de la estatal Fomicruz licitó las 10 áreas que quedaron en mano de un consorcio de empresas que comprometieron una inversión superior a los US$ 1.000 millones.

«Una posibilidad de crecimiento»

Luego de la firma del traspaso de áreas hidrocarburíferas, Melella expuso en detalle la hoja de ruta de Terra Ignis, la sociedad anónima estatal que asume la explotación de los pozos. El mandatario fueguino analizó la oportunidad histórica que representa esta transición, despejó dudas sobre la capacidad técnica de la nueva empresa y se refirió al interés geopolítico que despierta la provincia.

“YPF hace años no invierte en la provincia”, dijo el gobernador que señaló que, si bien se trata de “pozos maduros” en declinación natural, la falta de interés e inversión de YPF que redirigió sus esfuerzos a Vaca Muerta aceleró la caída de la producción. “Cuando uno produce menos, son menos puestos de trabajo para nuestra gente y menos ingresos para la provincia”, explicó, remarcando el impacto en las regalías.

Frente a este escenario, Melella enfatizó que la salida de YPF no es una crisis, sino “una gran posibilidad de crecimiento”. El plan, detalló, «se basa en recuperar los pozos para incrementar la producción por encima de los niveles actuales, y asociarse con empresas de capitales nacionales o extranjeros que aporten capacidad financiera, pero también capacidad técnica”.

, Ignacio Ortiz

YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, superó los 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil. Es un crecimiento de la producción de petróleo no convencional de la compañía en Vaca Muerta de un 82% en menos de dos años. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue el encargado de informar el nuevo hito de la compañía, que destacó en sus redes sociales que “este logro refleja el compromiso, la innovación y el talento de todo el equipo, y un cambio profundo en nuestra forma de operar”.

Se trata de la producción neta de shale oil que queda para YPF, sumando las áreas operadas y no operadas donde participa la compañía en Vaca Muerta. En diciembre de 2023, cuando asumió Marín al frente de YPF, la producción propia de la compañía era de 110.000 barriles diarios. “Hoy celebramos un logro que parecía ambicioso, pero que convertimos en realidad”, afirmó el presidente de YPF.

Upstream y Vaca Muerta

Además, añadió que el crecimiento del 82% en la producción de shale oil “nos consolida como líderes en el desarrollo de Vaca Muerta”. Por el logro en la producción de petróleo no convencional, Marín también agradeció al equipo de upstream de la compañía, encabezado por Matías Farina, a cargo de la Vicepresidencia Ejecutiva de Upstream de YPF. “Es un equipo que se destaca por su fuerte orientación a resultados, excelencia operativa y colaboración”.

El récord de la compañía bajo control estatal “es el resultado de una transformación profunda en nuestra forma de operar. Incorporamos tecnología de punta con el Real Time Intelligence Center, inteligencia artificial y análisis predictivo, junto con metodologías de mejora continua como el proyecto Toyota Well”, explicaron desde YPF.

, Roberto Bellato

TGS, la principal transportista de gas de la Argentina, concretó este jueves una emisión de deuda en el mercado internacional con un bono por US$ 500 millones. La colocación, que establece un cupón del 7,75% con un costo financiero final del 8% y un plazo extenso de 10 años (vencimiento en 2035), permitirá en mayor medida financiar parte de las obras de ampliación del del Gasoducto Perito Moreno (Ex Néstor Kirchner).

La operación despertó gran interés inversor y recibió ofertas que superaron los US$ 1.300 millones, lo que implica una sobresuscripción de la emisión de más de 2,6 veces. Analistas del mercado coinciden en que esta fuerte demanda refleja un movimiento de «fly to quality»: un trasvase de capital desde bonos soberanos argentinos —percibidos como de mayor riesgo— hacia instrumentos corporativos de alta performance y baja exposición al riesgo país.

Para TGS, el resultado «reafirma la confianza de los mercados globales» en la compañía, destacando su solvencia financiera y su capacidad para ejecutar proyectos de infraestructura de envergadura, destacó en un comunicado tras cerrar la colocación. Oscar Sardi, CEO de TGS, subrayó que «este logro confirma que la empresa es reconocida por su solidez y por la capacidad técnica y de gestión que le permite encarar proyectos estratégicos para el desarrollo energético.»

Hace 15 días, la transportista resultó adjudicada en la licitación pública nacional e internacional convocada por Enarsa para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno. El proyecto contempla una inversión de US$ 560 millones y permitirá incrementar en 14 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d) la capacidad de transporte de gas desde Tratayén, en Vaca Muerta, hasta Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires.

TGS y sus obras de ampliación

La iniciativa, que apunta a potenciar el desarrollo de Vaca Muerta y sustituir importaciones de gas durante el invierno, fue impulsada originalmente por TGS en junio de 2024 ante el Ministerio de Economía y declarada de Interés Público Nacional. A partir de allí, el Gobierno delegó en la Secretaría de Energía la conducción del proceso, y Enarsa llevó adelante la licitación y posterior adjudicación a la compañía.

Con la ampliación adjudicada, TGS instalará tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del gasoducto, más un equipo compresor adicional en la planta de Tratayén, sumando 90.000 HP de potencia total. De este modo, el sistema podrá transportar 35 MMm³/día a partir del invierno de 2027.

Para asegurar que el gas adicional llegue efectivamente a los centros de consumo, TGS invertirá US$ 220 millones adicionales en su sistema regulado. Esta etapa incluirá la instalación de 20 kilómetros de cañería paralela al Gasoducto NEUBA III y 15.000 HP de compresión adicional, junto con adecuaciones operativas para aumentar la presión del sistema.

Estas obras permitirán abastecer al área del Gran Buenos Aires (GBA) y transferir gas al sistema de TGN mediante el Gasoducto Mercedes–Cardales, con destino al litoral y al norte del país. Así, se reducirá la necesidad de importar GNL desde la terminal de Escobar y combustibles líquidos para generación eléctrica.

El financiamiento de Vaca Muerta

Como parte del interés del mercado en proyectos energéticos, esta misma semana Pampa Energía colocó un bono por US$ 450 millones con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125%, es decir en muy similares condiciones a TGS. La operación, que recibió una demanda tres veces superior al monto ofrecido, permitirá refinanciar deuda y avanzar con el desarrollo del proyecto de petróleo no convencional Rincón de Aranda, en Vaca Muerta.

En el mismo clima post electoral, Tecpetrol concretó una emisión de un bono internacional por US$ 750 millones, un 50% más de lo que buscaba inicialmente (500 millones). La operación se concretó a una tasa de 7,625% anual y un plazo de cinco años. La estructuración de la colocación contó con el respaldo de bancos internacionales de la talla de Santander, Citibank, Itau y BBVA, junto a colocadores locales como Balanz, Galicia y Macro.

YPF, por su parte, concretó emisiones en dólares por un total de US$ 1.200 millones, por medio de una colocación en el mercado local por US$ 500 millones y un préstamo sindicado de bancos por US$ 700 millones. El resto de los principales jugadores de Vaca Muerta como Pluspetrol, Pampa, Vista y PAE, también preparan emisiones para las próximas semanas.

, Redacción EconoJournal

La lectura perspicaz de Miguel Galuccio edificó con el paso de los años la cultura de Vista Energy, que este miércoles presentó su plan estratégico hacia 2028 en un Investor Day que se destacó por un altísimo nivel audiovisual y un layout integral (puesta en escena) que poco tiene que envidiarle a los presentaciones de grandes tecnológicas como Apple o Google en EE.UU.

En un breve diálogo telefónico con EconoJournal al final de la jornada, Galuccio dejó algunos conceptos para leer en clave de corto plazo el escenario que atraviesa la industria petrolera global y proyectar una hoja de ruta para transitar los próximos meses de Vaca Muerta.

-En el Investor Day de este miércoles presentaron un proyecto ambicioso hacia 2028 con un plan de inversiones de US$ 4500 millones. ¿Cuál es la lectura que en el corto plazo en cuanto a la infraestructura de Vaca Muerta?

–Hoy existe capacidad de transporte disponible. Hoy Vaca Muerta produce 550.000 barriles por día (de petróleo) y tenemos capacidad (para evacuar) 700.000 bbl/d, es decir, sobran 150.000. En el corto no hay un problema de spear capacity porque aún no se está llenando Oldelval. Hacia adelante, hay una apuesta que Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) llegue a mediados de 2027 y todos creemos que va a ser así. Porque, nobleza obliga, (el proyecto) tuvo un arranque lento, pero hoy vienen con buen ritmo.

¿Cuáles pueden entonces los problemas de corto? Pueden ser la incertidumbre sobre el precio internacional del petróleo y la volatilidad del crudo y también la volatilidad argentina, por ejemplo, que salgamos de este verano (de expectativas) más rápido de lo previsto.

-En lo que tiene que ver con el precio internacional, la mayoría de los analistas internacionales advierte que el gobierno de EE.UU. se sentiría confortable con un precio más bajo del barril, incluso cerca de los 50 dólares. ¿Cómo analiza esa situación?

–Es lo que la administración de EE.UU ha venido haciendo. Es un partido que ya jugaron (los estadounidenses), creo que llegaron hasta donde llegaron (a precios actuales cercanos a los 60-62 dólares). No creo que los árabes cometan un suicidio (de permitir que el precio siga bajando). Creo que sí podemos tener un 2026 más soft (de menores precios) que los que nosotros estamos mirando para 2027. Por eso, en nuestro plan estamos visualizando un crudo de 60-65 dálares para el año que viene. Aunque yo siento que podemos estar en US$ 70 o que tal vez podamos estar en 65, un poco peor. No tengo la bola de cristal.

-Vista construyó una plataforma de crecimiento sólida. Tienen 1650 pozos en el stock a perforar. Son una empresa de bajo costo, de ciclo rápido en la toma de decisiones. ¿En dónde hay que poner el foco en los próximos meses?

–Nosotros el Playbook (el libro de jugadas) lo tenemos, somos los maestros del Playbook. Lo armamos y funciona una vez, dos veces, tres veces. Pero creo que hay que poner el foco en dos cosas. La primera es execution (ejecución), o sea, tenemos que seguir teniendo los ojos en la pelota. Porque al final del día, nadie te da crédito porque hayas ganado un campeonato una vez. El próximo campeonato, hay que jugarlo nuevo. Entonces, creo que tenemos que seguir poniendo mucho foco en la ejecución.

Y en segundo lugar, que para nosotros es muy importante, aunque no siempre contamos mucho lo que estamos haciendo, estar siempre un poco ahead of the game (adelantarse a los acontecimientos). Tenemos que pensar ‘¿what is next?’, qué viene después. Por ejemplo, hace ya un buen tiempo que estudiamos cómo perforar un pozo en la zona fallada de Vaca Muerta. Le dimos muchas vueltas, hicimos mucho estudio, lo metimos y funcionó. Lo mismo con (la utilización de) Wet Sand (en la completación de pozos en Vaca Muerta). Estuvimos laburando un año y medio, fuimos a EE.UU, armamos los equipos con la frecuencia de vibración que tenían que tener, los pusimos y funcionó. Entonces, tenemos que seguir estando ahead of the game y al mismo tiempo no sacarle el ojo a la pelota..

Gestión de Equipo

Durante el Investor Day del miércoles por la mañan, Galuccio resaltó que «en el actual entorno energético en rápida evolución, una cosa está clara: la demanda de petróleo no desaparecerá pronto. Al contrario, prevemos que la demanda de petróleo seguirá creciendo durante varios años antes de estabilizarse».

«Los ganadores en la próxima década -entendió- serán los productores de energía fiables, de bajo coste y ciclo corto. Y esa es precisamente nuestra postura. Contamos con la estrategia para prosperar en este contexto, la cual se basa en tres pilares. Primero, una amplia cartera de activos de alta calidad, ciclo corto y bajo costo, con un costo unitario total de aproximadamente once dólares por barril y mil trescientos pozos aún por perforar, cada uno con un retorno de la inversión de tan solo dos años».

Ene se sentido, el CEO de Vista agregó: «Hemos transformado sustancialmente Vista, aumentando nuestra producción, fortaleciendo la rentabilidad y convirtiéndonos en un actor independiente líder en Vaca Muerta. Nuestro crecimiento se basa en la eficiencia y la disciplina de capital, diseñadas para generar valor en todos los ciclos de precios. Es importante destacar que está totalmente alineado con la dinámica del mercado energético global».

, Nicolás Gandini

El informe mensual desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) indicó que durante septiembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 8% respecto del mes anterior. En comparación con igual mes del año pasado, la baja fue del 10%, mientras que el acumulado del año se mantiene con una caída del 5 por ciento.

En el segmento de ventas locales, el relevamiento evidenció una caída del 4% respecto de agosto, atribuida principalmente a menores operaciones en el sector de agroquímicos industriales, (menor volumen de comercialización). En términos interanuales, la disminución alcanzó el 23%, afectando a todos los subsectores excepto los básicos orgánicos. En el acumulado de los primeros nueve meses del año, la contracción se ubica en el 14%.

Producción

Las exportaciones dentro del informe de la CIQyP®, en tanto, experimentaron una baja del 16% en relación con el mes previo y una caída del 28% interanual. El acumulado del año, sin embargo, se mantiene estable respecto al año anterior.

En cuanto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el comportamiento fue dispar. La producción descendió un 2% mensual, aunque registró una mejora del 25% interanual y una suba del 6% acumulada. Las ventas locales crecieron un 14% en relación con agosto, con un incremento interanual del 8%; mientras que el acumulado aún se mantiene 3% por debajo del año pasado. Por otro lado, las exportaciones PyMIQ se destacaron con un aumento mensual del 57%, un crecimiento interanual del 37% y un acumulado del 35% arriba, convirtiéndose en el segmento más dinámico del período.

Balanza comercial

Durante septiembre de 2025, la balanza comercial de los productos del sector medida en dólares, arrojó un leve superávit del 2%. Las importaciones disminuyeron un 6%, mientras que las exportaciones bajaron un 15%.

Por su parte, el uso de la capacidad instalada en septiembre se mantuvo en niveles similares a los de meses previos, con un promedio del 61% para productos básicos e intermedios y del 89% para productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante septiembre 2025, fueron de 298 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.537 millones en los primeros nueve meses del año.

“Los datos de setiembre 2025, muestran valores negativos en demanda doméstica y producción, aunque las Pymes del sector pudieron tener valores interesantes en exportaciones. La sobreoferta de productos químicos a nivel global impacta en precios y volúmenes. Seguimos a la espera de la recuperación de la demanda del mercado interno, aún en un contexto complejo, el sector sigue mostrando su capacidad de adaptación y resiliencia”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) quiere que las empresas incrementen la inversión para ampliar la cobertura del servicio de gas natural. A fines del mes pasado sometió a consulta pública una modificación del método de cálculo para la realización de obras de expansión del servicio con la intención de que sean las distribuidoras las que a partir de ahora tengan mayor protagonismo. La decisión se toma luego de varias décadas donde la red creció relativamente poco por el atraso tarifario y la falta de producción de gas necesaria para poder hacer frente a una mayor demanda. El desarrollo de gas en Vaca Muerta, que asegura el suministro del fluido a largo plazo, cambió radicalmente ese paradigma. Hoy la oferta de gas es creciente y permite edificar, por un lado, un proyecto de exportación de GNL y al mismo tiempo expandir el consumo doméstico del hidrocarburo.

La Ley 24.076 que regula el servicio de gas natural por redes establece en su artículo 16 que, si una obra de expansión no puede ser satisfecha por razones económicas, la distribuidora le debe informar al cliente el monto de la inversión que deberá realizar para acceder al servicio. La resolución I910/09 es la que establece actualmente cuáles son los criterios técnicos para calcular si una obra de expansión es o no rentable para la distribuidora. Esa norma es la que ahora busca modificar el Enargas con la propuesta incorporada en la resolución 778/25 del 21 de octubre.

Déficit de infraestructura

El Observatorio del Conurbano Bonaerense de la Universidad Nacional de General Sarmiento comparó hace un tiempo las cifras de hogares sin gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires surgidas del censo 2022 con las de los censos de 2001 y 2010. El resultado muestra que no solo no mejoró el porcentaje de hogares con cobertura de gas natural, sino que incluso empeoró. En la Ciudad de Buenos Aires, por ejemplo, en 2001 solo el 2,9% de los hogares no tenía acceso a la red de gas natural y en 2022 ese porcentaje se elevó al 21,5%. En los 24 distritos del conurbano, en el mismo período los hogares sin gas natural treparon de 35,8% a 41,0%. En los últimos años, no ha habido variaciones significativas.

Si bien no es la única causa, el atraso tarifario ha sido determinante para explicar el freno en la expansión de la red de gas natural. Metrogas mostró en una audiencia realizada en mayo de este año que desde que obtuvo la concesión en 1992 invirtió US$ 36 millones por año en promedio, pero entre 1993 y 2001 el promedio anual de inversión fue de 55,4 millones y entre 2002 y 2016, período en el que el valor de las tarifas se redujo a su mínima expresión por decisión de los gobiernos kirchneristas, la inversión retrocedió hasta los US$ 20,8 millones por año en promedio. Entre 2017 y 2019, la inversión anual se recuperó hasta alcanzar los US$ 63 millones anuales por año, de la mano de los aumentos tarifarios que aplicó el macrismo, y entre 2020 y 2024 esa inversión volvió a caer promediando US$ 28,6 millones por año.

En ese escenario de falta de recursos, la resolución I910/09 de Enargas servía para justificar por qué las distribuidoras no estaban en condiciones de realizar muchas de las obras de expansión solicitadas.

Ahora, en cambio, las tarifas que perciben las empresas mejoraron sustancialmente. Además, el desarrollo de Vaca Muerta permitió una expansión significativa de la producción y las perspectivas son todavía mejores. Por lo tanto, Enargas busca introducir cambios en el método de cálculo de las obras para que en este nuevo contexto las empresas se pongan al frente de la realización de obras de expansión del servicio.  

Los cambios

En la resolución 778/25, el organismo regulador propone dos cambios sustanciales.

Por un lado, la evaluación de los proyectos de inversión se deberá realizar considerando un horizonte de 5 años y no todo el plazo de la concesión. El objetivo es que para el cálculo del flujo de fondos necesario para determinar la rentabilidad de cada proyecto se tome como referencia el plazo de vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria.

El otro cambio tiene que ver con la metodología para determinar los costos de la obra de expansión. Hasta ahora, para considerar los costos se tomaba el promedio general de costos de la distribuidora, pero la intención del gobierno es reemplazar ese costo medio por un costo marginal, entendido como lo que va a demandar puntualmente esa expansión.

En la gran mayoría de los casos el costo marginal es menor que el costo medio. Por lo tanto, el presupuesto de la obra va a bajar. De ese modo, va a haber más proyectos que van a ser técnicamente viables para las distribuidoras y que van a tener que encarar sin trasladarle esa responsabilidad a un tercero.

Además, ese costo marginal va a tener como tope un promedio de los costos marginales de todas las distribuidoras. Las empresas sostienen que esa decisión es polémica porque ese tope no refleja sus costos reales, pero lo que busca Enargas es forzar a las firmas más ineficientes a mejorar su desempeño.

“Una de las grandes críticas que se les hacen a las distribuidoras es que no llegaron a todas partes porque no hicieron las obras que tendrían que haber hecho, pero la realidad es que no recibían la tarifa adecuada para hacerlas. Es muy fácil cuestionar las distribuidoras por no hacer obras cuando la tarifa no alcanzaba para financiarlas. Ahora, en cambio, las tarifas se recompusieron y el objetivo de esta medida es modificar los incentivos para que las obras las hagan las distribuidoras”, aseguró a EconoJournal una fuente conocedora de la industria.  

Enargas había establecido en la resolución 778/25 un plazo de 15 días hábiles para que los interesados efectúen sus comentarios y observaciones, pero a pedido de las empresas este lunes extendió ese plazo por otros diez días hábiles. No obstante, en la norma se aclara que esos comentarios y sugerencias “no tendrán carácter vinculante para esta Autoridad Regulatoria”. La intención del gobierno es que la nueva norma entre en vigencia a partir del año próximo.

, Redaccion EconoJournal

Vista Energy presentó este miercoles su nuevo plan estratégico de largo plazo, el cual contempla una inversión superior a los US$ 4.500 millones destinados a la optimización y el desarrollo de sus activos en Vaca Muerta. El programa tiene como objetivo principal impulsar la producción de la compañía en un 60%, buscando alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) para el cierre del ejercicio 2028.

En el Investor Day de la petrolera encabezado por su Founder y CEO Miguel Galuccio, se destacó que la visión estratégica de la compañía extiende los objetivos de producción hacia una meta de 200.000 boe/d para 2030, lo que ratifica la aceleración que viene registrando la compañía en los últimos años en el no convencional neuquino.

La petrolera se posicionó como el principal productor independiente de crudo y el mayor exportador de petróleo no convencional del país. Esta nueva etapa de inversión se suma a los más de US$ 6.000 millones que la empresa ya destinó a la Argentina desde su fundación, revalidando su presencia en el shale de Neuquén.

En el ámbito financiero, las proyecciones de la firma anticipa que sus ingresos por exportaciones ascenderán a US$ 8.000 millones en el período comprendido entre 2026 y 2028. En paralelo, la compañía prevé alcanzar un EBITDA ajustado de US$ 2.800 millones para 2028. Este monto representa un crecimiento del 75% respecto a la estimación de EBITDA ajustado de US$ 1.600 millones para el año 2025.

Vista proyecta un salto de escala

Galuccio enfatizó la trascendencia de esta etapa durante la presentación. “Estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora. En un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia”, afirmó el ejecutivo.

El plan de negocios subraya la capacidad de generación de liquidez. Según las proyecciones, la petrolera espera generar un flujo de caja libre anual de aproximadamente US$1.500 millones entre 2026 y 2028, considerando un precio de referencia para el barril de crudo Brent de entre US$65 y US$70. Este nivel de generación de caja no solo está destinado a sostener la senda de crecimiento, sino también a fortalecer la estructura financiera de la compañía y mantener su capacidad de inversión a largo plazo.

El tercer Investor Day de Vista es un evento que congregó a la comunidad financiera internacional. Más de quince representantes de las principales entidades bancarias y de inversión del mundo estuvieron presentes, incluyendo a Bank of America, Citi, Goldman Sachs, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Santander y UBS, lo que subraya el interés global en la estrategia de la compañía en Vaca Muerta.

Desde el anuncio de su primer plan estratégico en 2021, Vista logró una expansión significativa: triplicó su producción de hidrocarburos y cuadruplicó su EBITDA ajustado. Además, el valor de su acción experimentó una expansión a una tasa anual compuesta del 73%, ubicándola entre las empresas de Exploración y Producción (E&P) con mejor performance a nivel global.

Con los nuevos anuncios de inversión y producción, la firma ratifica un modelo de gestión propio que se ha convertido en un referente al redefinir la metodología de producción de hidrocarburos no convencionales en la principal formación de shale de la Argentina.

, Ignacio Ortiz

Loginter, uno de los grandes operadores logísticos del país, presentó su nueva web. Se trata de una plataforma completamente renovada que refuerza su visión de innovación, con un diseño 100 % mobile y una navegación más ágil e intuitiva, según precisaron desde la compañía.

El nuevo portal permite acceder de manera simple a la información más relevante sobre los servicios, soluciones tecnológicas y casos de éxito de la compañía. Además, el sitio cuenta con un chatbot integrado que permite realizar todo tipo de consultas de manera eficiente, mejorando la experiencia de los usuarios.

Nuevo sitio web

Dentro de las novedades presentadas se encuentra una sección específica de sustentabilidad desde la cual se pueden consultar los principales indicadores de impacto social, ambiental y gobernanza de la compañía. También se puede acceder a los últimos reportes de sustentabilidad presentados.

“Con esta actualización, Loginter reafirma su visión de brindar las mejores soluciones logísticas de la región, en un marco de mejora continua, sostenibilidad e innovación como ejes centrales de su crecimiento”, destacaron desde la firma.

Se puede visitar la web en www.loginter.com.ar, o a través de sus redes sociales en @somosloginter.

, Redaccion EconoJournal

Pampa Energía, la compañía que preside Marcelo Mindlin, colocó un bono por 450 millones de dólares en el mercado internacional, con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125 por ciento.

La empresa recibió ofertas por más de 1.500 millones de dólares, con una demanda que incluyó a importantes fondos de inversión internacionales y que alcanzó un plazo récord de 12 años.

Bono internacional

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Esta nueva emisión, con un plazo inédito para una empresa privada Argentina, refleja la confianza de los inversores en la solidez financiera y el plan de crecimiento de Pampa”.  

Los fondos obtenidos se destinarán al repago anticipado de la obligación negociable 2026, por un total de 120 millones y que contaba con un cupón del 9,5 por ciento.

Además, esta emisión permitirá financiar el desarrollo de Rincón de Aranda, el proyecto de petróleo no convencional que la compañía está desarrollando en Vaca Muerta, según informaron desde la empresa.

Rincón de Aranda

El bloque, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, ya cuenta con seis pads activos y tiene como objetivo de alcanzar los 20.000 barriles diarios hacia fin de año. Hasta el momento, se llegó a un total de 16.000 barriles por día.

Mediante una inversión total prevista de US$ 700 millones en 2025, de los cuales ya se ejecutaron 540 millones, Rincón de Aranda se consolida como el proyecto más ambicioso en la historia de la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera argentina Pluspetrol está interesada en vender parte de los activos que adquirió a ExxonMobil en 2024. Busca desprenderse puntualmente de tres áreas de Vaca Muerta para enfocar su actividad en La Calera y Bajo del Choique-La Invernada. Así lo confirmaron a EconoJournal distintas fuentes de la industria petrolera que aseguraron que la firma de capitales nacionales comenzó negociaciones para ceder Los Toldos II Oeste, Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur.

La compañía había adquirido en 2024 los activos de ExxonMobil por unos US$ 1700 millones en una operación que reconfiguró el tablero de Vaca Muerta: no solo marcó la salida de una de las mayores petroleras, sino que también elevó la valuación de los activos de la cuenca. A un año de su adquisición, ahora Pluspetrol testea el mercado para captar el interés en tres de sus bloques.

La semana pasada, este medio confirmó además que YPF negocia el desembarco de las empresas ENI y Adnoc en tres áreas en donde tiene como socia a Pluspetrol para lograr apuntalar inversiones en el upstream como parte del proyecto Argentina LNG.

El proceso que ahora inició Pluspetrol se da en un escenario post electoral de optimismo. El triunfo de La Libertad Avanza en distintas provincias fue leído por la empresa como un buen momento para desprenderse de alguno de los activos que había sumado en 2024 para concentrar todos sus esfuerzos en sus dos áreas más competitivas.

Empresas interesadas

Fuentes al tanto del proceso, confirmaron a este medio que al menos tres empresas ya habrían manifestado su interés en adquirir esos activos: se trataría de la brasilera Fluxus y dos petroleras del Permian: Brigham Exploration y Diamond Back Energy.

“Hay mucho interés por parte de empresas internacionales que están intentando hace tiempo desembarcar en Vaca Muerta”, aseguró una fuente de la industria que indicó que esto abriría el juego a petroleras extranjeras con interés en Neuquén.

Otra de las compañías que también resonó como interesada fue la colombiana Geopark que recientemente adquirió a Pluspetrol los bloques Puesto Silva Oeste y Loma Jarillosa Este. Sin embargo, fuentes de la compañía aseguraron a este medio que ahora están “enfocados en desarrollar los activos que acabamos de comprar”.

Días atrás, Pluspetrol anunció la puesta en producción de su primer pad de tres pozos en Bajo del Choique, en donde espera alcanzar los 20.000 barriles diarios para fines de este 2025.

Entre las posibles compradoras una de las que resuena más fuertes es la americana Brigham que el pasado jueves visitó Neuquén para fortalecer esas negociaciones y confirmar sus intenciones de invertir en Neuquén. Ejecutivos de la firma estadounidense participaron de un encuentro junto al gobernador neuquino, Rolando Figueroa, donde le manifestaron su interés en desembarcar en la Cuenca Neuquina.

“Desde hace años mantenemos un intercambio permanente con empresas que operan en Houston para compartir experiencias, conocimientos y promover nuevas oportunidades de inversión porque cada alianza que se consolida significa más desarrollo y crecimiento para Neuquén”, dijo Figueroa durante el encuentro.

La otra petrolera americana que pretende arribar a Vaca Muerta es Diamond Back Energy, una firma independiente con base en Texas y con expertise en los no convencionales de la Cuenca Pérmica.

Acuerdo con Neuquén

La salida de Pluspetrol de alguna de sus áreas implicará un nuevo acuerdo con la provincia de Neuquén. La venta de ExxonMobil sentó un precedente que revalorizó los activos de Vaca Muerta y cambió algunas reglas de juego: a partir de esa transacción el gobierno de Figueroa delineó nuevas condiciones para aprobar nuevas concesiones en Vaca Muerta. Entre ellas, el ingreso de la estatal GYP en carry, un cambio habilitado tras la negociación de los cambios a Ley de Hidrocarburos en la Ley Bases, junto con un nuevo piso para las regalías que pasaron del 12 al 18%.

En este caso, a poco más de un año de haberse concretado la venta de las áreas de ExxonMobil, la provincia de Neuquén deberá evaluar cuáles vendería Pluspetrol y cuál sería el plan de desarrollo final para esos bloques.

Si bien el acuerdo de venta es una negociación entre privados, Neuquén deberá analizar si hubo o no algún cambio en el plan de desarrollo propuesto en primera instancia por Pluspetrol y cuán favorable resulte el ingreso de una nueva petrolera en base a las regalías estimadas tras la venta de Exxon. Es decir, si el plan resultante implicara mayor producción y/o mayores inversiones, la Provincia no pediría nada a cambio. Por el contrario, si el cambio generara un menor desarrollo del área, podrá exigir a Pluspetrol un monto en compensación por el perjuicio económico generado a la provincia.

, Laura Hevia

INVAP ingresó en la recta final de la negociación con el gobierno de Brasil para la construcción de un reactor multipropósito. El Reactor Multipropósito Brasileiro (RMB) será el corazón de un complejo de investigación y desarrollo nuclear que se ubicará en el Estado de San Pablo y que supondrá un salto en las capacidades del programa nuclear brasileño, además de garantizar la provisión doméstica de radioisótopos médicos. EconoJournal dialogó con ejecutivos de INVAP para conocer los detalles del proyecto que ha diseñado y que ahora negocia plasmar en contratos de construcción.

La principal empresa argentina de proyectos de alta tecnología y la Comisión Nacional de Energía Nuclear de Brasil (CNEN) firmaron en septiembre un memorando de entendimiento (MoU) para avanzar hacia el contrato de ingeniería, provisión y construcción (EPC) del complejo tecnológico que albergará el RMB, incluyendo laboratorios, infraestructura operativa y apoyo logístico.

El gerente del Área Nuclear de INVAP, Felipe Albornoz, explicó que el memorando abre la puerta a las negociaciones definitivas para concretar el proyecto. “Tanto a la CNEN como a nosotros nos sirve para tener conversaciones con otros stakeholders que necesitamos que se involucren también con el proyecto. Por el lado de CNEN son las autoridades regulatorias, es su gobierno, que es la fuente de financiación del proyecto. Nosotros jugamos el rol de nuclear vendor, pero necesitamos también sumar en las conversaciones a quién va a ser la parte de la construcción civil”, dijo Albornoz en conversación con EconoJournal.

La CNEN estima que el costo global del proyecto rondará los 500 millones de dólares y demorará unos cinco años de construcción. El nuevo complejo nuclear estará emplazado en Iperó, una localidad ubicada a 100 km de la ciudad de San Pablo, en donde este año ya comenzaron las primeras obras civiles en el sitio. La instalación estará cercana al Centro Industrial Nuclear de ARAMAR (CINA), en donde la Armada brasileña está desarrollando el prototipo del submarino con propulsión nuclear.

RMB, “primo hermano” del RA-10 argentino

El reactor RMB tiene origen en un acuerdo suscrito entre la Argentina y Brasil en 2010 para el desarrollo conjunto de reactores multipropósitos. Es por este motivo que en INVAP definen al proyecto brasileño como un “primo hermano” del RA-10, proyecto que está construyendo para la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en el complejo nuclear de Ezeiza y que se espera que alcance su primera criticidad a fines de 2026.

Ambos reactores tendrán una potencia de diseño de 30 MW térmicos y un conjunto de capacidades y facilidades añexas similares. Por ejemplo, podrán brindar el servicio de dopaje de silicio, codiciado por la industria electrónica internacional. También servirán para apoyar la investigación y desarrollo de nuevos combustibles nucleares.

“Con el desarrollo de los requerimientos de los distintos tipos de usuarios que cada país va a tener y de elecciones propias, al final la ingeniería no es una réplica de un reactor en el otro. El combustible no es exactamente el mismo. El combustible de RA-10 lo hará la CNEA, con las especificaciones que nuestra comisión de energía atómica es capaz de fabricar. El combustible del RMB lo va a fabricar Brasil. La distribución de las facilidades alrededor del núcleo tampoco es exactamente igual, uno eligió priorizar una cosa sobre la otra, el tipo de ensayos que quería hacer Argentina y Brasil son levemente distintos”, graficó Albornoz.

Esas diferencias se encarnan principalmente en el diseño y la construcción del tanque reflector, el corazón tecnológico en este tipo de reactores. INVAP fabricó el tanque reflector para el RA-10 y quiere fabricarlo también para el RMB. “Es lo que llamamos un equipo propietario. Es parte de nuestras fortalezas y parte de lo que nosotros normalmente vendemos junto con la ingeniería. Es un componente que no muchos talleres en el mundo pueden hacer. De la forma en la que ese tanque está fabricado, está dimensionado y está probado, depende muchísimo la performance del reactor”, explicó.

Radioisótopos médicos

Brasil busca con el RMB alcanzar el autoabastecimiento en la provisión de radioisótopos destinados a aplicaciones medicinales, principalmente vinculadas con el diagnóstico y tratamiento de enfermedades cancerígenas. “Además del reactor nosotros estamos trabajando en la ingeniería de la planta de producción de radioisótopos. Es una planta muy importante, muy ambiciosa para Brasil”, dijo el principal responsable del área nuclear de INVAP.

El radioisótopo más requerido es el molibdeno 99, que sirve como precursor para el tecnecio 99, el isótopo más utilizado en medicina nuclear para procedimientos de diagnóstico por imagen. Además de suplir este radioisótopo crítico, el reactor RMB también podrá generar Lutecio 177, un radioisótopo que sirve a la vez para diagnóstico y para terapia, de creciente aplicación internacional. “Es un poco la niña bonita de los radiosótopos en medicina nuclear, porque todo el mundo quiere desarrollar esto”, añadió Albornoz.

“La misión de Brasil es conseguir la autosuficiencia en producción de radiosótopos. Tendrá una parte que estará dedicada solo a molibdenos y otra parte importante que será para obtener radiosótopos producidos por captura N-gama. No provienen de la fisión del uranio, sino de la activación de otros materiales. El Lutecio es uno de estos, pero además hay una gama de unos 20 radiosótopos que se producen de manera similar y en los que Brasil quiere incursionar”, dijo.

La firma del memorando precisamente abre la puerta a INVAP a negociar con la CNEA lo relativo a la tecnología de la planta de radioisótopos medicinales. “El know-how tecnológico de cómo extraer molibdeno desde la fisión de una placa de uranio es de CNEA. Nosotros lo que hacemos es el desarrollo de todos los servicios asociados pero la propiedad intelectual del proceso es de CNEA”, explicó.

Brasil como cliente estratégico para INVAP

La empresa radicada en Bariloche, cuyos accionistas son la provincia de Río Negro y la CNEA, está atravesando uno de sus mejores momentos en lo que respecta a proyectos en la división nuclear. El gobierno de Países Bajos dio este año luz verde definitiva al comienzo de construcción del reactor PALLAS, cuyo diseño fue provisto por INVAP. La empresa también está por poner en marcha un reactor de entrenamiento de personal que construyó en Arabia Saudita y que será el primer reactor nuclear de ese país.

En paralelo, la empresa está ejecutando un contrato con Uganda para el estudio de factibilidad y los estudios geotécnicos de un centro de ciencia nuclear y tecnología, que estará ubicado dentro del predio de una universidad y que tendrá el foco puesto en la preparación de recursos humanos. Uganda busca que ese centro eventualmente albergue un reactor multipropósito, de forma tal de poder hacer experimentos e irradiaciones.

Más allá de estos proyectos, en INVAP destacan el carácter estratégico del proyecto RMB. “Brasil es un socio importantísimo para Argentina en temas nucleares. Tenemos una relación muy particular desde hace ya muchos años y que es ejemplar en el mundo. Realizar este tipo de trabajos reafirma ese vínculo estratégico que tenemos. Al igual que Argentina, Brasil tiene un plan nuclear que nosotros estimamos que va a generar más oportunidades de trabajo y más proyectos en el futuro. Creemos que nos posiciona bien, nos afianza como líderes regionales”, concluyó Albornoz.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía dispuso este lunes una actualización del precio del biodiésel de 6,2%, medida con la que busca garantizar el funcionamiento del mercado de biocombustibles y acompañar a las empresas productoras. Al mismo tiempo, decidió reducir transitoriamente el porcentaje de mezcla obligatoria en gasoil del 7,5% al 7% para morigerar el impacto en el surtidor.

Las medidas fueron dispuestas mediante la Resolución 443 publicada este lunes en el Boletín Oficial, por la cual el precio mínimo para el bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se fijó en $918,025 por litro, y el precio mínimo para el bioetanol a base de maíz en $841,394 por litro. En tanto, mediante la Resolución 445, se determinó que el biodiésel destinado a la mezcla obligatoria tiene un precio de adquisición fijado en $1.688.961 por tonelada.

La Secretaría informó que con esta actualización, el Gobierno atiende un reclamo del sector y acompaña a las empresas productoras, entendiendo que el nuevo nivel de precios permite que las plantas que habían detenido su actividad puedan reactivarse.

Hacia fines de setiembre, las cámaras de la industria de biodiésel que agrupan a las 25 plantas productoras del país paralizaron la producción para el mercado interno y alertaron que en septiembre habrá escasez del producto que se elabora a base de aceite de soja. Las empresas denunciaron que el Poder Ejecutivo fijó precios de comercialización por debajo de los costos de producción. El atraso rondaba un 6%, por entonces.

Pero al mismo tiempo, ante el fuerte incremento del precio del aceite de soja, insumo clave en la producción de este biocombustible, la Secretaría también dispuso en la misma resolución reducir transitoriamente el porcentaje de mezcla obligatoria en gasoil del 7,5% al 7%, a fin de moderar el impacto en el precio final del combustible y en los costos logísticos de la economía, según expresó.

Biodiésel más caro pero menor corte

La Resolución explicó que “a fin de morigerar el impacto de dicho incremento en el precio del gasoil en boca de surtidor y en el costo logístico de la actividad económica en general, se considera necesario establecer transitoriamente una reducción del porcentaje de mezcla obligatoria de biodiésel en gasoil y diesel oil, hasta tanto se defina un nuevo valor de corte”.

En tal sentido, la resolución entendió que “es pertinente reducir el porcentaje de mezcla obligatorio de biodiésel con el combustible fósil a un 7%, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final. Estas decisiones se adoptan con el objetivo de preservar la estabilidad del mercado, proteger a los consumidores y garantizar previsibilidad al sector productivo».

El artículo 8 de esa Ley estableció que todo combustible líquido clasificado como gasoil o diesel oil –conforme la normativa de calidad de combustibles vigente o la que en el futuro la reemplace– que se comercialice dentro del territorio nacional deberá contener un porcentaje obligatorio de biodiésel de cinco 5% en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final.

El mismo artículo facultó a la Autoridad de Aplicación para elevar el referido porcentaje obligatorio cuando lo considere conveniente en función del abastecimiento de la demanda, la balanza comercial, la promoción de inversiones en economías regionales y razones ambientales o técnicas.

Pero también permite reducirlo hasta un porcentaje nominal de 3%, en volumen, cuando el incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del biodiésel pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor, o bien ante situaciones de escasez por parte de las empresas elaboradoras autorizadas.

El Gobierno promueve junto a la industria una modificación de la ley 27.640 que regula al sector de los biocombustibles en el país y tiene vigencia hasta 2030. Establece cupos y precios para el biodiésel y el bioetanol (elaborado a base de maíz y de caña de azúcar) que son de adquisición obligatoria para las refinadoras. En el caso del primero se mezcla con el gasoil en un 7,5% y el segundo con las naftas en un 12% (6% para el etanol maicero y 6% para el cañero).

, Redacción EconoJournal

La cadena de valor de Vaca Muerta anticipa que 2026 será el año de la transición hacia los equipos Dual Fuel, un cambio que permitirá desplazar hasta un 70% de combustibles líquidos más caros y contaminantes con gas natural producido en las mismas locaciones. Este proceso forma parte de los esfuerzos de toda la industria por alcanzar eficiencia, innovación, competitividad, y mejorar costos y tiempos de respuesta. La discusión ahora pasa por cómo llevar rápida y masivamente a la práctica estos procesos que forman parte de un cambio de paradigma a lo largo de toda la cadena de valor.

El debate sobre la transición de combustibles se dio en un encuentro especializado coorganizado por la service company Calfrac junto a las tecnólogas Amazon Web Services (AWS), Inisoft Global y las consultoras Trossero & co y Aleph Energy. El panel sobre el Dual Fuel fue el segundo de la jornada y estuvo precedido por un primer bloque dedicado a la Innovación con Datos para Incrementar Eficiencia en Operaciones se analizaron las oportunidades del uso de modelos predictivos, IA generativa y estrategia de datos aplicados a la industria de Oil & Gas.

En el intercambio sobre la construcción del camino de desplazamiento del diesel por gas natural en las operaciones con bombas, máquinas, equipos y transportes fue el eje de un panel de tecnología e innovación, donde los principales referentes de la cadena de valor compartieron sus experiencias. Los cuatro participantes clave fueron: Adrián Martinez, director general para Argentina de Calfrac Well Services; Luis Laziatti, Supplier Development Manager de Tecpetrol; Edward Eichstetter, CEO Eku Power Drives y Nicolás Sánchez, CTO de QM.

Las cifras ofrecidas en el encuentro proyectan una hoja de ruta de eficiencia por pasar de la plataforma 100% diésel a la tecnología Dual Fuel (diesel + gas) y, finalmente, a flotas operando solo con gas, lo que garantiza la optimización, eficiencia y la reducción de costos en toda la cadena de valor. Se estima que, para el escenario de crecimiento de 2026 en Vaca Muerta, una flota que opera exclusivamente con diésel representa un consumo anual de aproximadamente US$ 33 millones, al migrar de tecnología logra reemplazar hasta el 70% del consumo de diésel por gas.

Dual Fuel, más eficiencia y menos costos

Esta sustitución resulta en un costo operativo anual de US$ 16,4 millones de dólares por flota, generando un ahorro proyectado de US$ 17 millones que se traduce en mayor competitividad para la operación diaria. La implementación del Dual Fuel presenta desafíos significativos, como el suministro y tratamiento del gas (gas de pozo o gasoducto virtual), con una curva de aprendizaje que deberá culminar a finales de 2026 con la transición definitiva a flotas 100% a gas. El cierre de esa estrategia permitirá trabajar con un gasto en combutible anual de US$ 6 millones, es decir US$ 27 millones salvados en toda la cadena.

“Estamos preparando nuestros equipos para lo que se viene en la formacióm, en el último año implementamos tecnologías para mejorar la eficiencia, trabajar de forma más segura y cuidar el medio ambiente, y estar al nivel de Vaca Muerta”, afirmó el directivo de Calfrac al explicar las implementaciones tecnológicas que la empresa está realizando en la Argentina. El foco de la compañía estadounidense que domina un cuarto de las operaciones de sericios especiales del no convencial está puesto en la reducción de riesgos operativos y en la recopilación de datos para prevenir fallas.

En ese sentido, Calfrac este año implementó un segundo set de fracturas con un total de 80 fracturadores y un sistema que suspende el funcionamiento del equipo cuando no está operando para la reducción de emisiones y de consumo de combustibles, y construye con QM equipos de dual frac y con su partner tecnológico Eku un nuevo software para poder sumar datos de los equipos y operar eficientemente con bombas de diferentes caballajes, de manera de optimizar su uso y poder operarlos a distancia.

“Además, estamos utilizando sensores de vibración en los equipos para prevenir algún daño mayor y saber cuándo empieza a fallar, y estamos viendo otras tecnologías para agregar más sensores y conseguir más data. Pero el foco para 2026 es tener el doble de equipos con Dual Fuel, y empezar a testear los motores 100% gas porque vemos más lejana la electrificación”, explicó Martínez, al señalar que Vaca Muerta viene recorriendo de manera similar pero mas acelerada las experiencias del Permiam de los Estados Unidos.

En ese mismo sentido y desde la perspectiva de la operadora, Laziatti destacó “la ventaja que tiene Vaca Muerta es no tener que hacer sombra al reflejo del Permiam y entendedr qué cosas son aspiracioneles o cuáles funciona en tecnologias. “El desafío no es pensar si funcionan esas tecnologias sino cómo funcionaría en nuestra realidad de coyunutura cutural e infraestructura y un montón de aspectos. Esa ventaja importante es la que permite curvas de aprenddizaje de desarrollo shale muy acelerados”.

El gas del pozo al transporte

«De todas esas variables que vemos del Permiam, la clave es estabilizar la calidad del gas que se le da a la bomba para entender que en el componente de performance de fractura esa variable no es una limitante. Apostamos a la instalación de desarrollo de tratamiento de gas para tener una molécula lo más estable todo el año y distribuirla a todos los yacimientos con estaciones de carga industrial para abastecer los jumbos de gas y los camiones de última milla y milla larga vinculados al proceso de fractura», especificó el líder de desarrollo de proveedores de Tecpetrol.

Para Lazitti las operadoras están en un proceso de innovar, mejorar y buscar eficiencias y en aspectos como la fractura de pozos, hay varios frentes abiertos que tiene detrás una cadena de valor en funcionamiento para la búsqueda de resultados como industria. Y en esa dinámica, “Pensar en el Dual Fuel requiere desarrollar la molécula para darle de comer a las bombas, ver el gas menos refinado para las bombas que lo toleran, y si sirven para los motores, sirven para la última milla, y ahi sumamos a la arena en la iniciativa involucrando camiones a GNC que ya vemos en Neuquén, todo con una experiencia que la Argentiana tiene de décadas”.

Por su parte, el CEO de Eku Power Drives, empresa de software y automatización que trabaja en varias locaciones del hemisferio norte como partner de Calfrac, explicó cómo la tecnología se enfoca en hacer más eficientes a los operadores y en extender la vida útil de los equipos, sobre lo cual subrayó que, en mercados maduros, la transición al gas es una condición para la competencia.

«En Estados Unidos vemos que el Dual Fuel es algo normal y si no tenés el desplazamiento del diésel del 80% no se puede competir. Se trata de llegar a niveles mayores y es bien difícil porque se necesitan equipos eléctricos con energía generada a gas con alta eficiencia o con motores y turbinas a gas directo” dijo Eichstteter. El experto precisó que un motor a gas puede durar dos o tres veces más que un equipo a fuel, el mantenimiento ya no es cada 1.000 sino cada 4.000 horas, y se puede tener más potencia disponible con la misma máquina y más horas de trabajo.

El directivo de Eku anticipó un panorama de crecimiento en la automatización de servicios especiales en Vaca Muerta. “Van a suceder cosas que hoy vemos en Estados Unidos -aseguró- y el enfoque en la eficiencia cambiará el juego y convertirá a la región en un exportador de tecnología. Por eso en 2026 nos vamos a instalar como empresa, vamos a tener presencia local formal en la Argentina con un equipo propio, motivados por la oportunidad del mercado y, especialmente, por el potencial increíble del personal argentino a nivel de software, el cual Eku busca integrar”.

Finamente, el CTO de QM como socio local de Calfrac dimensionó el impacto financiero y de performance de la transición, marcando claramente el cronograma y el potencial de ahorro que genera la migración de combustibles: «La decisión en el mercado de Estados Unidos es una transición energética que va a suceder en Vaca Muerta y tiene que pasar el próximo año: pasar de una plataforma diésel, a diésel más gas y el futuro a solamente gas para ser óptimos, eficientes y bajar los costos de toda la operación y cadena de valor”.

Sánchez reseñó que “la tansicion se la ve para el año que viene, el Dual Fuel es el aprendizaje y una vez que madura, la flota 100% gas va a tener preponderancia porque la producion de gas va a ser un comoditie dentro de la locación y van a demostrar un impacto muy grande en la cadena. Pero le podemos dar a Vaca Muerta un segundo golpe con eficiencia, más fracturas con dual frac, simultfrac, fractura continua, arena húmerda, y desafíos ya planteados a 2026/27 para lo cual se está alineando todo para que suceda”.

, Ignacio Ortiz

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, ratificó la continuidad del ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, en el nuevo gabinete que presentará en diciembre para encarar sus últimos dos años de gestión. Dijo que buscará darle otra “centralidad”, con un mayor protagonismo para las empresas públicas bajo su órbita como Gas y Petróleo (GyP) e Hidenesa, y lo relevará de las áreas de Ambiente, Recursos Naturales y Recursos Hídricos que hoy tiene bajo su órbita.

Esta readecuación de un ministerio clave para Vaca Muerta y la relación con las operadoras que actúan en la provincia apunta, además, a un objetivo de mediano y largo plazo: profundizar el cobro de regalías en especie, algo que ya se empezó a ensayar con las nuevas concesiones de explotación no convencional (Cench) negociadas por Medele y otorgadas por Figueroa.

“Estamos pensando en la apropiación de la renta petrolera, en apropiarnos también de las regalías, pero en administrar la energía porque la energía va a ser clave para el desarrollo de Neuquén”, adelantó el gobernador a Econojournal.

Apuesta disruptiva

En términos de diseño, la idea que motoriza la gobernación es creativa. Y su ejecución, aun en etapa muy germinal, se presenta como ambiciosa. La provincia es el mayor productor de gas natural y uno de los dos mayores generadores de electricidad. Pero pese a ser el principal pulmón de la oferta energética del país, los hogares, comercios e industrias de Neuquén pagan los mismos precios mayoristas de la electricidad y del gas natural por criterios federales que regulan el Sistema de Interconexión (SADI) y determinan las tarifas eléctricas en todo el país.

La iniciativa que impulsa Figueroa apunta a poner en valor esa condición de ser el mayor proveedor de energía del país y tener acceso al recurso gasífero y al hidroeléctrico.

El cobro en especie de parte de las regalías gasíferas e hidroeléctricas es condición necesaria para edificar la estrategia neuquina, que aguas abajo de esa instancia aspira, por un lado, a potenciar el rol de Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de hidrocarburos, para que a futuro pueda desempeñarse como trader (comercializador) de energía. Y, por el otro, a robustecer el porfolio de tareas de Hidenesa, viabilizando expansiones por unos 1000 kilómetros (Km) de las redes de distribución de gas, y también de Epen, la empresa estatal de electricidad.

Trader de energía

Fuentes provinciales indicaron que, en el nuevo esquema que diseña la gobernación, GyP, una vehículo societario que Figueroa apunta a reposicionar dinamizando su estructura operativa, que hasta ahora estuvo limitada a ser un socio minoritario no capitalista (en carry) de concesionarios privados de Vaca Muerta, se encargaría de comercializar el gas natural que la provincia reciba en especie (regalía) de parte de las empresas productoras.

Con ese gas se garantizaría, en primer término, el acceso al recurso hidrocarbuífero para ampliar la redes de distribución de Hidenesa, que en el tiempo permitiría también reemplazar el consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) que hoy se utiliza para cubrir la demanda en varias localidades del interior neuquino. Ese propano y butano (GLP) es mucho más caro que el gas natural (metano), por lo que su consumo debe ser subsidiado por el Estado provincial.

Nueva regulación para ampliar redes

A nivel nacional el Ente Regulador del Gas (Enargas) trabaja en una nueva regulación para incentivar y viabilizar, por primera vez en 20 años, la ampliación de las redes existentes de gas natural.

El Ministerio de Energía de Neuquén está al tanto de la normativa que prepara el organismo que dirige Carlos Casares. “Hay que agilizar los trámites burocráticos para aprobar obras de ampliación en las redes de gas. En las últimas décadas no se logró expandirlas por falta del recurso (porque la producción de gas natural era declinante) y porque las tarifas estaban atrasadas o directamente congeladas. Pero hoy esos dos elementos son parte del pasado: sobra gas natural la mayor parte del año y las tarifas son las que deben ser”, explicaron a EconoJournal allegados al Enargas. “Tenemos que lograr que las distribuidoras o subdistribuidoras (como Hidenesa) tengan las condiciones regulatorias y económicas para invertir”, agregaron.

Hacia adelante, la idea de Figueroa es que GyP pueda convertirse en un trader que contribuya a favorecer la radicación de industrias y complejos productivos a partir del suministro de gas y electricidad a precios preferenciales.

Regalías en especie

Figueroa lo puso en estos términos: “Nosotros vamos a un horizonte tanto con las represas hidroeléctricas, como con el gas y el petróleo, donde queremos comenzar en algún momento a cobrar en especie todo. Queremos nosotros ser los jefes de cómo vamos a cobrar eso y poder promocionar algunas actividades dentro de la provincia”, planteó. Y dio como ejemplo el turismo, con determinados cupos de consumo para hoteles, y algunas industrias como los frigoríficos.

“Cuando pegamos estos saltos de regalías (que se cobran sobre la producción, que aumentó fuertemente en los últimos años), nosotros tenemos que ir ya a hacer la infraestructura. Pero una vez que cubramos la infraestructura, eso lo tenemos que cobrar en especie para nosotros apropiarnos y comenzar a trabajar como una empresa, en este caso GyP, para comprar y vender”, afirmó.

El mandatario neuquino ratificó que Hidenesa “va a cumplir otros roles”. “Ya está haciendo gasoductos y distribución en algunos lugares donde no lo hace Camuzzi”, apuntó Figueroa y dijo que “tiene que ser mucho más profesional, tiene que financiar las obras, tiene que cobrarlas” y también “disputar de otra manera el gas de GyP, cómo lo comercializamos con Hidenesa”.

Más fondos

La estatal Hidenesa ya empezó un paulatino cambio de perfil desde que se inició la gestión de Figueroa, en 2023.

En diciembre de 2024, recibió un aporte de capital del gobierno provincial de más de 19.000 millones de pesos para el tendido de redes de gasoductos de unos 34 kilómetros para abastecer pueblos del norte de Neuquén como La Ovejas, Los Miches, Guañacos, Los Carrizos y los parajes Lileo y Cayanta. La obra busca beneficiar a unos 1.445 usuarios de esa región del territorio que no tenían acceso al servicio de gas natural. Un tramo ya se inauguró previo al invierno y el último estaría listo a fin de año.
En Los Miches y Las Ovejas había plantas de GLP que ahora serán trasladar para reutilizar parte de la infraestructura en Moquehue y Villa La Angostura.

En Moquehue, que forma parte del municipio de Villa Pehuenia, una ciudad turística del centro de la provincia, Hidenesa apunta a construir una nueva planta de GLP para abastecer con una red domiciliaria de unos 12.000 metros a 500 usuarios. El gobierno capitalizó nuevamente a la empresa estatal, nuevamente, el mes pasado con un aporte de 4.700 millones de pesos.

En Villa La Angostura, la infraestructura de GLP se reutilizaría para generación de energía eléctrica, se informó sobre el plan.

Un “valorazo” que asumió por el bronce

Como parte de los cambios en el gabinete que formalizará en diciembre, Figueroa reveló que llevará la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales al ministerio de Turismo, así como la subsecretaría de Recursos Hídricos. Hoy todas dependen del ministerio de Energía que, con estas modificaciones, quedaría centralizado con la subsecretaría de Energía e Hidrocarburos más las empresas provinciales como GyP, Hidenesa y Cormine.

Sobre la continuidad de Medele, el gobernador no planteó ninguna duda. Lo definió como un “valorazo” que eligió asumir “por el bronce” un cargo público por primera vez. “¿Cómo podés tener un tipo de un millón de dólares al año en Estados Unidos trabajando acá por el sándwich y la Coca? Tenemos esa suerte”, dijo Figueroa.

Defensa a la suba de regalías

Figueroa volvió a defender las modificaciones a la Ley de Hidrocarburos que negoció como parte del paquete de la Ley Bases porque le permitió a la provincia negociar las nuevas concesiones con un piso más alto de regalías y porque reeditó una suerte de “carry” para GyP, al habilitar su asociación con las operadoras.

“Algunos salieron a decir ‘van a bajar las regalías porque las dejan variables, etcétera’. Todo lo contrario. Nosotros ya con YPF, con GeoPark, con todos estamos en el 15%. ¿Cómo hicimos? Vamos con las regalías al 15, pero te vamos a cobrar el 12. Y esa diferencia de tres puntos me la tenés que pagar en obras de infraestructura”, dijo Figueroa, quien sostuvo que la provincia, en esta nueva etapa de Cench “va por más apropiación de la renta petrolera”.

, Andrea Durán y Nicolás Gandini

La petrolera nacional YPF reportó un sólido desempeño operativo y financiero durante el tercer trimestre de 2025, impulsado por una estrategia de reordenamiento de su cartera de activos y un crecimiento récord en la producción de shale oil en Vaca Muerta. La clave del resultado se centró en la drástica caída del costo de extracción, que se desplomó un 45% interanual hasta alcanzar los US$8,8 por barril equivalente de petróleo (BOE).

El significativo descenso en los costos fue presentado por la compañía en su informe de resultados al mercado del tercer trimestre (3T) como efectodirecto de la estrategia de salida de campos maduros convencionales -concretada a través del denominado Plan Andes-, combinada con la expansión de la producción no convencional, que reporta costos considerablemente menores. De hecho, el costo de extracción en la actividad shale de YPF promedió los US$4,2/BOE en el trimestre.

El foco de la compañía en el yacimiento no convencional se ve reflejado en las cifras que relejan récord de producción shale oil que promedió los 170.000 barriles por día (bbl/d), un crecimiento del 35% interanual. El crudo de Vaca Muerta ya representa el 71% de la producción total de la petrolera, y excluyendo el efecto de la venta de participación en el bloque Aguada del Chañar, el crecimiento interanual del shale hubiera sido del 43%. En octubre, la producción shale continuó en aumento hasta llegar a los 190.000 bbl/d, marcando un nuevo récord que permitió alcanzar de manera anticipada el objetivo previsto para fin de año.

Las inversiones totales de la petrolera sumaron US$1.017 millones, de los cuales el 70% se destinó al negocio no convencional, reafirmando la centralidad de Vaca Muerta en el plan de negocios. Este mix operativo —mayor producción shale y menor exposición a campos maduros— permitió a YPF compensar casi por completo el declino natural de los activos convencionales y amortiguar la leve contracción en los precios locales de combustibles en un contexto volátil.

YPF con EBITDA histórico

La compañía estima que esta estrategia de reestructuración permitió mejorar el EBITDA en aproximadamente US$1.300 millones anuales respecto de hace dos años. En ese sentido, el desempeño operativo se tradujo en una mejora sustancial de las métricas financieras. El EBITDA Ajustado alcanzó los US$1.357 millones, marcando un incremento del 21% con respecto al segundo trimestre de 2025. Este crecimiento fue impulsado por la expansión del shale, los menores costos de extracción, y el aumento en las ventas estacionales de gas natural.

Pero en este punto se advierte una paradoja. Si bien el EBITDA del período informado mejoró un 20% respecto al trimestre anterior, siendo unq de las marcas trimestrales más altas de la historia de YPF y ubicándose dentro del top 10, registró una pérdida neta contable de US$198 millones, producto del cargo por impuesto a las ganancias, que no representa un impacto real de salida de fondos. La utilidad había sido positiva en el segundo trimestre por US$25 millones y en el mismo tercer período de 2024 fue también positivo en US$1.485 millones

Fuentes de la compañía explicaron que este cargo impositivo por ganancias se calcula siguiendo la normativa contable y se basa en base a las proyecciones de inflación y devaluación existentes en cada trimestre. En conecuencia, dado que a septiembre pasado, según el REM que realiza y publica el Banco Central, la proyección de devaluación de alrededor del 50% era más alta que la inflación en torno al 30%, se genera una pérdida por disminución del valor de los activos fiscales que se registra como impuesto diferido.

Los ingresos netos fueron US$4.643 millones, sin cambios respecto al 2T25, principalmente debido a la mayor demanda de combustibles y al pico de ventas de gas natural durante el invierno, compensado por menores precios de nafta y gasoil. Asimismo, los volúmenes de exportación de crudo Medanito subieron 14% t/t, compensado en parte por la exportación extraordinaria de crudo Escalante en el 2T25.

El flujo de caja libre fue negativo por US$759 millones, principalmente debido a la adquisición de activos shale de Total Austral por US$523 millones y un capital de trabajo negativo de US$359 millones, asociado a la discontinuidad de las operaciones en campos maduros, el pago del impuesto a las ganancias en afiliadas y mayores días de cobranza de clientes de gas natural y del programa Plan Gas, que comenzó a normalizarse durante octubre. Excluyendo la adquisición de activos de Total y los resultados extraordinarios en campos maduros, el flujo de caja libre hubiera sido negativo por US$172 millones.

Resultados del Downstream

En el downstream, YPF informó otro hito alcanzado con los niveles de procesamiento en las refinerías que promediaron 326 kbbl/d, el nivel más alto desde 2009, con una utilización del 97% de la capacidad instalada. Los ingresos alcanzados en este sgmento fueron de US$3.721 millones (-1% t/t) principalmente como resultado de menores precios locales de combustibles y de la canasta de otros productos refinados distintos a nafta y gasoil, compensado parcialmente por un aumento en los volúmenes despachados de gasoil y nafta en el mercado local, mayores exportaciones de nafta y jet fuel a países vecinos y una mayor demanda de fertilizantes en el mercado local.

Los costos de downstream totalizaron US$520 millones (-1% t/t), especialmente por caída de costos medidos en dólares y menores costos de mantenimiento, ya que el 2T25 fue afectado por el paro programado en refinería La Plata. Las importaciones de combustible fueron de US$35 millones (-33% t/t), derivado de una mayor producción de nafta y gasoil en las refinerías.

Así, en el 3T25, las importaciones de combustible se mantuvieron en niveles muy bajos, representando solo 1% de las ventas totales de combustible, respecto del 3% en 2T25 y 4% en 3T24. Finalmente, las compras de crudo (intersegmento + a terceros) ascendieron a US$2.012 millones (+14% t/t), impulsado por el aumento de los niveles de procesamiento, dado el récord alcanzado en el 3T25, mientras que el 2T25 se vio afectado por el paro de mantenimiento de la refinería de La Plata.

, Redacción EconoJournal

Como era de esperar, la decisión de postergar por 15 días (hasta después de las elecciones) la presentación de ofertas en la compulsa para reconcesionar las cuatro represas del Comahue —comunicada sobre la hora apenas un día antes de la fecha de presentación de ofertas original del 23 de octubre— terminó contribuyendo a mejorar la calidad del proceso licitatorio.

Este viernes se confirmó que más jugadores locales —cuya participación estaba en duda antes de los comicios legislativos por el alto riesgo país que existía en ese momento— decidieron finalmente participar del concurso. En total, fueron nueve las ofertas que se presentaron hoy al mediodía a través de la plataforma Contrat.Ar, el portal digital de compras del Estado. Es la primera vez que una licitación de este calibre se realiza a través de un sistema digital y no por medio de sobres lacrados.

Entre las novedades que se despejaron este viernes se destaca la asociación entre dos pesos pasados del mercado local: Genneia, el mayor jugador del sector de energías renovables, que es presidido por Jorge Brito, accionista principal del Banco Macro, y Aluar, el único fabricante de aluminio del país, que es propiedad de Javier Madanes Quintanilla, que conformaron una UTE para presentar ofertas por al menos dos de las cuatro centrales hidroeléctricas de Neuquén y Río Negro (Piedra del Águila, El Chocón, Alicurá y Planicie Banderitas).

Jugadores

También se confirmó la participación de MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, que adquirió la firma Cerros Colorados SA que estaba en manos de la firma Aconcagua Energía Generación (de los accionistas Diego Trabucco y Javier Basso) y de ese modo, obtuvo la licencia técnica necesaria para presentar ofertas en la licitación. MSU Green Energy es controlante de BML Inversora SAU, que habría compulsado por otras dos centrales, según pudo reconstruir EconoJournal en base a fuentes privadas.

Una tercera novedad fue la participación de IPS Renewal SA, subsidiaria de IPS Energy, de empresarios fondeados en Guatemala, que estarían participando del proceso asociados con una compañía constructora local. Sin embargo, fuentes cercanas a la licitación indicaron que IPS Renewal tendría problemas para cumplir con uno de los requisitos técnicos de la licitación, que exigía que los oferentes tengan experiencia en operar al menos 100 megawatt (MW) de potencia hidroeléctrica en una sola represa.

Los detalles se las propuestas técnicas se conocerán recién el lunes cuando inicie una vista de ofertas durante tres días. Luego, cada oferente tendrá unos días más para observar e impugnar aspectos técnicos y legales de otros competidores.

El resto de los jugadores que se presentaron en el concurso son conocidos: la italiana Enel (que opera el Chocón), Central Puerto, el mayor generador de energía de la Argentina, que tiene como principal accionista a Guillermo Reca y desagregó sus ofertas en dos subsidiarias: la firma homónima y Central Costanera; Pampa Energía, el holding que encabeza Marcelo Mindlin; AES Argentina, que opera la central Alicurá; y Edison Energía, un nuevo holding de energía liderado por empresarios locales que presentó oferta bajo el nombre de fantasía Poseidón en honor al Dios griego del mar. El grupo está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss.

EconoJournal pudo confirmar que la mayoría de los actores presentó propuestas técnico-económicas por más de una central (el pliego autoriza a adquirir la concesión de hasta dos represas), por lo que se descuenta una disputa muy competitiva entre los jugadores están en carrera. Un escenario de este tipo era impensado dos semanas atrás, antes de que se conocieran los resultados de la elección.

Postergación

La presentación de ofertas que se realizó hoy apunta a reconcesionar por 30 años de las represas del Comahue, que representan en conjunto un 14% de la generación de energía del país.

Las represas están ubicadas en las provincias de Río Negro y Neuquén y habían sido privatizadas en 1993 por 30 años. En la licitación por las nuevas concesiones el gobierno espera ofertas por más de US$ 700 millones.

La apertura de sobres estaba prevista para el jueves 23 de octubre, antes de las elecciones legislativas. Sin embargo, a menos de 24 horas de la fecha límite prevista en el pliego finalmente el gobierno postergó de apuro el proceso para este viernes. La decisión se tomó luego de que EconoJournal revelara que la posición oficial estaba conspirando contra la presentación de más ofertas, acrecentando las chances de unos pocos jugadores.

Un aspecto particular del proceso es que por primera vez una licitación millonaria en el sector energético se realizará en la plataforma digital Contrat.Ar, el portal de compras creado por la Oficina Nacional de Contrataciones, y no mediante un sobre físico y lacrado, el mecanismo tradicional de las compulsas del Estado.

Una fuente consultada por EconoJournal destacó que «no entiendo por qué, al menos en la oferta económica, no se aceptó el proceso de entrega de sobres sellados y lacrados que se abrieran en proceso público frente a escribano con los finalmente calificados. Ahí no tenés riesgos ni sospechas de ningún tipo. Aquí, una vez que subís la oferta al sistema ni tenés idea qué pasa ni quién o quienes la pueden ver«.

, Roberto Bellato

La compañía de midstream Oleoductos del Valle (Oldelval) y Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo, inauguraron este martes un oleoducto de derivación hacia la refinería de Bahía Blanca. El nuevo ducto tiene 11 kilómetros de extensión y suma una nueva alternativa de exportación por el Océano Atlántico para la producción de Vaca Muerta. La obra demandó una inversión de más de US$ 25 millones. El oleoducto tiene 14 pulgadas de diámetro y conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la refinería de Trafigura en Bahía Blanca.

“Es una obra estratégica para el sistema de transporte de crudo del país que mejora la flexibilidad operativa y la capacidad exportadora de la cuenca Neuquina”, afirmaron las compañías en un comunicado. Y añadieron que “fue ejecutada cumpliendo los más altos estándares de seguridad y medio ambiente”.

Durante la inauguración el CEO de Oldelval, Ricardo Hosel, destacó que “esta obra comenzó a gestarse en 2020 y hoy es una realidad gracias al compromiso, la planificación y el trabajo conjunto entre el sector privado y el Estado”. También subrayó que la iniciativa “refuerza el compromiso con una cuenca integrada, competitiva y eficiente en la evacuación de crudo hacia el Atlántico”.

Por su parte, el director Comercial de Trafigura, Gerardo Zmijak, resaltó la importancia que tuvo esta obra tanto para la industria como para Bahía Blanca y subrayó el trabajo de todos los trabajadores que la hicieron posible pese a las adversidades que generó la inundación del pasado 7 de marzo. 

El acto de inauguración se realizó en la Unidad de Almacenamiento y Medición (UAM) de Oldelval. Además de además de Zmijak, por parte de Trafigura estuvieron presentes la gerente de Proyectos y Estructuración de Negocios, Cecilia Díaz de Souza, y el gerente de Gestión y Proyectos de Refinería, Paulo Carozzi.

En representación de Oldelval también participaron el gerente de Proyectos, Federico Zárate, y el Gerente de Construcciones, Mauro Cabrera. Además, participó el presidente del Consorcio de Gestión del puerto de Bahía Blanca, Santiago Mandolesi Burgos, y el secretario de Producción, Gustavo Lari, en representación del municipio.

, Redaccion EconoJournal

El desfase entre la veloz curva de avance de la Inteligencia Artificial (IA) y el ritmo de adopción de esta tecnología en la industria no convencional de la Argentina, especialmente en Vaca Muerta, fue el eje del encuentro de especialistas en tecnología e hidrocarburos sobre “Eficiencia Aplicada al Oil & Gas” organizado por la empresa de servicios especiales Calfrac, las tecnológicas AWS e Inisoft y la consultora especializada Trossero & Co.

El primer panel denominado “Innovar con datos para incrementar eficiencia en operaciones” contó con especialistas de AWS, Inisoft Global, Grondplek y Aleph Energy. La panelistas contarán los casos reales sobre modelos predictivos, IA generativa y estrategia de datos aplicada a operaciones en la industria. Un segundo abordó “Casos de Innovación & Tecnología Aplicada a Oil & Gas – Dual Fuel” con referentes de Tecpetrol, Calfrac, Eku Power Drives y QM.

La coincidencia general de los expositores subraya que si bien la IA es una herramienta clave, la curva de avance tecnológico es significativamente más rápida que la curva de adopción del sector del Oil & Gas, ya que este requiere adaptar procesos y acercar mundos entre la producción y la tecnología. En ese sentido, coincidieron en que los equipos de trabajo deben ser mixtos y que la IA funciona mejor como un copiloto o apoyo al experto, no como una solución técnica autónoma.

Extender la IA en Vaca Muerta

El objetivo central es reducir esa brecha para lograr ganancias sustanciales de eficiencia e impacto real en el negocio, para lo cual los expertos recalcaron que la IA debe apoyar los procesos de cada una de las empresas, sin proponer una solución única para toda la industria. Una de las propuestas del debate fue desarrollar un agente especializado en energía (como Gemini o Chat GPT, pero de exclusivo procesamiento con IA generativa para la industria) que requiere un proceso detallado de facilitarle información, darle instrucciones y enseñarle el entorno en el cual se va a mover, para poder generar un modelo.

Pero el debate tecnológico se da en un contexto geopolítico y económico de alta exigencia global. Daniel Dreizzen, managing director de Aleph Energy, destacó que la demanda energética no para de crecer y se está acelerando -creciendo más del 2% en 2024- con Estados Unidos como principal productor mundial tras la revolución del shale. Dreizzen alertó que la demanda eléctrica mundial crece al doble del promedio de otras energías, un 4,2%, y que la propia IA es un motor de ese aumento de consumo, cuya necesidad energética “pareciera ser casi infinita”.

“Ser exportadores de energía exige una eficiencia superlativa no solo en el upstream sino en toda la cadena de valor”, dijo el analista que identificó el capital como una de las principales restricciones en esa competencia de recursos y enfatizó la necesidad de una adopción sistémica de la IA para lograr la competitividad necesaria en proyectos que se miden a escala global.

Matías Orrico, Data and IA Specialist de AWS, enfatizó que la IA generativa requiere una base sólida de información para ser efectiva, ya que “si el dato no está bien, la respuesta es exponencialmente peor que un machine learning tradicional”. Por ello, subrayó que lo esencial es el buen gobierno de datos y la fundación de datos para asegurar que el sector pueda acceder a ellos de manera confiable para la toma de decisiones.

El especialista explicó que el caso de uso impulsa las soluciones de AWS, y que un proyecto de IA es exitoso por su repago y el beneficio para la compañía. Como ejemplo, mencionó la carga de datos de pozos para que la IA responda con lenguaje natural sus características, lo que reduce drásticamente el tiempo de análisis humano. Además, destacó la visión de la IA como asistente: “El mejor uso de la IA es de copiloto, acompañante del experto, que le permite acceder y procesar más rápido la información”. Para la implementación, recomendó contar con una plataforma de datos gobernada y un framework para abordar todos los proyectos de IA generativa.

Ganar eficiencia, impactar en el negocio

Desde la perspectiva del desarrollo e implementación, Mauro Cocco, Data Scientist de Inisoft Global, señaló que muchas empresas no iniciaron aún el camino digital y que el paso inicial es crucial para convencer a la estructura corporativa de los beneficios. “El principal desafío es romper la inercia a través de proyectos de corto alcance y grandes ganancias, donde la calidad de los datos iniciales puede ser baja, pero que permiten implementar modelos sencillos con resultados transformadores”, consideró.

El experto de Inisoft identificó que la industria petrolera está «un paso atrás» de otros sectores productivos por la amplitud de sus áreas técnicas y porque la calidad y el tipo de datos están fuertemente ligados a condiciones físicas. Enfatizó que es fundamental entender el problema en profundidad: “Mucha veces la solución basada en datos no tiene que irse necesariamente a lo complejo sino atacar de forma incremental esa solución”. Citó como caso de éxito la optimización del monitoreo en la etapa de flowbacks para la detección temprana de alarmas en la degradación de orificios, un incidente poco usual pero “carísimo” en pérdidas económicas y operativas.

Por su parte, Tomás Chernoff, CTO & Co-founder de Grandplek, abordó el concepto desde la tecnología de manufactura avanzada, en particular la impresión 3D metálica. Chernoff explicó que “la industria está integrando soluciones de IA en el diseño de piezas de alta criticidad, lo que se conoce como diseño paramétrico o diseño orgánico generativo. Esta metodología utiliza el análisis de datos e IA para generar modelos de fabricación con eficiencias que no parecen mecánicas”.

El especialista de Grandplek destacó que “el potencial de esta fusión para la industria es hackear la forma que se pueden obtener las piezas” y permite abordar el proceso interactivo de diseño sin producción local. La implementación requiere superar las barreras de ensayos y calidad, aprovechando la analogía de datos de otros mercados más maduros. Finalmente, proyectó el mediano y largo plazo del sector: “El futuro es encontrar una manera de calidad y procesos bajo estándares y pasar las barreras de ensayos y de datos válidos”.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de los Estados Unidos rechazó en inusuales y duros términos la propuesta de Gunvor de comprar los activos que la petrolera rusa Lukoil posee fuera de Rusia. Gunvor, uno de los principales traders de commodities del mundo con asiento en Suiza, esperaba obtener el aval regulatorio estadounidense, pero se encontró en la tarde de este jueves con la negativa del Departamento del Tesoro, que inclusive calificó a la empresa suiza de ser un «títere del Kremlin».

Gunvor había alcanzado la semana pasada un acuerdo con Lukoil para adquirir sus activos fuera de Rusia, que incluyen principalmente operaciones de upstream, refinerías y estaciones de servicio.

En Latinoamérica, Lukoil solamente tiene activos en upstream en México, sector en donde también tienen presencia empresas con asiento en la Argentina como Pan American Energy (PAE) y Vista. Gunvor había sugerido que podría desprenderse de los activos de Lukoil en exploración y producción, que en México incluyen hidrocarburos offshore y un proyecto no convencional.

Lukoil, la segunda petrolera más importante de Rusia, había puesto a la venta sus activos en el extranjero pocos días después de que la administración de Donald Trump anunciara sanciones económicas contra ella y contra Rosneft.

Sin embargo, en la tarde de este jueves, el Departamento del Tesoro sepultó con unos términos inusualmente duros cualquier posibilidad de aprobar la operación y vinculó directamente a la empresa suiza con el esquema de poder del presidente de Rusia, Vladimir Putin.

Gunvor, un «títere de Putin»

«El presidente Trump ha sido claro en que la guerra debe terminar de inmediato. Mientras Putin continúe con los asesinatos sin sentido, el títere del Kremlin, Gunvor, nunca obtendrá una licencia para operar y obtener ganancias», publicó el Tesoro en su cuenta oficial en la red X.

Desde Gunvor rechazaron esa calificación y anunciaron que retiraban la oferta. «La declaración del Departamento del Tesoro es fundamentalmente errónea y falsa», declaró Seth Pietras, portavoz de Gunvor, al medio estadounidense Politico.

Historial con Rusia

En la decisión del gobierno estadounidense probablemente haya pesado el historial particular entre Gunvor y Rusia. La compañía suiza especializada en la comercialización de commodities es uno de los principales comercializadores de petróleo crudo y combustibles originados en Rusia.

Gunvor Group fue fundado en el 2000 por el empresario suizo Torbjörn Törnqvist y por el empresario ruso Gennady Timchenko. El empresario ruso vendió el 43% de las acciones que tenía en Gunvor en 2014, pocos días antes de ser sancionado por el gobierno estadounidense tras la anexión de Crimea por parte de Rusia y debido a su ascendencia en el sector energético ruso y sus vínculos con Putin.

Törnqvist, el CEO y propietario del 85% de las acciones de Gunvor, había asegurado esta semana que el acuerdo con Lukoil no incluía ninguna claúsula de eventual reventa de los activos a la empresa rusa.

La operación hubiera representado un salto significativo para Gunvor en el negocio del comercio global de hidrocarburos. A diferencia de sus rivales como Trafigura y Vitol, el negocio de la empresa suiza es casi exclusivamente de compra, venta y transporte de commodities. Lukoil produce petróleo crudo fuera de Rusia equivalente a la producción de un país como Ecuador, que está cercana a los 500.000 barriles por día.

Lukoil en México

Lukoil es un jugador con operaciones relevantes en Europa del Este, Asia Central e inclusive en los EE.UU. Su presencia en Latinoamérica es comparativamente inferior: solo posee activos en upstream offshore y un proyecto no convencional en México. Antes del rechazo de EE.UU., el líder de Gunvor había sugerido que se desprendería de algunos de los activos de Lukoil en exploración y producción de hidrocarburos, ya que el interés central estaba en los activos relacionados con la comercialización en las áreas de refinación y distribución de combustibles.

La empresa rusa posee el 75% de Petrolera de Amatitlán, que tiene firmado con la petrolera estatal PEMEX un Contrato Integral de Exploración y Producción (CIEP) para desarrollar un bloque en Amatitlán, un campo de petróleo no convencional ubicado en los estados de Veracruz y Puebla.

Pero la principal presencia de Lukoil en México está en el offshore. Lukoil es propietaria del 50% y operadora del bloque 4 en los campos de aguas someras Ichalkil y Pokoch, en donde está produciendo 8000 barriles de petróleo y 15 millones de pies cúbicos de gas natural asociado diarios. El restante 50% pertenece a Petrobal, petrolera adquirida el año pasado por el grupo Carso del empresario Carlos Slim.

La petrolera rusa también participa en bloques en fase de exploración en aguas someras. Junto a la petrolera italiana Eni son propietarias del bloque 12, teniendo Lukoil el 60% de la participación y siendo la operadora del mismo. En 2021 anunció el descubrimiento de aproximadamente 250 millones de barriles en la estructura Yoti West del bloque. Lukoil además posee una participación del 20% en el bloque 10 y del 25% en el bloque 28, ambos operados por Eni. Eni ha realizado varios descubrimientos en el bloque 10.

Petróleo y gas en México

Los contratos CIEP tienen origen en la reforma energética del ex presidente Enrique Peña Nieto que habilitó el ingreso del capital privado en la exploración y producción de hidrocarburos en México, terminando con el monopolio de PEMEX. Fue a raíz de esta reforma que Lukoil y demás petroleras extranjeras como PAE ingresaron en el upstream mexicano.

PEMEX subrayó en su plan estratégico 2025-2035 que la última estimación oficial arroja un volumen de 113 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos. De ese total, el 57% se encuentra en plays no convencionales y el 21% en el Golfo de México. Durante el periodo 2019-2023, la producción de líquidos y gas fue ascendente, resultado de la incorporación de nuevos desarrollos productivos que revirtieron años de declinación previa.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos de México estima que solo el campo Amatitlán, que integra la formación no convencional Chicontepec, posee 4200 millones de barriles de petróleo crudo y 3,33 mil millones de pies cúbicos de gas natural.

, Nicolás Deza

La Embajada de Canadá en Argentina y la Cámara de Comercio Argentino Canadiense (CCAC) realizarán del seminario internacional “De Alberta a Mendoza, Gestionando la Complejidad de los Campos Maduros”. La jornada se llevará a cabo el lunes 17 de noviembre a las 9 horas en el Diplomatic Hotel, en la ciudad de Mendoza, y estará destinado a operadoras y proveedores del sector energético.

El encuentro reunirá a especialistas y compañías líderes de la provincia canadiense de Alberta, una de las regiones más avanzadas del mundo en gestión de campos maduros y tecnologías para la optimización de producción. Durante la jornada de la mañana se desarrollará el seminario técnico, mientras que por la tarde se llevará a cabo una ronda de negocios entre empresas locales y la delegación canadiense.

Seminario

La misión empresarial está integrada por compañías innovadoras interesadas en explorar oportunidades de asociación, transferencia tecnológica, provisión de servicios, capacitación y desarrollo conjunto con actores de la industria argentina.

Entre las empresas participantes se destacan:

Adaga Solutions: soluciones para perforación, completamiento y análisis en tiempo real (ePerform, eReport, eStream, eSteering).

Brace Tool: fabricante de herramientas de control de flujo, presión y accesorios wireline/slickline para operaciones de fondo de pozo.

Cognitive Systems: monitoreo de condición, automatización y control de maquinaria eléctrica rotativa.

Computer Modelling Group (CMG): líder mundial en simulación avanzada de yacimientos y análisis geocientífico.

DataCan Services: diseño, fabricación y servicio de herramientas de medición de presión y temperatura para fondo de pozo y superficie.

Lateral Completions: especialista en tecnologías solubles para terminación de pozos, como dissolvable frac plugs.

SAIT (Southern Alberta Institute of Technology): instituto politécnico con programas de capacitación técnica a medida para la industria energética.

SSI Artificial Lift: equipos inteligentes de artificial lifting para optimizar la producción sin detener la operación.

Team Snubbing: operador global de equipos de snubbing y control de presión para reacondicionamiento seguro y eficiente de pozos.

Validere: plataforma tecnológica para gestión de datos, calidad de fluidos y monitoreo ambiental, incluyendo emisiones de alcance 1, 2 y 3.

El encuentro representa una oportunidad estratégica para fortalecer los lazos entre Canadá y Argentina en materia de energía, innovación y sostenibilidad, y promover la colaboración entre ambos ecosistemas industriales.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno publicó el lunes la resolución 434/25 donde se establecen una serie de pautas sobre como se comenzará a aplicar la reforma eléctrica, que se puso en marcha a comienzos de mes. Pese a que se había adelantado que los hogares pagarían el costo de generación real de la energía, el gobierno incorporó un subsidio que abarata ese monto un 12%. Además, la norma establece que las industrias (Grandes Usuarios de la Distribución -GUDIs-) abonarán la energía un 15% más barata que los hogares durante el verano, mientras que en el invierno tendrán que desembolsar un monto mayor.

La resolución de la Secretaría de Energía aprueba la Programación Estacional de Verano Definitiva para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que tendrá vigencia entre el 1° de noviembre y el 30 de abril de 2026. Es la primera medida que publica la cartera a cargo de María Tettamanti después de la resolución 400, que es la que puso proa hacia la reforma del mercado eléctrico mayorista.

En rigor, los lineamientos de la reforma eléctrica que fijó la resolución publicada el 21 de octubre preveía que los usuarios residenciales empiecen a pagar a partir del 1° de noviembre el precio de la energía promedio que se desprende de todos los contratos PPA (Power Purchase Agreement) que tienen las generadoras con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrica mayorista.

Se trata de los proyectos de generación bajo las resoluciones 21, 287, 220, las plantas de energía renovable del Programa RenovAr, los complejos hidroeléctricos nacionales (represas del Comahue, entre otras) y binacionales (Yacyretá y Salto Grande) y las plantas de energía nuclear. El precio mayorista promedio que surge de esta generación es de 66.374 pesos por MW por hora ($/MWh) en el horario pico.

Sin embargo, para amortiguar el impacto en las facturas, el gobierno decidió no aplicar el precio previsto por la reforma eléctrica, que hubiera implicado un aumento de más de 10% en las tarifas finales, y establecer que los hogares abonen 58.231 $/MWh. Este monto implica una reducción de 8.143 pesos (12%) en el Precio Estabilizado de la Energía y fue establecido por la cartera energética de manera discrecional ya que no corresponde a ningún costo de generación real.

Tarifas

El Anexo IV de la resolución 434/25 establece los precio de referencia de la energía sin subsidio, tal como prevé la reforma eléctrica. Sin embargo, el Anexo I tiene los precios con subsidios las empresas deben cargar en los cuadros tarifarios. Esa diferencia surge porque el gobierno decidió finalmente evitar un salto brusco en las tarifas y aplicar una suba más lenta de las facturas eléctricas. En otras palabras, la reforma eléctrica implicaba una quita de subsidios mayor a la que el propio gobierno estaba dispuesto a aplicar a partir de noviembre.

La Secretaría de Energía continuará estableciendo subas mensuales menores, que están previstas por la resolución 36, que establece un sendero decreciente en los subsidios hasta que en diciembre un hogar N2 (ingresos bajos) tenga un descuento en la factura de un 65% y un usuario N3 (ingresos medios) tenga un 50% de subsidios sobre el precio estacional de la energía. Lo más probable es que en febrero el gobierno establezca un nuevo sendero de quita gradual de subsidios para el 2026.

Industrias

La resolución 434/25 también fijó el precio de la electricidad para las industrias y grandes comercios, que se denominan GUDIs. La decisión del gobierno generó que la energía sea más barata para los Grandes Usuarios de Distribución que para los hogares, cuando siempre ocurrió lo contrario. En los hechos, si los usuarios residenciales pagarán durante el próximo verano 58.281 $/MWh, la resolución establece que las industrias paguen en el mismo período 49.496 $/MWh. Es decir, un precio 15% más bajo.

Esto es así porque los GUDIs se abastecen con la energía generada por máquinas viejas (como se conoce en la jerga) del mercado spot. Estas máquinas en el verano funcionan con gas natural, que es más barato porque hay mucha más oferta entre diciembre y abril por la estacionalidad en el consumo que tiene el país. En el invierno esta relación de precios se invertirá y va a ser más barata la energía para los hogares.

En el parque de generación de energía están las plantas que tienen contratos en dólares, que son inversiones que se hicieron en los últimos 10 años y las compañías las tienen que repagar también con un precio en dólares. También hay centrales de generación que tienen más de 15 o 20 años y el Estado las remunera con un esquema que se llama Costo Plus, que también se la conoce como potencia viaja.

Pedido de las empresas

Las distribuidoras advirtieron que un aspecto clave sobre el precio de la energía y el nivel de subsidios para los hogares estaba redactado de manera ambigua en la resolución 434/25. Fuentes del sector confirmaron a EconoJournal que, luego de una reunión con funcionarios de la cartera energética y las distribuidoras eléctricas, el gobierno emitirá una nota para aclarar la redacción.

Las distribuidoras objetaron el párrafo del Anexo I que afirma que “los Precios Estacionales de la Energía aquí consignados incluyen las bonificaciones determinadas por la Secretaría de Energía, como Autoridad de Aplicación del Decreto N° 465/24 y normas reglamentarias y complementarias”.

Los abogados de las empresas de distribución afirman que la redacción da a entender que el precio estacional de 58.281 $/MWh ya incluye las bonificaciones para los N2 y N3. Por lo tanto, ese sería el valor que también deberían pagar los sectores de ingresos medios y bajos. Sin embargo, en el gobierno dejaron claro que eso no es así y que a ese monto se le aplicará la bonificación. Eso es lo que van a precisar en la nota aclaratoria.

, Roberto Bellato

Cerro Vanguardia comenzó a producir oro y plata en 1998. El plan original proyectaba para la mina una vida útil de alrededor de 10 años porque en la etapa de factibilidad se conocía un número limitado de vetas auríferas. Sin embargo, las campañas de exploración permitieron identificar nuevas vetas y extensiones y las mejoras tecnológicas incrementaron la productividad. Esa situación llevó a recalcular las reservas y extender varias veces la vida útil del emprendimiento. La mina ya lleva 27 años en producción –en junio de 1998 comenzó a producir y en septiembre realizó la primera colada– y AngloGold Ashanti trabaja para extender de nuevo su vida útil con el proyecto Michelle, mientras avanza con el plan de cierre.  

Cerro Vanguardia está ubicada en el norte de Santa Cruz, a 150 kilómetros de San Julián. Desde sus inicios lleva acumulados 130 pits, tal como se conoce en la jerga al tajo o excavación a cielo abierto desde donde se extrae el mineral. En la actualidad tiene 10 pits activos y 9 minas subterráneas en operación.

El record de producción se registró en 2017/2018 cuando la mina alcanzó 300 mil onzas de oro y cerca de 7 millones de onzas de plata. En esos años la ley promedio de oro, como se denomina en la jerga a la concentración de metal en la roca, estuvo en torno a los 6,5 gramos por tonelada y ahora ese valor cayó a unos 3 gramos.

La ley baja no significa que la mina esté agotada, sino que ya se extrajeron las zonas con mayor concentración de oro y ahora la operación se sostiene a partir del descubrimiento de nuevas vetas, mejoras en recuperación metalúrgica –el proceso que permite extraer el oro de la piedra– y minería subterránea más selectiva.

Proyecto Michelle

La vida útil de Cerro Vanguardia está prevista actualmente hasta 2028, pero la empresa busca extender ese horizonte con el proyecto Michelle, un nuevo sector del mismo distrito minero. No es una mina nueva separada, sino una ampliación de zonas mineralizadas que se planea incorporar a la mina subterránea.

Si bien Michelle está dentro del mismo distrito geológico –el Macizo del Deseado— no era originalmente propiedad de la empresa Cerro Vanguardia. A fines de 2024 se lo adquirieron a la minera Don Nicolás. “En septiembre comenzamos los trabajos de exploración y en función de los resultados que dé la geología vamos a determinar cuál es el volumen, cuánta ley tiene y cuánto podremos llegar a extender a la vida útil de Cerro Vanguardia”, destacó a EconoJournal Agustín Del Castillo, gerente de Relaciones Institucionales de la compañía.

Cierre de mina

Al mismo tiempo que busca extender su vida útil, Cerro Vanguardia avanza con el plan de cierre de la mina. Aunque parezca contradictorio, los dos procesos ocurren en paralelo en la minería moderna. La ley exige que toda mina tenga un plan de cierre desde el día que inicia. Es decir, aunque la empresa siga operando, debe tener previsto cómo desarmar, remediar y restaurar el sitio cuando concluya su actividad. El plan de cierre se va actualizando en cada etapa, justamente para que la remediación no quede improvisada al final.

“Santa Cruz es la única provincia que tiene una ley de cierre de minas. Lo que se debe ir haciendo son presentaciones parciales cada dos años. Nosotros fuimos dando todos los pasos para que nos aprueben la quinta versión y empezamos a trabajar en la sexta. La ley te ordena y te da un norte para seguir”, señaló Del Castillo.

Como parte del plan de cierre, se va trabajando en distintos objetivos como reforestar determinadas áreas o armar un talud alrededor de un pit para que no pasen los animales.

La Agencia de Desarrollo de Puerto San Julián también cumple un rol clave porque se ocupa de promover el desarrollo económico local y diversificar la matriz productiva de la zona, que depende fuertemente de la minería. Es una entidad mixta financiada por Cerro Vanguardia que realiza cursos de capacitación y formación, otorga créditos para emprendedores y financia proyectos dentro de la comunidad, en infraestructura, salud, educación, deporte y cultura. “Continuamos trabajando para que la gente se forme y empiece a pensar en un escenario de posminería. Atado a esto, también están los créditos que otorga la agencia para los emprendedores que presenten un proyecto”, concluyó Del Castillo.

, Fernando Krakowiak

Pluspetrol, la petrolera independiente argentina, llevó a cabo el Foro de Contratistas de Argentina en la ciudad de Neuquén, con el objetivo de fortalecer la gestión conjunta. Se trata de un espacio de reflexión, alineación y trabajo conjunto.

Este evento forma parte de una serie de Foros que la compañía organiza periódicamente con sus contratistas, con una versión local que esperamos repetir anualmente en la Argentina.

Participación y objetivos del foro

En esta edición, se invitó a 15 principales contratistas de las áreas de Operación, Mantenimiento, Drilling & Completion y Facilities que brindan servicios en sus activos.

El propósito de esta jornada fue generar diálogos constructivos en torno a la seguridad de las operaciones, identificado los principales desafíos, fortalezas y oportunidades de mejora, y finalmente estableciendo líneas de acción vinculadas a temas clave como el Liderazgo para la Gestión de Riesgos, la Disciplina Operacional y las Competencias de los equipos de trabajo.

“Este espacio refleja el compromiso de la compañía con la de Seguridad de Procesos.  Más de 60 personas, incluido el Country Manager de Pluspetrol Argentina, unidos por un objetivo común: alcanzar, garantizar y construir juntos un crecimiento seguro y sostenible a largo plazo”, indicaron desde la empresa.

Producción

Pluspetrol tiene presencia en la Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo-, en Perú, lugar en el que se ubica como el primer productor de gas y de petróleo–, en Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.

Este año se convirtió en el principal exportador de gas hacia Uruguay a partir de la comercialización de gas extraído en Vaca Muerta. La compañía controlada por accionistas locales es la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino.

, Redaccion EconoJournal

AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores, una empresa de ingeniería que reúne a un equipo profesional interdisciplinario que concretó más de 400 estudios y proyectos en 40 países de todo el mundo, presentó su libro “AC&A 25 años”, en el cual resumen su trayectoria y sus principales trabajos, que siempre tuvieron la calidad, la innovación y la sustentabilidad integral como denominadores comunes.

La actividad de la empresa, fundada en 1999, abarca todas las etapas de un proyecto de infraestructura, desde el planeamiento, los estudios económicos y de factibilidad; el diseño conceptual y de detalle y las tareas de inspección y gerenciamiento de proyectos y construcción, la gestión de activos de infraestructura y la gestión social y ambiental, en áreas claves como autopistas, ferrocarriles, sistemas de transporte público, sistemas urbanos, transporte sostenible, puertos y vías navegables, aeropuertos e infraestructuras asociadas a oil & gas, energías renovables y minería.

Ingeniería

“AC&A no es solamente un logro personal, sino fundamentalmente la construcción colectiva de todos los profesionales y colaboradores que a lo largo de estos años han participado y siguen participando en nuestros equipos de estudios y proyectos en decenas de países del mundo, abordando los retos de un mercado cada vez más diverso y complejo. Este enfoque nos permite continuar evolucionando con nuevas metodologías e ideas aplicados a casos de éxito, algunas de las cuales han sido patentadas para mostrar su originalidad. Nuestros clientes públicos, privados, nacionales y multilaterales nos confían sus proyectos, lo cual constituye nuestra mejor carta de presentación: somos personas innovando para personas “, resumió el Ingeniero Roberto Agosta, fundador y presidente de AC&A.

El libro

La presentación del libro estuvo a cargo del propio Roberto Agosta, en diálogo con el Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; Sergio Berensztein, consultor y analista político; y el economista Juan Carlos De Pablo. Del encuentro participaron además los directores de AC&A Bruno Agosta, Maximiliano Roca y Juan Pablo Martínez, personalidades de la academia, la industria y la profesión, miembros de la Academia Nacional de Ingeniería y un grupo importante de colaboradores del plantel profesional de AC&A de todas las épocas.

Proyectos

Entre los últimos proyectos de AC&A se destacan el Masterplan de Infraestructura en la Región de Vaca Muerta y el armado de una Oficina de Gerencia de Proyecto (PMO) para el denominado Anillo Añelo que implementará importantes innovaciones en mecanismos de licitación y contratación de obras y permitirá reducir la congestión, mejorar la seguridad vial y agilizar el transporte de pasajeros y de carga en una ruta clave de la región. En la región se ha avanzado en el gerenciamiento de la Línea 1 del Tren del Pacífico, entre los municipios de Acajutla y San Salvador y se ha iniciado un nuevo proyecto en Chile como Inspector Técnico de Obras (ITO) en la etapa de obras provisorias para la ampliación del Puerto Terrestre Los Andes.

AC&A está certificada bajo normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001 y a lo largo de sus 25 años de vida, siempre se destacó por un espíritu innovador y vanguardista que le permitió incorporar la últimas tecnologías en el desarrollo de los diversos proyectos. Por ejemplo, en el área de gestión de activos viales, se desarrolló en el año 2021 el software Intelligent Pavement Vision (IPV) que permite el reconocimiento automático de fallas aplicando técnicas de machine learning e IA.

En la Argentina, AC&A ha desarrollado el Plan Estratégico para la Expansión de la Red de Subterráneos de Buenos Aires, los servicios de inspección de obra del Paseo del Bajo, el estudio de factibilidad del túnel de Las Leñas entre Argentina y Chile, el proyecto de la ruta del Bañado de la Estrella en Formosa, el proyecto de varios sistemas de tipo Metrobús, además de numerosas auditorías y proyectos viales, ferroviarios, portuarios y aeroportuarios.

Fuera del país, AC&A cuenta con oficinas en Miami, Santiago de Chile, Santo Domingo y Bogotá y realiza estudios, proyectos y gestiones técnicas y comerciales en toda América Latina y el Caribe, en Estados Unidos, y en diversos países de Europa, África y Asia.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) estuvo presente en el “Argentina Commodity Insights Briefing 2025”, organizado por S&P Global Commodity Insights. Este encuentro reunió a destacados representantes del sector energético, productores de oil & gas, comercializadores, petroquímicos y financieros para discutir las perspectivas de la industria y los retos que enfrenta el desarrollo y la transición energética en Argentina y la región.

El evento tuvo lugar en el Sheraton Buenos Aires Hotel y contó con la participación de analistas internacionales, ejecutivos de empresas líderes y autoridades del sector público. Juntos, debatieron sobre la evolución de los mercados de petróleo, gas y combustibles, así como las oportunidades que presenta el desarrollo de Vaca Muerta y su conexión con la industria química y petroquímica nacional.

El gas natural y la petroquímica

Durante su intervención, el Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®, ofreció la ponencia titulada “El gas natural como vector de desarrollo industrial: de Vaca Muerta a la petroquímica argentina”. En su presentación, destacó el enorme potencial del país para convertir sus recursos energéticos en productos de alto valor agregado, lo que podría generar empleo calificado, aumentar las exportaciones y fomentar un crecimiento sostenible.

En su presentación, y ante la consulta del moderador sobre la situación del sector químico y petroquímico en Argentina, el Ing. de Zavaleta señaló que la situación en general no escapa al panorama de la industria en su conjunto. A su vez, explicó que los productos químicos abastecen prácticamente todas las cadenas de valor, por lo que su volumen de actividad fluctúa según el desempeño de cada una de ellas. Asimismo, indicó que la sobreoferta de productos a nivel global ha comprimido los precios, afectando la rentabilidad del sector.

Sin embargo, destacó un dato prometedor: la potencial disponibilidad de gas natural y de líquidos de gas natural (NGLs) en forma abundante y competitiva, lo que permite ser muy optimistas respecto de su monetización de estos a través del agregado de valor que aporta la industria petroquímica. En ese sentido, mencionó que la evolución del sector seguiría la misma tendencia que en Estados Unidos, con el desarrollo de los no convencionales que redundó en mayores exportaciones de petróleo, GNL y líquidos de gas natural (etano, propano y butano), junto con una notable expansión de la industria petroquímica.

Mercado energético global

A lo largo de la jornada, los diferentes paneles discutieron la dinámica actual del mercado energético global, regional y de Argentina, las proyecciones de inversión en exploración y producción, el desarrollo del gas natural licuado (GNL), las oportunidades en líquidos del gas natural (LGN) y las estrategias de refinación y downstream. También se examinaron los avances tecnológicos y regulatorios necesarios para fortalecer un sector más competitivo y resiliente ante los desafíos globales de la descarbonización.

La participación de la CIQyP® en este encuentro reafirma su compromiso con la promoción de la sostenibilidad, la eficiencia energética y la colaboración entre el sector público y privado, pilares fundamentales para el desarrollo de una industria química y petroquímica moderna, integrada y alineada con los objetivos de transición energética del país.

, Redaccion EconoJournal

La política energética de Bolivia tomará un nuevo rumbo a partir del resultado de la primera vuelta en las elecciones presidenciales celebradas el último domingo. Entre las prioridades estarán la urgencia por resolver el crónico desabastecimiento de combustibles y la necesidad de reactivar la inversión privada en exploración de gas natural, según lo expuesto por el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Ríos. «Haga lo que se haga vamos a necesitar gas argentino por un tiempo», advirtió Ríos en un diálogo con EconoJournal.

El resultado del domingo marcó un punto final para la hegemonía política construida por los espacios de izquierda en los últimos 20 años bajo el liderazgo de Evo Morales. La interna por el liderazgo entre el ex presidente y el presidente Luis Arce y la crisis económica se conjugaron para detonar las posibilidades electorales del Movimiento al Socialismo (MAS).

El senador y candidato del Partido Demócrata Cristiano, Rodrigo Paz Pereira, Rodrigo Paz se consagró como ganador con el 32,14% de los votos. A pesar de su victoria, los resultados no fueron suficientes y deberá ir a balotaje contra el ex presidente y candidato del Partido del Jorge “Tuto” Quiroga, quien quedó segundo con el 26,81%. El tercer puesto fue ocupado por el empresario Samuel Doria Medina, de la alianza Unidad, con el 19,86%. Muy lejos quedó el candidato del oficialismo por el MAS-IPSP, Eduardo del Castillo, con el 3,16% de los votos.

Los espacios de derecha liderados por Rodrigo Paz Pereira y Jorge “Tuto” Quiroga Ramírez competirán en el balotaje previsto para el 19 de octubre con dos certezas. La primera es una nueva composición del Congreso que será presumiblemente favorable para la introducción de reformas. La segunda es la aguda necesidad de enfrentar el desabastecimiento de productos en general pero especialmente de combustibles.

Subsidios, YPFB y gas argentino

El ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia y actual director d ela consultora Gas Energy Latin America analizó cuáles serán las prioridades de un próximo gobierno y la perspectiva que se abre en la política energética boliviana. «Los tres espacios más liberales, de apertura mercado, tienen la mayoría tanto en diputados como en senadores. Van a tener que pactar estas tres fuerzas opositoras en el parlamento para aprobar leyes muy importantes como la ley de litio, una nueva ley de hidrocarburos, una nueva ley de minería», apuntó Ríos.

–¿Cuáles son los temas urgentes a atender en el plano energético para un próximo gobierno?

-El primer tema que tienen que abordar es cómo abastecer el país. Diría que el 30% del país está desabastecido desde hace varios meses. Luego ver el tema de los subsidios y después ver también cómo se detona nueva exploración para que podamos producir más hidrocarburos en tres o cuatro años más. Es un proceso lento, pero mientras tanto hay que abrir también a la importación privada, a facilitar almacenaje, dar en concesión almacenaje para que los privados puedan importar gasolina, diésel y GLP. También comenzar a negociar con Argentina cómo vamos a hacer para el tránsito de gas y además importar gas natural en Argentina, porque haga lo que se haga vamos a necesitar gas argentino por un tiempo.

-¿Qué puntos de acuerdo en el plano energético observa entre los principales espacios que van a competir en el balotage?

Básicamente, reducir el tamaño del aparato público, dejar a un lado las empresas estatales. No sé bajo qué forma, algunos hablan de concesiones, otros hablan de riesgo compartido. Pero hay unas doscientas empresas, incluyendo las grandes como YPFB, que pueden hacerse por unidades de negocio, de dejar que el Estado opere esas unidades y sea el sector privado el que las haga sin necesidad de llegar a una privatización. El segundo campo que vemos es definitivamente generar condiciones para que el sector privado venga a operar estas concesiones y también tal vez hacer nuevas inversiones, principalmente en las áreas de recursos naturales. Ahí vienen también reformas a la justicia, varias cosas que que van a necesitar dos tercios en el Congreso, pero inicialmente para prorrogar pagos que se debe por la deuda internacional, contraer nueva deuda con FMI. Será muy importante que estos tres líderes de la oposición estén de acuerdo y se pueda darle viabilidad y sostener al país en una etapa de transición que no va a ser fácil.

-En esa etapa de transición estará el tema de los subsidios a los combustibles. ¿Qué medidas podrían tomar?

Los dos están claramente conscientes de que hay que quitar los subsidios gradualmente. No han dicho la forma específica porque seguramente la van a analizar en la segunda vuelta, y los dos prevén traer plata inicial para abastecer el país unos meses hasta que se vayan quitando los subsidios y la economía se vaya ordenando gradualmente. Hoy hay aproximadamente 2500 millones de dólares que el gobierno ha confiscado a los bolivianos. El grueso de la población boliviana sabe que tiene que venir un ajuste a la subvención de los hidrocarburos. Sabe que va a tener que haber préstamos internacionales y que hacer algunos ajustes fuertes en la economía, como recortes fiscales. No va a ser fácil y requiere un equilibrio muy grande entre lo que se puede hacer para mejorar las condiciones y lo que realmente pase en la calle. La ventaja de Bolivia es que es un país chico, que necesita poca plata para reactivarlo y no es un país violento. La violencia en Bolivia es muy escasa y siempre resolvemos nuestros problemas en el diálogo político o protestando en las calles, pero sin una extrema violencia.

-¿Cuánto esta gastando Bolivia en materia de subsidios a la energía?

En el 2026 vamos a necesitar importar aproximadamente 3200 millones de dólares en gasolina y GLP. Sobre eso, si hablamos en término de dólares, diría que el subsidio está bordeando el cincuenta por ciento. Entonces, habrá una subvención para el próximo año de más o menos 1600 millones de dólares. Eso sí estabilizo el tipo de cambio, ya que la moneda boliviana se siguió devaluando en los últimos meses del presidente Arce. Hay que estabilizar el tipo de cambio, es súper importante para cualquier reforma que se quiera hacer, quitar subsidios y atraer inversiones.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía recibió este martes ofertas competitivas y podría adjudicar más de los 500 MW que había previsto inicialmente en la licitación AlmaGBA, la iniciativa destinada a instalar grandes unidades de almacenamiento de energía eléctrica para reforzar el sistema del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La compañía que presentó los precios más competitivos fue Central Puerto, que seguramente se adjudicará dos proyectos, al igual que MSU Energy, Genneia y Coral Energía, una empresa controlada por el grupo Corven.

El pliego licitatorio diseñado por Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), establecía un precio de referencia de US$ 15.000 dólares por MW por mes (US$/MW por mes). En base a eso, el gobierno quería adjudicar 500 MW de almacenamiento a empresas que presenten precios inferiores al 94% de ese valor; es decir, unos US$ 14.100. Como se presentaron varios proyectos por debajo de ese precio, el gobierno podría adjudicar una mayor cantidad de proyectos —medidos en MW— que la prevista inicialmente.

La Secretaría de Energía realizó este martes la apertura de los sobres con las ofertas económicas de AlmaGBA. En total, fueron seleccionadas siete ofertas de las 27 que se habían presentado en la licitación pública.

Fuente: Ayres Renewables

Según un informe elaborado por la consultora Ayres Renewables, que dirige Diego Werner, Central Puerto presentó las ofertas más competivas con dos proyectos; uno por 150 megawatts (MW), con un valor ofertado de 10.161 (US$/MW por mes); y otro por 55 MW en cabeza de Central Costanera —también controlada por Central Puerto—, por 11.147 dólares. Más atrás se ubicaron MSU Green Energy, que presentó una propuesta económica por 11.290 (US$/MW por mes) por un proyecto de 150 MW; y Eólica del Sur, con 11.461 dólares. La intención del gobierno es oficializar a los ganadores del proceso licitatorio el próximo 5 de septiembre.

La iniciativa

En la licitación se habían presentado 15 empresas con 27 ofertas por un total de 1.347 megawatts (MW). Las compañías que más potencia habían ofertado eran MSU Green Energy con 330 MW, Genneia con 170 MW, Central Puerto 150 MW y Sullair Argentina con 144 MW.

La licitación era por un total de hasta 500 MW de potencia de centrales de almacenamiento a fin de para reforzar los nodos críticos del sistema de Edesur y Edenor. Finalmente, la potencia a adjudicar en total fue de 517 MW.

El precio máximo por mes quedó en 12.400 (US$/MW por mes), el precio promedio ponderado en 11.336 (US$/MW por mes), y el precio mínimo en 10.161 (US$/MW por mes). El valor máximo de adjudicación es inferior a los US$ 18.000 dólares que preveía la licitación TerConf que había lanzado la gestión anterior para para sumar generación. Para el área de concesión de Edenor habrá una potencia total de 440 MW y 77 MW serán para Edesur.

El objetivo

Esta iniciativa del gobierno va en línea con el objetivo de reconstituir el funcionamiento del MEM. Esto es así ya que lo que se busca es propiciar la recontractualización entre privados, es decir, distribuidoras y generadoras.

Los contratos de AlmaGBA se llevarán a cabo directamente con las distribuidoras y contarán con el respaldo de Cammesa como garante. En términos reales, la licitación marca un cambio de paradigma puesto que ahora Cammesa ya no será el offtaker (comprador).

, Loana Tejero

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmó este martes un Memorando de Entendimiento con el gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, para revertir la cesión de las 7 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia. La salida de la petrolera controlada por el Estado Nacional es parte del plan destinado a concentrar su actividad en Vaca Muerta.

“Quiero agradecer al gobernador de Tierra del Fuego por este acuerdo que es un paso importante para potenciar la producción de hidrocarburos en la provincia, al mismo tiempo que nos da la posibilidad de seguir concentrando los esfuerzos de la compañía en el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Marín. Las áreas que revierte son Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego Fracción A, B, C, D y E.

Mediante este MOU, las partes se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Terra Ignis, la empresa provincial de energía creada en junio de 2022 por la Legislatura local, que hasta el momento no opera ningún área.

“Terra Ignis, hasta ahora, es la operadora, pero queremos saber quién es su socio en este proyecto. No se trata de una desesperación, pero sí tenemos ansiedad por conocer a esa empresa y dialogar con ellos para poder informar a los trabajadores con claridad”, aseguró a mediados del mes pasado el secretario general del gremio de petroleros privados, Luis Sosa, luego de mantener una reunión con representantes de YPF y Terra Ignis. En una entrevista con Aire Libre FM también manifestó su preocupación por los puestos de trabajo. “Son entre 450 y 500 trabajadores, contando personal directo de YPF y contratistas. Queremos que todos ellos mantengan sus puestos en el nuevo esquema con Terra Ignis y su socio”, declaró.

–¿Desde YPF o Terra Ignis les comunicaron qué pasará con los trabajadores?, le preguntaron.

–No. No dijeron nada concreto. Pero conocemos cómo se mueve YPF. Estamos atentos, cualquier cosa que ocurra en el campo nos llega. También estamos en contacto con gente de YPF en Buenos Aires.

–¿Hay riesgo de despidos masivos?

–No hablaron de eso. Lo que sabemos es que ofrecen arreglos con el 120% para quienes quieran irse. Pero yo fui claro en la asamblea: no queremos que se vaya ningún trabajador. Algunos quizás decidan irse, pero la mayoría quiere seguir trabajando.

El Plan Andes

El Directorio de YPF decidió en febrero del año pasado desprenderse de sus yacimientos convencionales para concentrarse en la explotación de hidrocarburos en Vaca Muerta. Al mes siguiente inició formalmente el proceso de venta y cesión de 55 campos maduros en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Río Negro, Neuquén y Tierra del Fuego.

En junio YPF oficializó su salida de Santa Cruz al cederle las diez áreas que controlaba a Fomicruz, la empresa provincial de energía. La semana pasada José Lludgar, Secretario General del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz, aseguró que 1800 petroleros jerárquicos se quedaron sin trabajo en la provincia por la salida de YPF y se estima que en total la medida afectó al menos a 4000 trabajadores.

La compañía informó además el 31 de julio que cerró la primera etapa del Proyecto Andes con la cesión de 28 activos convencionales ubicados en las provincias de Chubut, Mendoza, Neuquén y Río Negro. A su vez, abrió una nueva ronda del Proyecto Andes liderado por el Banco Santander que contempla la cesión de otros 16 bloques tanto operados como no operados.

Las áreas incluidas se encuentran agrupadas en: cluster NOA (Salta), cluster Chachahuen (Mendoza), cluster Malargüe (Mendoza), Agua Salada (Río Negro), Manantiales Behr (Chubut), y cluster MZA No Operado (Mendoza/La Pampa).

, Fernando Krakowiak

El Estado argentino obtuvo dos fallos favorables en la disputa que mantiene con los fondos Burford Capital y Eton Park por la expropiación de la petrolera concretada en 2012. El viernes la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York aceptó la solicitud de la Argentina y suspendió hasta que se resuelvan las apelaciones la orden que obligaba a entregar el 51% de las acciones de la petrolera. A su vez, este lunes la Justicia de Irlanda rechazó el pedido de ejecutar en ese país el fallo de la jueza Loretta Preska, solicitado por Burford Capital y Eaton Park.

Preska ordenó el pasado 30 de junio al Estado argentino entregar el 51% de las acciones de YPF a los fondos demandantes como forma de pago de la sentencia de primera instancia, que fijó una indemnización de US$ 16.100 millones más intereses.

A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia, como la que dictó la jueza Preska el 15 de septiembre de 2023, sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele, salvo que el demandado solicite una suspensión de ejecución (“stay of execution”). Normalmente, para ello debe presentar una garantía («supersedeas bond») que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.

Argentina no obtuvo un stay y Preska había ordenado entonces la entrega de las acciones. Sin embargo, la defensa argentina apeló la orden y obtuvo un fallo favorable en segunda instancia.

“Esta decisión garantiza que la República Argentina conserve la participación mayoritaria del Estado en la compañía mientras avanza la apelación, constituyendo un paso decisivo en la defensa de un activo estratégico y de los intereses de todos los argentinos”, sostuvo la Procuración del Tesoro.

Sobre la cuestión de fondo la Cámara ya fijó una audiencia para la semana del 27 de octubre. Tras esa audiencia, estará en condiciones de resolver la apelación, aunque no tiene plazo para hacerlo. En lo que respecta al pedido de entrega de las acciones, el tribunal de segunda instancia dispuso que la defensa argentina presente sus argumentos el 25 de septiembre. Hasta esa fecha, se mantendrá suspendida la orden de entrega de las acciones.

El fallo de la Justicia de Irlanda

Burford Capital y Eaton Park se habían presentado de modo paralelo ante la Justicia de Irlanda solicitando ejecutar en ese país el fallo de Preska, pero este lunes el pedido fue rechazado.  

En un documento de 77 páginas, la jueza Eileen Roberts, del Tribunal Comercial irlandés, frenó el intento de ejecución en Dublín de la sentencia dictada en Nueva York al asegurar que no hay activos ejecutables de la Argentina en Irlanda, más allá de inmuebles diplomáticos y cuentas oficiales que son inmunes, ni perspectivas razonables de que los haya, de modo que no existe un “beneficio práctico” que justifique litigar allí.

“Este Gobierno, bajo el liderazgo del presidente Javier Milei, continuará defendiendo con firmeza y decisión los intereses nacionales. Este fallo confirma la solidez de la defensa técnica desplegada y nuestro compromiso con la protección de los activos estratégicos de la Nación”, afirmó la Procuración del Tesoro al comunicar el resultado del fallo.

Ambos fondos promovieron acciones similares en otras seis jurisdicciones extranjeras para intentar cobrar. Se presentaron en el Reino Unido y Francia, donde ya hubo audiencias por el tema, aunque sin una resolución aún. También fueron a los tribunales de Luxemburgo, Australia, Canadá y Chipre.

, Redaccion EconoJournal