En la última semana de junio y primera semana de julio tuvieron lugar los días más fríos del año 2026, al menos, hasta el momento. El consiguiente aumento de la demanda de gas natural produjo una serie de comentarios adversos sobre el funcionamiento del sistema de gas natural, especialmente de sectores del GNC e industriales, con quejas en relación con la falta de abastecimiento.

¿Cuál es el comportamiento del sistema en estos días? El objetivo de este trabajo es analizar el comportamiento del sistema de gas natural en los días más fríos, los cambios que se esperan en los próximos años y las consiguientes conclusiones y recomendaciones.

Aumento de la demanda de gas en invierno y restricciones por tipo de usuarios

• Abastecimiento de la demanda prioritaria y de generación térmica

En la Fig. 1, a la izquierda, se muestra la relación entre la temperatura media diaria en GBA y la demanda diaria de gas natural para residenciales y comerciales (demanda prioritaria). A la derecha se muestra la relación entre la temperatura media diaria en GBA y la demanda diaria para generación térmica sumando al gas natural el consumo de gas oil (GO) y fuel oil (FO) en metros cúbicos (m3) equivalentes de gas natural (GN). En ambos casos no se incluyeron los días feriados para evitar que la disminución de la demanda total que ocurre en esos días afecte el análisis.

La demanda prioritaria alcanzó un pico de 95.8 MMm3/d el 3 de julio de 2026 con una temperatura media de 5.2°C. Ese mismo día la demanda potencial de GN para generación térmica (es decir, lo que se hubiera consumido de GN en caso de haber estado disponible) fue de 59.5 MMm3/d. Como se verá en la Fig. 7, la suma de ambos equivale a toda la capacidad de inyección actual de GN en el sistema.

En la Fig. 2, a la izquierda, se muestra la demanda prioritaria y el consumo de GN en usinas sin los días feriados en el período de mayo a julio 2026, mientras que en la misma figura a la derecha se muestra la demanda prioritaria y la demanda de usinas cuando se agrega al GN el consumo de FO y GO en m3 de GN equivalentes. Surge de la figura la notable correlación entre la demanda potencial de GN en usinas y la demanda residencial en los días más fríos del período invernal (notar las escalas diferentes en la figura para ambos tipos de demanda).

Un aspecto al que no se le ha prestado mucha atención es que, en el invierno, un descenso de la temperatura provoca también un aumento de la demanda de electricidad la cual, en la situación actual, solo puede ser cubierta por un aumento de la generación térmica.

A los efectos de contar con datos actuales, se estableció la correlación entre las demandas en días laborables y las correspondientes temperaturas de los meses de invierno 2026, incluyendo mayo, junio y julio y considerando solo los días con temperaturas medias por debajo de los 11°C.

En la Fig. 3, a la izquierda, se muestra la correlación entre la demanda prioritaria (residenciales y comerciales) y la temperatura media diaria del anillo de Buenos Aires. Como se muestra en la figura, la demanda prioritaria aumenta 2.6 MMm3/d por cada grado de descenso de la temperatura media diaria en el anillo de Buenos Aires.

En la Fig. 3 a la derecha, en tanto, se muestra la correlación entre la demanda de GN equivalente para generación (es decir, la demanda de GN, GO y FO) en función de la temperatura media del anillo de Buenos Aires. Como se ve en la figura, el aumento de la demanda de GN equivalente es de 1.8 MMm3/d por cada grado de descenso de temperatura.

Sumando ambos efectos, el de la temperatura sobre la demanda prioritaria y sobre la demanda de generación térmica, el aumento es de 4.4 MMm3/d por cada grado de disminución de temperatura por debajo de los 11°C media diaria en GBA. Es decir que un pico invernal 3 grados más frío que el de 2026 demandaría aproximadamente todo el aumento de capacidad de transporte del gasoducto Perito Moreno (IP de TGS) previsto para el próximo invierno 2027, demostrando la sensibilidad del sistema argentino a las condiciones climáticas de cada año.

En un sistema como el argentino, sin grandes almacenamientos subterráneos cerca de la demanda, los picos de la demanda invernal son cubiertos por la importación de GNL (como abastecimiento de GN por fuera de las cuencas productivas) y por cortes en el servicio interrumpible, fundamentalmente usinas que pasan a consumir GO y FO, y por la disminución del abastecimiento a industrias con servicio interrumpible o con el llamado “firme con ventanas”.

En la Fig. 4 (izquierda), se muestran las importaciones diarias de GN de Bolivia y Chile (GNL desde el norte de Chile), GNL en Escobar y el consumo de GO y FO en usinas. En el día pico, este abastecimiento complementario alcanzó los 44 MMm3/d (20.6 MMm3/d de GNL, 21.1 MMm3/d de GO / FO y 1.9 MMm3/d de Bolivia). A esto hay que sumar un aporte de 2.5 MMm3/d de la planta de peak-shaving de Naturgy BAN en General Rodríguez (Pcia. Bs. As).

Debido a las restricciones de transporte desde Neuquén a La Carlota (Fig. 8), la necesidad de importar GN de Bolivia se mantiene aún con temperaturas relativamente moderadas. Como se ve en la Fig. 4 (derecha), en los días más fríos del invierno el aumento de la demanda de GN para generación térmica se traslada directamente al aumento de la demanda de GO y FO, correspondiente a unos 1.8 MM3/d de GN equivalente por cada grado de disminución de la temperatura media diaria.

• Abastecimiento de la demanda de GNC

En la Fig. 5, a la izquierda, se muestran la demanda prioritaria y el consumo de GNC, sin días feriados, en el período de mayo a julio 2026 (es importante notar las diferentes escalas: la prioritaria corresponde al eje de la izquierda y el GNC al eje de la derecha). El consumo de GNC se mantuvo casi siempre entre los 5 y 6 MMm3/d (con sus picos de demanda correspondientes a los días viernes), sin verse afectado en forma significativa en los días con restricciones como consecuencia de la demanda residencial elevada.

Es interesante notar el hecho que la demanda total de GNC prácticamente se mantuvo inalterada a pesar de las quejas publicadas de falta de abastecimiento en algunas estaciones de GNC. Esto parecería indicar que la demanda se volcó a aquellas estaciones de GNC que contaban con servicio de transporte firme, de tal manera que el abastecimiento global no sufrió alteraciones significativas.

• Abastecimiento de la demanda industrial

En la Fig. 5, a la derecha, se muestran la demanda prioritaria y el consumo industrial, sin días feriados, en el período de mayo a julio 2026 (notar las diferentes escalas: la demanda prioritaria corresponde al eje de la izquierda y la demanda industrial al eje de la derecha). El consumo industrial se mantuvo casi constante durante el año en unos 35 MMm3/d, disminuyendo hasta unos 27 MMm3/d en los días de mayor demanda residencial, tal como que se puede ver en la figura.

Este comportamiento del consumo industrial responde a la existencia de los contratos de transporte llamados “firmes con ventana” de los usuarios industriales con la distribuidora. En la práctica, estos son contratos interrumpibles con prioridades de corte prefijadas que no tienen una definición regulatoria muy clara y cuyo control es sumamente dificultoso. Si bien se trata de acuerdos entre privados, la existencia de una asimetría de información muy marcada entre usuarios y distribuidoras hace que sea recomendable una mejora regulatoria en este aspecto.

Por otro lado, en los días de escasez invernal no queda asegurado que el gas y el transporte confluyan a quien más lo valora, lo que es deseable y ocurriría en un mercado invernal transparente de combustibles. Ese mercado, donde se podría comprar gas de invierno, GNL, GO, FO e inclusive los usuarios industriales podrían optar por suspender su producción para inyectar su gas en el sistema, produciría también las señales económicas para las expansiones de gasoductos o la creación de almacenamientos de gas y de combustibles alternativos, siguiendo la opción más conveniente de acuerdo con la creatividad y toma de riesgo de los actores privados.

Así fue el comportamiento del sistema en el día más frío de 2026

Tomando como base la semana del 13 al 15 de mayo 2026 (Fig. 6), el día más frío del año la demanda prioritaria aumentó en 35 MMm3/d y la demanda para generación térmica dentro del sistema de transporte 16.2 MMm3/d (esta última absorbida mayormente por el aumento en el consumo de GO y FO).

Los aumentos de demanda de GN fueron compensados parcialmente por una disminución de 2 MMm3/d en las exportaciones y de 7.6 MMm3/d en la demanda industrial. La disminución de la demanda industrial corresponde a usuarios “con ventana« (es decir, con servicio interrumpible con prioridades de corte diferenciales) y se fue produciendo progresivamente a medida que avanzaban los días más fríos durante junio.

Por su parte, el mantenimiento de 6 MMm3/d de exportaciones en los días más fríos responde a que cortes adicionales no permitirían incrementar el abastecimiento del sistema interno debido a los cuellos de botella existentes en el sistema de transporte.

Surge de lo anterior que el abastecimiento de GN funcionó razonablemente de acuerdo con la organización de nuestro sistema gasífero basado en la existencia de contratos de transporte firmes e interrumpibles. Sin embargo, es importante reconocer que una parte importante de la demanda (unos 55 MMm3/d en el pico invernal) no pudo ser satisfecha con GN nacional, mucho más barato que el GO/FO o que el gas importado de Bolivia o GNL (Fig. 10).

Esto resultó particularmente costoso este invierno, ya que los precios del GNL fueron fuertemente impactados por los conflictos en Medio Oriente. Este efecto implicó, como veremos más adelante, un sobrecosto invernal considerable para los sistemas de gas y de electricidad en Argentina. También se debe reconocer que este sobrecosto invernal no es consecuencia de la desregulación, sino que corresponde al costo real de abastecimiento.

En años anteriores muchos usuarios no percibían los costos invernales ya que eran pagados por toda la población a través del presupuesto nacional o como déficit fiscal. Más adelante se presentan las inversiones requeridas para disminuir el costo real de abastecimiento en el futuro.

• ¿Falta gas o falta transporte?

Ante los cortes del servicio invernal, muchas veces se hace la pregunta sobre si falta producción de gas o falta transporte. La realidad es que en un país que tiene proyectos para exportar GNL por más de 80 MMm3/d en los próximos años, la producción de GN puede crecer en la medida en que aumente la capacidad de los gasoductos. En consecuencia, la cuestión clave es considerar la variable espacial del consumo y las cuencas productivas, la estacionalidad de la demanda y el costo óptimo de la infraestructura en relación al uso de combustibles alternativos y GNL.

Como se muestra en la Fig. 7, la demanda potencial total dentro del sistema de transporte (incluyendo el consumo de GO, FO y los cortes a usuarios industriales) del día más frío de 2026 alcanzó los 195 MMm3/d. La inyección total en el sistema de transporte (que por lo tanto refleja la capacidad de transporte total en el invierno 2026) alcanzó los 160 MMm3/d y la inyección de gas nacional los 140 MMm3/d.

En la Fig. 8 se muestra un esquema aproximado de inyecciones y transporte de GN el día pico invernal de 2026 y los cuellos de botella del sistema. En los días con fuerte demanda residencial, la capacidad de salida de GN hacia La Carlota desde el gasoducto Centro Oeste y desde Cardales hacia San Jerónimo se encuentra saturada, lo cual impide llevar más gas hacia el Norte, tanto desde Cuyo como desde Litoral. La importación de gas de Bolivia indica esta insuficiencia de GN en el Noroeste del país.

Por su parte, si se observa donde se genera electricidad con GO/FO (Fig. 9), se observa que el 90% corresponde a centrales térmicas ubicadas en GBA o en el corredor entre Cardales y San Jerónimo. Sin ampliaciones en el sistema de TGN o un nuevo gasoducto hasta La Carlota o San Jerónimo, no es posible eliminar el consumo de GO/FO al norte de Cardales, aunque llegue más GN al anillo de Buenos Aires.

En el caso de las centrales en la zona de Metrogas, se podrá reemplazar GO/FO en la medida que se realice la ampliación de transporte desde el anillo de GBA por la costa, dentro de la zona de Metrogas prevista en sus inversiones obligatorias futuras. Es decir que, sin esa ampliación, todo aumento de GN en GBA como consecuencia de la ampliación del gasoducto Perito Moreno por la IP y los tramos finales de TGS, tendrá como efecto directo la disminución de la importación de GNL.

• Sobrecosto invernal por importaciones de GNL y uso de GO/FO

En la Fig. 10 a la izquierda se muestran los costos de combustibles entre enero 2025 y julio de 2026. A la derecha se muestran los costos de generación y los costos de generación asignada (hidroeléctrica, renovable, nuclear, térmica en menor proporción e importación eléctrica para la demanda residencial) informados por CAMMESA.

Multiplicando los costos de generación y la parte de los combustibles de la Fig. 4 que corresponde a la generación térmica asignada, se obtienen los valores de la figura donde se ve el efecto de la suba del costo de GNL atenuado para la demanda residencial por la relación entre la generación térmica total (unos 6,500 GWh) y la generación térmica asignada (aproximadamente 1,800 GWh). El efecto del precio del GNL impacta en mucho mayor medida el precio del mercado spot.

El impacto de la utilización de GNL y FO/GO en el costo de electricidad invernal lleva el costo de la electricidad de unos 70 USD/MWh a más de 100 USD/MWh, considerando los costos de potencia, servicios y transporte eléctrico. Si en este invierno hubiera estado disponible el aumento del abastecimiento con GN nacional correspondiente a la IP de TGS en reemplazo parcial del GNL (Fig. 11 a la izquierda), el sistema se hubiera ahorrado en el invierno 2026 aproximadamente 700 MMUSD (considerando la diferencia de precios entre el GNL y el gas nacional), remarcando la importancia de la infraestructura en la disminución genuina de los costos energéticos del país.

Cuál será la situación en el invierno próximo y en los siguientes

Se espera que para el invierno 2027 esté terminada la ampliación de TGS sobre el gasoducto Perito Moreno, llevando su capacidad de 23 a 35 MMm3/d, así como la correspondiente ampliación de la capacidad de transporte de los tramos finales del gasoducto Neuba II hacia Buenos Aires (Fig. 11 a la izquierda). Debido a las restricciones de transporte hacia Litoral mencionadas en las secciones precedentes, este aumento de capacidad desde Neuquén reemplazará básicamente GNL en los picos invernales, con una disminución menor en la utilización de GO/FO en las centrales térmicas.

La inyección máxima de GNL se reduciría de unos 20 MMm3/d a aproximadamente 11 MMm3/d en el pico invernal. Para garantizar la seguridad de abastecimiento del Noroeste e incrementar exportaciones a Chile y Brasil es necesario un nuevo gasoducto desde Vaca Muerta hacia La Carlota, incluyendo ampliaciones en la parte inferior del gasoducto Norte como se muestra en la Fig. 11 a la derecha.

Un gasoducto de unos 13 MMm3/d iniciales y la ampliación del tramo La Carlota-Tio Pujio hasta unos 25 MMm3/d aseguraría el abastecimiento del Noroeste y permitiría un aumento de las exportaciones a Chile y Brasil. Por otro lado, permitiría incrementar en unos 6 MMm3/d el abastecimiento del Litoral, reduciendo el total de la utilización de FO/GO en unos 8 MMm3/d en los días más fríos.

Por su parte, la ampliación del gasoducto desde TGN a Metrogas en el anillo de GBA para abastecer las centrales térmicas de Nuevo Puerto y Dock Sud permitiría disminuir el consumo de GO/FO en otros 7 MMm3/d. A su vez, la exportación de GNL cambiaría también el abastecimiento invernal desde el sur del país. Una vez terminado el gasoducto de unos 27 MMm3/d del proyecto de Southern Energy en 2028 y, con algunas ampliaciones en los tramos finales, se podrían cubrir los picos de la demanda invernal si, como es de esperar, la demanda contraestacional del hemisferio norte redujera la demanda de GNL durante su período estival.

De esta forma, las importaciones de GNL y la utilización de GO/FO a partir de 2028 quedarían reducidas solo a una función de seguridad de abastecimiento ante pico puntuales de demanda o problemas en el sistema de GN. En función de lo expuesto anteriormente, surgen las siguientes conclusiones y recomendaciones.

• Conclusiones

• Durante el día más frío de 2026, el abastecimiento de GN funcionó en la forma esperada según la organización de nuestro sistema gasífero basado en la existencia de contratos de transporte firmes e interrumpibles. Sin embargo, es importante reconocer que una parte importante de la demanda (unos 55 MMm3/d en el pico invernal) no pudo ser satisfecha con GN nacional, mucho más barato que el GO/FO o que el gas importado de Bolivia o GNL. En un año con precios normales de combustibles, el sobrecosto invernal en Argentina es del orden de los 1,000 MMUSD anuales.
• Los días más fríos del invierno, no solo aumenta la demanda prioritaria, sino también la demanda de generación térmica. Sumando ambos efectos, se requieren 4.4 MMm3/d adicionales por cada grado de disminución de temperatura por debajo de los 11°C media diaria en GBA.
• La demanda total de GNC prácticamente se mantuvo inalterada, a pesar de las quejas publicadas por falta de abastecimiento en algunas estaciones de GNC. Esto parecería indicar que la demanda se volcó a aquellas estaciones de GNC que contaban con servicio de transporte firme, de tal manera que el abastecimiento global no sufrió alteraciones significativas.
• El consumo industrial colabora con el abastecimiento del sistema en los días críticos, en base a los contratos de transporte llamados “firmes con ventana” de los usuarios industriales con la distribuidora. En la práctica, se trata de contratos interrumpibles con prioridades de corte prefijadas que no tienen una definición regulatoria muy clara y cuyo control es sumamente dificultoso.
• En un país que tiene proyectos para exportar GNL por más de 80 MMm3/d en los próximos años, la producción de GN puede crecer en la medida que aumente la capacidad de los gasoductos y la cuestión clave es considerar la variable espacial del consumo y las cuencas productivas, la estacionalidad de la demanda y el costo óptimo de la infraestructura en relación al uso de combustibles alternativos y GNL.
• Sin ampliaciones en el sistema de TGN o un nuevo gasoducto hasta La Carlota o San Jerónimo, no es posible eliminar el consumo de GO/FO al norte de Cardales, aunque llegue más GN al anillo de Buenos Aires. En el caso de las centrales en la zona de Metrogas sobre el Río de la Plata, se podrá reemplazar GO/FO en la medida que Metrogas realice la ampliación de transporte desde el anillo de GBA por la costa hacia las centrales, prevista en sus inversiones obligatorias futuras.
• Sin las ampliaciones mencionadas en el punto anterior, todo aumento de GN en GBA como consecuencia de la ampliación del gasoducto Perito Moreno por la IP y de los tramos finales de TGS, tendrá como efecto directo la disminución de la importación de GNL sin una disminución significativa del consumo de GO/FO.
• La utilización de GNL y FO/GO y el mayor costo del GN de invierno llevan el costo de la electricidad del invierno desde unos 70 USD/MWh a más de 100 USD/MWh, considerando los costos de potencia, servicios y transporte eléctrico.
• Si en este invierno hubiera estado disponible el aumento del abastecimiento con GN nacional correspondiente a la IP de TGS, reemplazando parte de las importaciones de GNL, el sistema se hubiera ahorrado aproximadamente 700 MMUSD (considerando la diferencia de precios entre el GNL y el gas nacional), remarcando la importancia de la infraestructura en la disminución genuina de los costos energéticos del país.
• Recomendaciones finales
• GNC: Teniendo en cuenta que la demanda de GNC no supera los 6 MMm3/d y los inconvenientes que origina la existencia de algunos cortes interrumpibles en dicho suministro, sería recomendable revisar la opción de servicio interrumpible para los usuarios de GNC.
• Usuarios Industriales. Si bien se trata de acuerdos entre privados, la existencia de una asimetría de información muy marcada entre usuarios y distribuidoras hace que sea recomendable una mejora regulatoria en los llamados contratos “firmes con ventana”. Por otro lado, en los días de escasez invernal no queda asegurado que el gas y el transporte confluyan a quien más lo valora, lo que es deseable y ocurriría en un mercado invernal de combustibles transparente. Ese mercado, donde se podría comprar gas de invierno, GNL, GO/FO e inclusive los usuarios industriales podrían optar por suspender su producción para inyectar su gas en el sistema, produciría también las señales económicas para las expansiones de gasoductos o la creación de almacenamientos de GN y de combustibles alternativos, de acuerdo con la opción más conveniente. Probablemente sería prudente que la creación de ese mercado espere a la consolidación de los recientes cambios en el sistema eléctrico y al aumento de la capacidad de transporte. Mientras tanto, podría ser conveniente liberar la comercialización del GN por las distribuidoras, permitiendo una mejor contratación de las condiciones de “take or pay” con los productores.
• Ampliaciones de transporte. Para asegurar el abastecimiento del Norte argentino, disminuir el consumo de FO/GO y aumentar las exportaciones a Chile y Brasil es imprescindible realizar ampliaciones en TGN y/o construir un nuevo gasoducto desde Vaca Muerta hasta el centro del país. También es necesario ampliar la vinculación en el anillo de GBA desde TGN hasta las centrales térmicas en la costa del Río de la Plata en la zona de Metrogas.
• GNL. Una vez materializadas las ampliaciones de transporte y/o alguno de los proyectos de licuefacción previstos, la planta de regasificación tendría muy poca demanda por lo que no será posible distribuir el costo anual de su infraestructura entre los pocos cargos anuales que se demanden. En ese caso, si la planta de regasificación se considera necesaria como parte de un sistema de seguridad de abastecimiento ante problemas puntuales (fallas de producción, rotura de gasoductos troncales, huelgas, etc.) su costo debería ser pagado con un cargo mensual distribuido entre todos los usuarios del sistema.

, Raul Bertero

El gobierno de Neuquén recibió ofertas por ocho de las 15 áreas de Vaca Muerta que llevó a licitación a través de la petrolera estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Este miércoles abrió los sobres con las propuestas que revelaron un interés mayoritario de compañías locales, pero con algunos jugadores internacionales de peso dentro del paquete.

Lo que se conoció oficialmente hasta el momento es la información vinculada a los antecedentes técnicos de los oferentes correspondiente al «sobre A» de la licitación. Durante los próximos días, el directorio de GyP evaluará la documentación y, una vez concluida esta instancia, pasará a la apertura de los «sobres B» que contienen la propuesta económica para cada bloque.

El proceso es el primero de este tipo en la gestión de Rolando Figueroa, quien definió junto a su equipo de gobierno y la petrolera estatal un sofisticado esquema de puntaje para ponderar las ofertas de inversión que incluye un nivel de participación o carry para GyP de entre el 10% y el 20% y regalías con un piso del 15%, pero posibilidad de proponer hasta tres puntos más.

La iniciativa del gobierno apunta a atraer inversiones para la exploración y eventual explotación de nuevos bloques ubicados en la periferia de Vaca Muerta.

Continental se expande

Las 10 empresas que presentaron ofertas en esta licitación de GyP fueron Phoenix Global Resources junto a Continental Resources; Geopark Argentina; Aldyl Argentina; Petroquímica Comodoro Rivadavia; Selva María Oil; Patagonia Energy; Petroquímica Comodoro Rivadavia; JPM Energía; Bentia Energy; e Ingeniería Multipiping.

De ese listado, se destaca especialmente Continental Global Resources, la petrolera del «rey del fracking» estadounidense Harold Hamm. La operadora presentó ofertas por seis áreas y confirmó su interés por expandir sus operaciones en Vaca Muerta tras su desembarco en Neuquén de la mano de los yacimientos El Trapial, Bajo del Choique y Los Toldos II Oeste.

Lo hizo en alianza con Phoenix Global Resources, la petrolera liderada por el exYPF, Pablo Bizzotto.

Este es el jugador que más entusiasmo despierta en el gobierno, que buscaba presentar esta licitación como una oportunidad para que petroleras independientes hagan pie en la provincia, pero que no logró captar interés de otras firmas con presencia en Permian ni tampoco de las operadoras con desarrollos ya consolidados en Vaca Muerta.

Según pudo saber EconoJournal, hubo algunas que analizaron la licitación con cierta expectativa, pero desistieron de presentarse tras evaluar las condiciones de inversión, en momentos donde el RIGI para el upstream hace mucho más atractiva la aceleración sobre áreas que ya están en marcha.

Empresas locales

Entre las empresas que presentaron ofertas por las áreas de GyP ofrecidas está también la colombiana Geopark, que ya tiene presencia en Vaca Muerta desde el año pasado.

El listado se completa, principalmente, por firmas locales como JPM Energía, que tiene a Gustavo Nagel, exdirector de GyP y exfuncionario de Neuquén a la cabeza y ofertó por un área. También Petroquímica Comodoro Rivadavia, que lo hizo en tres.

Bentia Energy del exministro de Energía de Mauricio Macri, Javier Iguacel, también ofertó por un bloque para expandir su participación en Vaca Muerta.

Por otro lado, Patagonia Resources, que pertenece al Grupo Neuss, también se presentó en la licitación con una oferta al igual que Patagonia Energy, recientemente adquirida por Central Puerto, Selva María Oil vinculada al grupo Vila-Manzano e Ingeniería Multipiping, una firma de Mendoza.

En el listado también aparece un participante nuevo, Aldyl Argentina, que ofertó por tres bloques y «busca consolidarse como un nuevo actor del upstream argentino, con capacidad propia de inversión, desarrollo y operación», según reseñó este miércoles el portal La Derecha Diario en una nota dedicada a esta firma.

A cargo de la dirección de Aldyl está el empresario Julián Arostegui, con experiencia en operaciones en Venezuela y expansión sobre otros rubros como el real estate.

Las ofertas para cada bloque

• Águila Mora Noreste: Phoenix Global Resources-Continental Resources, Aldyl Argentina SA, Petroquímica Comodoro Rivadavia SA.
• Chasquivil Sur: Selva María Oil SA.
• Corralera Noreste: Phoenix Global Resources-Continental Resources, Geopark Argentina SA.
• Corralera Noroeste: Phoenix Global Resources-Continental Resources, Patagonia Energy SA, Geopark Argentina SA.
• Corralera Sur: Phoenix Global Resources-Continental Resources, Aldyl Argentina SA.
• La Tropilla I: Phoenix Global Resources-Continental Resources, Aldyl Argentina SA, Petroquímica Comodoro Rivadavia SA, Patagonia Resources SA.
• Pampa de las Yeguas Noreste: JPM Energía SA, Ingeniería Multipiping SAS.
• Santo Domingo II: Bentia Energy SA, Phoenix Global Resources-Continental Resources, Petroquímica Comodoro Rivadavia SA.
• Sin ofertas resultaron Curamhuele, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, El Corte, La Hoya, Totoral Este.

El rol de GyP

El presidente de GyP, Guillermo Savasta, agradeció en declaraciones difundidas por el gobierno de Neuquén a «todas las empresas que manifestaron su interés y participaron de esta iniciativa», a los equipos técnicos que participaron del proceso y, «especialmente, a las compañías que confían en la Provincia del Neuquén y en GyP para asociarse, invertir y desarrollar nuestros recursos».

Y aseguró que la empresa provincial «tendrá un rol activo como socio en el desarrollo de los bloques, articulando con empresas e inversores y generando las condiciones para la concreción de nuevos proyectos en la provincia».

, Andrea Durán

El gobierno nacional acordó con los gobernadores del Norte Grande el apoyo político en el Congreso para recortar el alcance del Régimen de Zonas Frías sobre las facturas de gas y avanzar en un esquema de Zonas Cálidas para amortiguar las tarifas eléctricas en el verano para los usuarios de las provincias del norte. Según confirmaron distintas fuentes nacionales y provinciales a EconoJournal, el nuevo esquema alcanzará a diez provincias del NOA y NEA y a once departamentos del norte de Santa Fe y Entre Ríos. Se aplicará en el período que va de noviembre a marzo.

El régimen se financiará directamente con aportes del Tesoro Nacional bajo el paraguas del SEF (Subsidios Energéticos Focalizados), el nuevo esquema de subvenciones estatales a los usuarios de gas y electricidad que el gobierno implementó este año y que eliminó la segmentación tarifaria en tres niveles.

Las zonas beneficiadas

El nuevo subsidio para las zonas cálidas y muy cálidas incluidas en el mapa de isotermas es el detallado en el régimen de Zonas Frías, que determina las temperaturas promedio anuales en las distintas regiones del país.

En concreto, el Régimen de Tarifa Diferencial Estival para Zonas Cálidas beneficiará a usuarios de Catamarca, Chaco, Corrientes, Formosa, Jujuy, La Rioja, Misiones, Salta, Santiago del Estero y Tucumán.

Además, el subsidio llegará a cubrir los departamentos de General Obligado, Vera, 9 de Julio, San Javier, Garay y San Justo de la provincia de Santa Fe y La Paz, Feliciano, Federal, Federación y Concordia del norte de Entre Ríos, confirmaron las mismas fuentes.

Aumento del bloque subsidiado

El esquema que implementará el gobierno para el norte aumentará el bloque subsidiado de 300 kWh (kilovatio por hora) a 550 kWh para los meses de verano. Según los cálculos oficiales, un hogar del NEA consume en promedio en verano 650 kWh por mes, mientras que en el resto del país el consumo promedio en el período estival es de 350 kWh.

En un primer momento, el gobierno intentó avanzar con un proyecto de ley para establecer el esquema de Zonas Cálidas. Sin embargo, esta alternativa fue desestimada para darle más rapidez al proyecto.

Por este motivo, el acuerdo político entre el gobierno y los gobernadores implica que Zonas Cálidas saldrá a través de una resolución de la Secretaría de Energía y se publicará inmediatamente después de que se apruebe la modificación al Régimen de Zona Frías en el Senado, el cual ya tiene media sanción en la Cámara de Diputados.

Del acuerdo concretado este martes participaron el jefe de Gabinete, Diego Santilli, y el ministro de Economías, Luis Caputo, y los gobernadores Raúl Jalil (Catamarca), Gustavo Sáenz (Salta), Leandro Zdero (Chaco), Carlos Sadir (Jujuy) y Juan Pablo Valdés (Corrientes).

, Roberto Bellato

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) aprobó un plan de retiros voluntarios que estará vigente por 30 días corridos a partir de este jueves. La oferta aplica para los empleados de planta permanente, que son cerca de 2800. Esta medida se suma a los despidos de más de 60 contratados a fines de junio.

Cuál es el objetivo del plan de retiros voluntarios

EconoJournal preguntó a fuentes vinculadas a la conducción del organismo nuclear cuál es el objetivo del plan de retiros voluntarios y a cuántos trabajadores aspiran a desvincular. “No se estableció un número mínimo de trabajadores que deban adherir. El régimen responde a la necesidad de avanzar hacia una estructura de recursos humanos más dinámica, frente a una dotación con una alta proporción de personal permanente que limita las posibilidades de reasignar capacidades dentro del organismo”, respondieron.

Luego agregaron que “la herramienta permitirá adecuar la dotación en áreas con funciones duplicadas o menos vinculadas con las actividades sustantivas de la CNEA y, en paralelo, reforzar aquellas consideradas prioritarias, como por ejemplo el proyecto RA-10”.

El sindicato ATE-CNEA emitió un comunicado en el que le pidió a los trabajadores que “no tomen decisiones apresuradas”, cuestionó el monto de la gratificación que se ofrece y remarcó que al aceptar “estamos resignando posibilidades laborales futuras dentro del Estado Nacional”, debido a una prohibición que se le fija al trabajador para poder volver al sector público por un período de 5 años. “(Marín) Porro, (José Ignacio) Bruera y (Felipe) Randle impulsan una CNEA reducida a alrededor de 2000 trabajadores, como en los años 90, cuando no había proyectos suficientes y Atucha II estaba suspendida”, agregaron.

El problema es que la CNEA en los últimos años ya fue desactivando algunos proyectos, como la construcción del Carem, y ralentizando otros por falta de presupuesto. Por lo tanto, a medida que las actividades se reducen la planta de personal comienza a estar efectivamente sobredimensionada.

Trabajadores consultados por este medio se quejaron además porque afirman que en los últimos dos años y medio sufrieron un fuerte recorte de su salario real y fueron víctimas de distintas acciones destinadas a dificultar su trabajo cotidiano para desalentarlos y forzar su renuncia.

Al solicitarles ejemplos, remarcaron que no pueden invitar a su oficina a personas ajenas a la CNEA, se les impide recibir cualquier tipo de encomienda, se les bloqueó el acceso desde la red de CNEA a Youtube, Linkedin y todo tipo de red social y si se retiran de la sede en la que trabajan por cualquier motivo, ya sea una reunión laboral o ir a comprar algo a un kiosco, están obligados a recuperar ese “tiempo perdido” permaneciendo en el organismo un lapso equivalente por fuera de su horario habitual de trabajo.

Algunas de esas prohibiciones tienen contemplados complejos procedimientos destinados a solicitar excepciones, pero los trabajadores afirman que muchas de esas solicitudes quedan sin respuesta.

Además, los trabajadores consultados remarcaron que desde que Porro asumió su cargo en diciembre no envió ningún mensaje al conjunto del personal para explicitar sus proyectos y el pasado 31 de mayo celebró el día de la energía atómica solo con las autoridades, algo inédito en la historia de la institución.

Sin reemplazo para los que se van

El punto 5 del régimen de retiro, que saldrá publicado como Anexo 1 de la resolución 177/2026 firmada por el presidente de la CNEA Martín Porro, establece que “los puestos y funciones correspondientes al personal que adhiera al presente Plan de Retiro Voluntario quedarán suprimidos a partir de la fecha efectiva de su baja, no pudiendo ser nuevamente cubiertos, bajo ninguna modalidad de contratación, designación, asignación transitoria, locación de servicios, asistencia técnica o figura equivalente, por el término de dos años”.

Solo el presidente de CNEA podría sortear esta prohibición, mediante acto administrativo debidamente fundado, si considera que algunos de los cargos vacantes revisten carácter estratégico o crítico y resultan indispensables para asegurar la operatividad del organismo.

EconoJournal consultó a fuentes cercanas a la conducción de la CNEA si se le va a otorgar el retiro a todos los que califiquen o se podría llegar a rechazar alguna solicitud: “La adhesión es voluntaria, pero la presentación de la solicitud no implica su aprobación automática. Cada caso será evaluado por la CNEA teniendo en cuenta las necesidades de servicio y la preservación de las capacidades necesarias para cumplir con los objetivos estratégicos del organismo. Por eso, una solicitud puede no ser aceptada si la salida de esa persona afecta capacidades relevantes para el desarrollo de sus funciones y prioridades”, remarcaron.

Prohibición para los que quieran volver  

El régimen de retiro establece en el punto 11 que quienes adhieran a la propuesta oficial no podrán volver a incorporarse bajo ninguna modalidad de empleo o contratación de servicios u obra en el Sector Público Nacional integrado por las jurisdicciones y entidades previstas en el artículo 8 de la ley 24.156. Esto significa que el veto no solo abarca a la Administración Pública Nacional sino también entes públicos y empresas y sociedades estatales, como la Autoridad Regulatoria Nuclear, INVAP y Nucleoeléctrica Argentina.

La prohibición alcanza también designaciones en representación del Estado Nacional; funcionarios extra escalafonarios; asesores de gabinete y todo tipo de vinculación contractual bajo cualquier modalidad, con o sin relación de dependencia, y contrataciones en programas y/o proyectos financiados por organismos internacionales y/o multilaterales de crédito. Solo queda a salvo del veto la actividad docente en Universidades Nacionales.

Los detalles de las distintas ofertas de retiro

a) Trabajadores de hasta 59 años

Se les ofrece una gratificación equivalente al 90% de su remuneración bruta mensual por cada año de antigüedad, con un tope equivalente a 24 bases salariales. A su vez, se aclara que el monto será abonado en 6 cuotas mensuales, iguales y consecutivas.

Por ejemplo, a un gerente de área que tiene una remuneración bruta cercana a los 2 millones de pesos y una antigüedad de 20 años le corresponderían 36 millones de pesos ($2 millones × 90% × 20). Ahora bien, si tuviera una antigüedad de 30 años, el cálculo daría 54 millones, pero en ese caso operaría el tope de 24 remuneraciones brutas. Por lo tanto, no le corresponderían 54 millones ($2 millones x 90% x 30 años) sino 43,2 millones ($2 millones x 90% x 24).

Además, en el punto 8 del régimen de retiro se establece que durante el cobro de las 6 cuotas se agrega un 9% de la remuneración bruta mensual en concepto de cobertura médica asistencial de obra social.

b) Trabajadores de entre 60 y 64 años

El trabajador no recibe una indemnización equivalente a un porcentaje del sueldo por año de antigüedad sino hasta 24 cuotas mensuales no remunerativas y cada cuota equivale a la remuneración neta mensual. Además, se aclara que la cantidad de cuotas no puede superar los años de antigüedad. Por ejemplo, si un empleado de 62 años con un salario bruto de 2 millones y 18 años de antigüedad aplica para el retiro le corresponderían 29,8 millones (1,66 millones de salario neto aproximado x 18), pero en un máximo de 18 cuotas. Además, se agrega el 9% de la remuneración bruta por cobertura médica.

Otra aclaración importante es que, si durante el cobro de las cuotas el trabajador alcanza los requisitos jubilatorios, puede seguir cobrando hasta 6 meses adicionales, siempre que no supere la cantidad de cuotas establecida en el acuerdo. Luego de ese plazo las cuotas se interrumpen. Para un trabajador de 62 años ese dato no es relevante, pero uno de 64 años debería tenerlo en cuenta.

c)  Trabajadores con 65 años o más, pero sin los años de aportes suficientes para jubilarse

Es parecido al esquema b), pero menos generoso en cantidad de cuotas. El trabajador recibe hasta 12 cuotas mensuales no remunerativas, cada una equivalente a su remuneración neta mensual. Al igual que en el caso anterior, la cantidad de cuotas no puede superar los años de antigüedad. Por ejemplo, si un empleado de 66 años con un salario bruto de 2 millones y 18 años de antigüedad aplica para el retiro le corresponderían 19,9 millones (1,66 millones de salario neto aproximado x 12) en un máximo de 12 cuotas. Además, se agrega el 9% de la remuneración bruta por cobertura médica.

En el punto 9 se aclara además que si luego de aceptar el retiro hay aumentos salariales para los trabajadores que siguen activos, esos aumentos se trasladarán a las cuotas que el trabajador todavía no haya cobrado.

Quienes no pueden adherir al retiro

El punto 2 del régimen de retiro aclara expresamente que no podrán adherir al plan quienes tengan algún conflicto pendiente con el Estado o con la CNEA, ya sea judicial, administrativo o disciplinario. Por ejemplo, no pueden acceder quienes estén procesados por un delito cometido contra la Administración Pública, salvo que sean absueltos de manera definitiva antes de que termine el período para adherirse al retiro. Tampoco quienes tengan un sumario administrativo abierto que pueda terminar en cesantía o exoneración, o que pueda determinar que hubo un perjuicio económico para el Estado, ni quienes tengan pendiente una sanción disciplinaria grave que pueda derivar en esas mismas consecuencias.

También quedan excluidos quienes hayan iniciado una denuncia, reclamo, recurso administrativo o juicio contra la CNEA, el Estado u otro organismo público por cuestiones relacionadas con su relación laboral o con su salario. La única excepción son los reclamos vinculados con accidentes o enfermedades laborales contemplados por la Ley de Riesgos del Trabajo.

Por último, tampoco pueden entrar al plan quienes ya tengan una jubilación otorgada o hayan iniciado el trámite jubilatorio antes de la entrada en vigencia del régimen, ni quienes ya hayan presentado la renuncia y estén esperando que la CNEA la acepte.

, Fernando Krakowiak

El gobierno de San Juan firmó a comienzos de mes un acuerdo con Vicuña que contempla un aporte único de US$ 250 millones para infraestructura por parte de la compañía y un esquema de regalías del 3% sobre la facturación durante la vida útil del proyecto de cobre. La provincia busca ahora que se desarrolle una red de proveedores que priorice el componente local, pero no de modo excluyente. En diálogo con EconoJournal, el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, sostuvo que la escala que tendrá la nueva minería obliga a ampliar la mirada sobre el desarrollo de proveedores. «No queremos un mercado cautivo”, puntualizó.

“Se trata de definir proveedores locales de comunidades, proveedores locales del resto de la provincia y del resto de la Argentina. Por supuesto, ante la misma calidad, competitividad y capacidad: primero comunidad, después provincia, después Argentina y después se verá”, aseguró Perea el martes durante la presentación de dos estudios elaborados por el BID, la UIA, CAEM, CFI y Fundar que mapearon las oportunidades que tendrán las empresas argentinas frente al crecimiento de la minería y los principales obstáculos para incorporarse a la cadena de valor.

Para el ministro la clave estará en combinar el desarrollo de proveedores locales con las capacidades industriales que ya existen en otras regiones del país.

–¿San Juan está dispuesto a incorporar proveedores de otras provincias?

–Por supuesto. Creo que los tiempos han cambiado. Creo que la Argentina ha entendido y está entendiendo que la minería dejó de ser algo como el hermanito feo. Ahora todos quieren hablar de minería. Hay provincias que tienen mucha experiencia y hay otras provincias que, si bien no tienen experiencia en minería, tienen experiencia en ciertas industrias. ¿Qué le vas a discutir de metalmecánica a Córdoba, a Santa Fe? Nosotros creemos en el asociativismo, en los consorcios de empresas.

Perea insistió con que la provincia no busca cerrar el mercado a proveedores externos, sino establecer un esquema que priorice las capacidades locales cuando existan y que permita incorporar empresas de otras regiones.

“Nosotros en San Juan no estamos cerrados a eso. Hay criterios de arraigo local, pero estamos ante una ley que ha sido construida desde el consenso. Es una ley totalmente practicable, operativa. No queremos un mercado cautivo”, puntualizó el funcionario sanjuanino.

–¿Cómo funcionará ese esquema?

–La Ley de Desarrollo Local Minero no establece cupos, sino objetivos a cumplir por parte de las empresas: un 80% de trabajadores y un 60% de proveedores.

En la actualidad, la provincia trabaja en la reglamentación de la norma y en dos matrices que serán utilizadas para definir su aplicación: una de impacto socioeconómico y otra de proveedores. La prioridad tendrá una lógica territorial.

–¿Qué pasa con los bienes o equipos que directamente no se fabrican en San Juan?

–Hay insustituibles que en la provincia no se fabrican. Por ejemplo los combustibles ya que no tenemos refinería. Hay insustituibles que están exceptuados de ese objetivo. Pero hay otros sobre los que los sanjuaninos, en cuanto a calidad y precio, podemos competir tranquilamente.

Certificaciones y financiamiento, las barreras para las pymes

Uno de los principales obstáculos que Perea identifica para que las pymes puedan incorporarse a la cadena minera es el acceso a certificaciones. “En estos momentos la instancia principal son las certificaciones, que todos sabemos que son muy costosas y los estándares internacionales te lo exigen. Entonces, la idea es acercar a nuestras pymes a que puedan certificarse. Por eso la provincia trabaja en programas como ‘Calidad en Comunidad’ y ‘Aprender, Trabajar y Producir’ para que puedan hacerlo, además de distintos mecanismos de financiamiento”, detalló.

Para el ministro, el objetivo es que “los proveedores puedan aprovechar el crecimiento minero para desarrollar capacidades que después les permitan competir en otros mercados. Estamos preparados para competir en otros países.”

El acuerdo con Vicuña

El acuerdo entre la provincia y Vicuña todavía debe ser aprobado por la Legislatura. Es por ello por lo que el ministro fue convocado por las comisiones para explicar los alcances del convenio y defendió que el tratamiento incluyera las distintas instancias institucionales.

–¿Cómo fue el tratamiento del acuerdo en la Legislatura?

–El convenio se tiene que aprobar por la Cámara de Diputados dentro de los próximos 60 días posteriores a la firma. Creímos que era conveniente que intervinieran todas las instituciones de la democracia en este acuerdo. Se dio un debate en el cual explicamos los puntos, primero una descripción objetiva y luego se abrió a preguntas.

El funcionario también precisó cómo funcionará el aporte de US$ 250 millones y remarcó que no se trata de un adelanto de regalías. “Es un aporte único de US$ 250 millones, que se llama aporte DIA. No es reembolsable y tampoco es compensable con regalías. Son dos conceptos distintos. Una cosa son las regalías establecidas y la otra es un fideicomiso que se estableció en 1,5% por toda la vida útil del proyecto y una regalía del 3% sobre el valor de facturación”, planteó.

–¿A qué infraestructura estarán destinados esos fondos?

–La primera obra que ha designado el gobernador es la Ruta 40 Norte, pero no solamente para la minería. Es para el turismo, para la industria y también para la conectividad de los ciudadanos. Es una ruta muy transitada que te conecta con el norte de la provincia. A su vez, el convenio establece otro tipo de infraestructura, como puede ser la hídrica y de saneamiento, que son muy necesarias para la provincia.

El esquema tendrá además una modalidad particular de desembolso. La provincia deberá definir, proyectar y ejecutar las obras y luego recibir los recursos contra los certificados correspondientes. “La provincia elige la obra, la proyecta, la ejecuta y va ingresando contra certificado de obra terminada. O sea, primero la obra, después el dinero”, indicó Perea.

, Loana Tejero

La generadora de energía renovable MSU Green Energy concretó la incorporación de dos nuevas instituciones financieras internacionales de desarrollo a su estructura de capital. Se trata de FinDev Canada y la alemana DEG (integrante del grupo estatal KfW), las cuales aportaron un total de US$ 100 millones -US$ 50 millones cada una- para financiar la expansión de la plataforma de proyectos de la firma en la Argentina.

La unidad de energías renovables del Grupo MSU, informó que la colocación se estructuró mediante la adquisición de títulos en el marco de una ampliación de US$ 130 millones del Bono Verde Internacional que la empresa había emitido originalmente hace dos meses. Con este nuevo tramo, el monto total emitido del instrumento financiero ascendió a US$ 530 millones.

FinDev y DEG son bancas multilaterales y estatales dedicadas a financiar el sector privado en países en desarrollo. La primera de ellas es la Institución Financiera de Desarrollo (Development Finance Institution o DFI) de Canadá, una filial de Export Development Canada (EDC). Su objetivo central es promover el crecimiento económico sostenible, la inclusión de género y la acción climática en mercados emergentes.

En el caso de DEG (Deutsche Investitions- und Entwicklungsgesellschaft) es la banca de desarrollo alemana para el sector privado y forma parte del grupo crediticio estatal KfW, uno de los bancos de desarrollo más grandes de Europa. Financian inversiones sostenibles en países en desarrollo y emergentes.

El bono inicial de MSU logró un plazo de 10 años

En la salida inicial al mercado, concretada el 9 de junio, la emisión superó el monto inicialmente ofrecido, reflejando el interés de inversores internacionales por participar en iniciativas vinculadas con este tipo de proyectos energéticos. El bono fue colocado a una tasa del 9,75% y con un plazo de 10 años, y dio lugar a que la compañía analizara su pronta reapertura aprovechando la liquidez del mercado.

Los recursos obtenidos tendrán como destino principal la construcción de nuevos proyectos de infraestructura renovable. Ese portfolio contempla el una nueva planta de 182 MW de capacidad solar fotovoltaica y 150 MW en sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS), además de la optimización y sostenimiento de los activos actualmente en operación.

El proceso de cierre financiero tomó seis meses de auditorías técnicas, corporativas y de sostenibilidad ambiental, social y de gobernanza (ESG). Con esta operación, la compañía explicó que busca afianzar el plan de inversiones sobre sus activos actuales y su cartera de proyectos en desarrollo.

Al respecto, Hernán Walker, Director y Chief Financial Officer de MSU Green Energy, remarcó la trascendencia del acuerdo para la estructura patrimonial y crediticia de la firma: “La inversión de FinDev Canada y DEG constituye un hito significativo en la historia de MSU Green Energy. Su participación representa un importante respaldo a nuestra estrategia de crecimiento, a la calidad de nuestros activos, y a nuestro compromiso con las mejores prácticas internacionales”.

En la actualidad, MSU Green Energy consolidó una capacidad instalada cercana a los 1,7 GW, integrada por la operación del complejo hidroeléctrico El Chocón–Arroyito y diversos parques solares distribuidos en varias provincias del país, junto con una cartera de proyectos ready-to-build orientados a la transición energética.

, Redacción EconoJournal

Argentina discute cómo modernizar su sistema eléctrico, con una agenda que incluye inversiones, actualización regulatoria y nuevas tecnologías. Sin embargo, hay un aspecto que recibe mucha menos atención y que, probablemente, determinará el éxito o el fracaso de esa transformación: la capacidad de gestionar la información que generará la nueva infraestructura.

La conversación sobre medición inteligente suele detenerse en el dispositivo. El medidor concentra la atención porque es el elemento visible del cambio y el que interactúa con el usuario, pero instalar cientos de miles de equipos no resuelve el problema.

Un medidor inteligente puede enviar lecturas de consumo, eventos, alarmas o avisos de interrupción del suministro. Si multiplicamos eso por cientos de miles de clientes, el resultado es un enorme volumen de información que debe llegar a la persona adecuada, en el momento preciso y con la calidad necesaria para tomar decisiones.

Si esos datos no se validan, no se integran o no se distribuyen correctamente hacia los sistemas de negocio, el potencial de la medición inteligente se reduce considerablemente y hasta puede diluirse. Desde mi experiencia en proyectos de Smart Metering, he comprobado que cuando la gestión de la información es la adecuada, es posible reducir entre un 8% y un 10% las pérdidas técnicas y no técnicas, disminuir entre un 70% y un 90% los costos de lectura manual y mejorar entre un 4% y un 9% los ingresos asociados a la facturación.

Los resultados no dependen únicamente del medidor, requieren de plataformas capaces de validar millones de registros, detectar inconsistencias, distribuir información hacia los sistemas comerciales y operativos y convertir datos dispersos en decisiones concretas. Esa función la cumplen soluciones como los sistemas de gestión de datos de medición (MDM), las plataformas de recolección de información (MDC) y los centros de supervisión que coordinan toda la operación.

Cuando estas piezas funcionan de manera integrada, la distribuidora deja de reaccionar frente a los problemas y comienza a anticiparlos, se detectan pérdidas con mayor rapidez, mejora la calidad del servicio, se optimiza la planificación de la red y se ofrece una atención más eficiente al usuario.

Después de más de 25 años desarrollando proyectos de Smart Metering y gestionando más de 20 millones de medidores inteligentes en Europa y América Latina, hemos llegado a una conclusión que se repite en todos los mercados: la transformación digital de las redes eléctricas no comienza cuando se instala el primer medidor, sino cuando las empresas aprenden a convertir millones de datos en mejores decisiones.

Argentina tiene por delante la oportunidad de modernizar su sistema eléctrico. Pero ese cambio no será exitoso sólo por la cantidad de medidores desplegados, sino por la capacidad de las distribuidoras para utilizar la información que esos equipos producirán todos los días. Ahí estará la verdadera diferencia entre digitalizar una red y hacerla realmente más eficiente.

(*) Director de Mercados de Energía, Telco e Industria para Perú y Cono Sur en Minsait.

, David Burrieza (*)

El desarrollo simultáneo de nuevos proyectos de cobre y litio requerirá una cantidad creciente de bienes, servicios, ingeniería, infraestructura y equipamiento, y pondrá a prueba la capacidad de las empresas argentinas para responder a contratos de mayor volumen y exigencia. El desafío fue uno de los ejes del encuentro “Minería y proveedores: dinamizando las economías regionales”, organizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Mesa del Litio y el Consejo Federal de Inversiones (CFI), donde se presentaron dos estudios sobre el desarrollo de proveedores para la minería y Vaca Muerta.

Del evento participaron los gobernadores Carlos Sadir (Jujuy), Gustavo Sáenz (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), junto con el secretario general del CFI, Ignacio Lamothe. Además estuvieron Viviana Alva Hart, representante del BID en Argentina; y Fernanda Ávila, directora ejecutiva de la Mesa del Litio.

Uno de los trabajos, elaborado por BID, UIA y CAEM, relevó la demanda potencial de los principales proyectos mineros en cartera y las capacidades existentes en la industria argentina. El otro, realizado por CFI, ProPymes y Fundar, buscó identificar qué empresas y sectores tienen posibilidades concretas de integrarse a estas cadenas y cuáles son las condiciones que deberían modificarse para facilitar esa inserción.

El punto de partida es una cartera de más de 70 proyectos mineros con necesidades de inversión superiores a US$ 50.000 millones. Más del 70% de ese monto está concentrado en seis grandes desarrollos de cobre, mientras que alrededor de un cuarto corresponde a proyectos de litio. Pero detrás de esos desembolsos, los estudios exhibieron que existe otra cifra que resulta determinante para la industria que tiene que ver con la cantidad de bienes y servicios que deberán contratarse durante la construcción y operación de las minas.

Una demanda de millones de metros cúbicos y miles de toneladas

Los estudios permitieron dimensionar qué necesitará la nueva minería de litio. Durante la construcción, los proyectos demandarán en promedio alrededor de 200.000 m³ de hormigón por año, 45.000 toneladas de acero estructural, 7 millones de m³ de movimiento de suelos y unos 300 kilómetros de tuberías anuales.

También habrá una demanda significativa de servicios e infraestructura. Esto es así ya que se proyectan unos 6.000 módulos habitacionales por año, además de transporte, logística, montaje, mantenimiento e ingeniería.

La ingeniería representa por sí sola un mercado relevante ya que los requerimientos alcanzarían aproximadamente 1,7 millones de horas-hombre anuales durante la etapa de mayor actividad constructiva. En energía y combustibles, los proyectos analizados demandarían unos 20 MW continuos de electricidad y 40 millones de litros de diésel por año durante la construcción.

La lista continúa con maquinaria y equipos de obra como excavadoras, cargadores, motoniveladoras, grúas y vehículos 4×4. También aparecen bombas para salmuera y diferentes equipos vinculados con los procesos de producción.

El cobre lleva estas magnitudes a otra escala. Los proyectos cupríferos podrían requerir, según las estimaciones presentadas en el encuentro que tuvo lugar este martes, alrededor de 220.000 m³ de hormigón y 68.000 toneladas de acero estructural por año durante la construcción.

Proyectos de litio y cobre

Una vez que las minas entren en producción, la demanda cambia de composición, pero mantiene una escala considerable. El estudio proyecta aproximadamente 2 GW continuos de electricidad, 1.000 millones de m³ de gas natural y 470 millones de litros de diésel por año.

También habrá una fuerte demanda de insumos químicos. Serán necesarios 560.000 toneladas anuales de soda ash y 1,2 millones de toneladas de cal, además de ácido sulfúrico, ácido clorhídrico y otros reactivos.

A esto se suman unas 180.000 toneladas de explosivos y productos de voladura, 32.000 toneladas de bolas de molienda, miles de neumáticos para equipos mineros y servicios permanentes de mantenimiento, reparación, transporte, logística y seguridad.

La escala del negocio también se refleja en el empleo. Mientras un proyecto de litio modelo puede requerir entre 1.000 y 1.500 trabajadores durante la construcción, un proyecto de cobre de gran tamaño puede movilizar hasta 9.000 personas en esa etapa.

El cobre cambia el tamaño de la oportunidad

El salto de escala está explicado principalmente por el desarrollo de los proyectos de cobre. El estudio de BID, UIA y CAEM identifica inversiones potenciales de alrededor de US$ 40.000 millones en proyectos cupríferos y una producción que podría alcanzar 1,25 millones de toneladas de cobre fino hacia 2040.

Para dimensionar la diferencia, el trabajo modelizó un proyecto de litio de 20.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente y otro de cobre porfídico con una producción de un millón de toneladas de concentrado por año.

El proyecto de litio requiere un CAPEX de aproximadamente US$ 500 millones a US$ 600 millones, una demanda energética cercana a 13 MW y entre 300 y 400 empleos directos durante la operación.En cambio, para el cobreel CAPEX estimado se ubica entre US$ 3.000 millones y US$ 4.000 millones, la demanda energética ronda los 240 MW y la operación requiere entre 800 y 1.000 trabajadores.

“La minería va a ser un vector de desarrollo. Es importante saber cómo se van a insertar las economías regionales y cómo se van a insertar los distintos proveedores del país”, señaló Matías Ginsberg del CFI, durante la apertura del encuentro.

Una industria que ya tiene capacidades

La Argentina cuenta con una base industrial y de servicios que ya puede abastecer una parte importante de las necesidades de la minería, destacaron ambos estudios. El relevamiento identificó empresas vinculadas con metalmecánica, estructuras, piping, válvulas, bombas, tanques, cintas transportadoras, ingeniería, laboratorios, movimiento de suelos, obras viales, tratamiento de aguas, mantenimiento, logística, servicios ambientales e indumentaria de seguridad, entre otros rubros. Además, buena parte de esas capacidades fue desarrollada en otras cadenas productivas que también están creciendo.

La experiencia de Vaca Muerta aparece como una plataforma para que empresas que ya trabajan en Oil&Gas puedan reconvertir o ampliar sus capacidades y convertirse en proveedores mineros. “Nos preguntamos cómo aprovechar este boom de Vaca Muerta y el despegue de la minería para el desarrollo de la industria argentina, cómo no dejar pasar este tren”, explicó Tomás Bril Mascarenhas de Fundar.

El estudio de CFI, ProPymes y Fundar buscó justamente identificar esos puntos de contacto entre la oferta existente y la demanda futura. La metodología se apoyó en la idea de “cercanía productiva”, es decir, detectar qué bienes demandarán las nuevas cadenas y qué tan cerca está la industria argentina de poder fabricarlos con las especificaciones requeridas.

“Hay que detectar con qué producto integrarse, a qué nicho, dónde apostar. Hay que leer la oportunidad y ver en dónde entrar y con qué producto”, planteó Bril Mascarenhas.

Superar filtros

Los estudios demostraron que el desafío no es solamente fabricar, sino que hay que estar preparado para venderle a una mina ya que la existencia de capacidad industrial no garantiza la incorporación automática a la cadena minera.

Las empresas proveedoras deben superar una serie de filtros vinculados con calidad, seguridad, estándares técnicos, certificaciones, homologaciones, trazabilidad y capacidad de respuesta.

También necesitan contar con una estructura financiera capaz de soportar contratos de mayor volumen y plazos de pago exigentes. “Hay un desafío de escala. La demanda es rápida. Estar listo y tener certificaciones va a ser clave y poder dar un salto de escala”, explicó Francisco Abramovich, economista de la UIA.

Para una pyme, ese proceso puede ser complejo puesto que ingresar a una cadena minera implica muchas veces contratar personal técnico, invertir en equipamiento, desarrollar ingeniería específica y atravesar procesos de homologación que pueden demandar años.

Por eso, una de las conclusiones fue que que el proveedor no puede limitarse a ofrecer un producto estándar, sino que en muchos casos debe desarrollar una solución a medida, comprender el proceso productivo de la mina y establecer un vínculo técnico con sus equipos de compras e ingeniería.

“La inserción de proveedores no es automática por dinámica de mercado. La experiencia internacional muestra que se necesitan mecanismos de articulación entre oferta y demanda, formación de talento y políticas que reduzcan las barreras de entrada”, advirtió Bril Mascarenhas.

La escala también puede ser un problema

Uno de los desafíos identificados es que la industria argentina puede tener capacidades suficientes para abastecer determinados bienes y servicios, pero no necesariamente la capacidad para responder simultáneamente a varios grandes proyectos en construcción. Esto puede ocurrir en lo que refiere al movimiento de suelos, montajes, logística y determinados servicios de ingeniería.

En el encuentro, distintos representantes del sector destacaron la posibilidad de generar alianzas entre proveedores para abordar contratos de mayor tamaño y compartir capacidades, tecnología y conocimiento. Se tomó como ejemplo la experiencia de Catamarca respecto a la experiencia de las uniones transitorias de empresas (UTE) como una alternativa para resolver problemas de escala.

“Una compañía en etapa de construcción tiene unos volúmenes altísimos de demanda y ahí necesitamos la alianza de empresas para hacer acompañamiento”, señaló Manuel Gómez Bello, presidente de la Cámara de Proveedores Mineros de Catamarca y de la Federación Argentina de Proveedores Mineros.

La distancia también pesa

Los estudios demostraron que las empresas organizan sus compras a través de distintos anillos geográficos. Primero aparecen las comunidades y localidades cercanas al proyecto; luego el resto de la provincia en las que están; después los proveedores del resto del país y finalmente los proveedores internacionales.

La cercanía tiene una explicación económica ya que en bienes voluminosos o pesados, el costo logístico puede determinar la competitividad de un proveedor. Pero también genera un desafío para la industria argentina, cuya capacidad industrial está concentrada en buena medida lejos de los grandes proyectos mineros.

Desde la Cámara Minera de Catamarca, Abás Tanus Mafud, presidente de Minera del Altiplano, destacó tres desafíos centrales: escala, formación y financiamiento. La misma preocupación apareció entre los representantes de los proveedores. Manuel Benítez, presidente de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN), señaló que la llegada de nuevos proyectos supone una oportunidad mucho mayor que la que tuvo el país durante la etapa de Bajo La Alumbrera, pero también exige fortalecer toda la cadena. “Los proveedores no sólo les venden a las mineras. Debemos vendernos entre nosotros”, sostuvo.

Financiamiento y coordinación, las dos piezas que faltan

El salto de escala requiere inversión. No obstante, para muchas pymes, el acceso al capital de trabajo aparece como una de las principales restricciones. Durante el encuentro, el secretario general del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que la minería y el Oil&Gas se están convirtiendo en nuevos motores productivos junto con el agro y anunció que las provincias de la Mesa del Litio avanzan con fondos de garantía destinados a acompañar a las empresas proveedoras.

La estrategia también incluye asistencia técnica, capacitación y articulación entre empresas. El programa ProPymes, presentado por Alejandro Wagner, director de ProPymes de Ternium Argentina, mostró una experiencia de este tipo con asistencia técnica, diagnósticos de empresas, capacitación, vinculación con escuelas técnicas y acompañamiento para que las PyMEs puedan adaptar sus procesos a las nuevas demandas.

“Todo lo que se pueda hacer en Argentina hay que hacerlo”, sostuvo Wagner, quien remarcó que la metalmecánica argentina tiene capacidades para atender una parte importante de la nueva demanda.

, Loana Tejero

“Vaca Muerta es un Fórmula 1 que va a 300 kilómetros por hora y le pedimos a las cadenas de valor que sigan ese ritmo cuando están arriba de una F100 o de un Fiat 600. Lo que quiero decir con esto es que las herramientas de financiamiento que tienen son muy distintas como para poder ir a la misma velocidad”, aseguró Alejandro Granado, CEO de FIDaval, en el último Supplier Day organizado por EconoJournal. A partir de ese diagnóstico, el propio Granado y Daniel Lerner, Managing Director de Adcap Grupo Financiero, se dedicaron a formular una serie de recomendaciones en el panel que compartieron para ayudar a esos proveedores a mejorar su acceso al mercado de capitales.

El que primero tomó la posta fue Lerner quien comenzó dejando en claro con cifras la disparidad que existe en el acceso al financiamiento. “En lo que va de 2026, ha habido más o menos 9.000 millones de financiamiento hard dollar para empresas argentinas. De ese total, entre 5.000 y 6.000 millones fueron a energéticas y 3.500 millones de Vaca Muerta. Ahora bien, eso fue a 5 compañías, que son las grandes. Las medianas y las pequeñas no tienen acceso”, remarcó.

“Para poder acceder a los mercados internacionales van a tener que cambiar la forma de pensar, la forma de hacer, la forma de presentar información, porque el inversor de afuera va a tener una lista de requerimientos o requisitos, llamémoslo due diligence, y muchas de las empresas locales no tienen ese ejercicio porque durante 20 o 30 años no ha habido casi nada de financiamiento internacional”, agregó Lerner.

Recomendaciones para acceder al financiamiento

—Si tuviese que listar las dos o tres recomendaciones que esas empresas van a tener que llevar adelante sí o sí para acceder al financiamiento, ¿cuáles serían? –le preguntó Marcelo García, director para América Latina de Horizon Engage, que estuvo a cargo de la moderación del panel.

Lerner: –Algo que yo veo aquí en Argentina es que nadie tiene un plan a tres o cinco años. ¿Cuál es la misión de la empresa? ¿Cuáles son las metas? ¿Cuál es el objetivo? ¿Cómo piensan llegar a ese objetivo? Habiendo sido inversor, yo buscaba accionistas y compañías que tuvieran una visión clara de hacia donde querían ir, que estaba bien documentada, modelada con análisis de rentabilidad para cada negocio, etc.

—¿Cuánta gente acá tiene un plan de tres a cinco años? –le preguntó Marcelo García al auditorio y solo un puñado de empresarios levantaron la mano.

Lerner puso el foco luego en la necesidad de profesionalizar la estructura y el management y una gestión orientada a la rentabilidad. Sus tres recomendaciones se podrían resumir del siguiente modo:

• Tener una visión y un plan de negocios de mediano plazo: definir con claridad la misión, los objetivos y cómo se piensa alcanzarlos, con un plan a 3-5 años, modelado y respaldado por análisis de rentabilidad.
• Profesionalizar la estructura y el management: ordenar la estructura societaria, eliminar esquemas informales o sociedades interconectadas sin lógica clara, y profesionalizar la gestión, los servicios contables e impositivos y los estados financieros.
• Gestionar el negocio con criterios de rentabilidad y productividad: dejar atrás la lógica de la inflación —en la que aumentar precios podía ocultar problemas de eficiencia— y empezar a medir rentabilidad por unidad de negocio, productividad y retorno sobre el capital.

La responsabilidad de los bancos y las operadoras petroleras

A continuación, fue el turno de Alejandro Granado quien también ofreció su visión sobre el sistema de financiamiento a las pymes que participan de la cadena de valor del oil&gas. “Un primer análisis me dice que hay un descalce estructural entre el ritmo y la velocidad de las inversiones que necesitan las operadoras y la capacidad de crédito de las cadenas de valor, que en general son pymes limitadas por sus balances y sus números. Vaca Muerta es un Fórmula 1 que va a 300 kilómetros por hora y le pedimos a las cadenas de valor que sigan ese ritmo cuando están arriba de una F100 o de un Fiat 600. Lo que quiero decir con esto es que las herramientas de financiamiento que tienen son muy distintas como para poder ir a la misma velocidad”, remarcó.

¿Qué se puede hacer para acortar esta brecha? Granado sostuvo que hay dos actores clave para avanzar en esa dirección: los bancos y las propias operadoras petroleras.

Con respecto a los bancos, aseguró que deben modificar el criterio con el que evalúan el riesgo de las pymes. “Venimos acostumbrados a que siempre el proceso de calificación crediticia se base en los balances, en la historia. Es decir, mirando para atrás. Y en este sector el activo más importante que tienen las pymes son los contratos futuros, sus flujos, independientemente de sus inmuebles o de su maquinaria o de cómo esté estructurado su balance. El sistema financiero tendría que replantear cómo está viendo el financiamiento para las cadenas de valor”, afirmó.

Luego puso el foco en las operadoras petroleras al afirmar que deben coasumir responsabilidades al momento de financiar la cadena de valor. “La estructura de financiamiento de las cadenas de valor debería recaer sobre las espaldas de las operadoras en lugar de que las pymes sean las que tengan que asumir todo el riesgo del crédito”, declaró. Lo que planteó en concreto es lo siguiente:

• Las operadoras deberían dar contratos de mayor plazo y previsibilidad —por ejemplo, de 2 o 3 años— en lugar de trabajar principalmente con órdenes de compra o contratos on call.
• Esos contratos generarían flujos futuros previsibles, que permitirían a las pymes demostrar ante los bancos que tienen ingresos asegurados.

En síntesis, el financiamiento debería estructurarse más sobre la capacidad y el respaldo de la operadora que sobre el balance de las pymes. Las operadoras deberían actuar como “ancla financiera” de sus cadenas de valor, aportando previsibilidad y compartiendo el riesgo para que las pymes puedan acceder a crédito en condiciones acordes con el ritmo de inversión de Vaca Muerta.

–¿Las operadoras deberían darle a sus proveedores una especie de aval vía los contratos futuros? –le preguntó García.

Granado: –Sí, de hecho desde la SGR (Sociedad de Garantía Recíproca) hemos hecho financiamiento de cadena de valor en algunos casos donde la operadora sale de fiador cuando el financiamiento que busca la pyme es para la adquisición de bienes de capital. Se trata de acompañar un poco la necesidad de la pyme que no deja de ser otra cosa que la necesidad de inversión que tiene la operadora para poder seguir su crecimiento.

Cómo puede evolucionar el financiamiento

Lerner estimó luego cómo puede evolucionar el financiamiento para la cadena de valor de Vaca Muerta. “Si miramos al futuro, yo uso, por ejemplo, lo aprobado por RIGI, que es solamente para las grandes empresas en este momento. El pipeline de RIGI está en 20.000 millones a 30.000 millones dependiendo de si se incluyen ciertos proyectos o no. Eso permite dar una idea del tamaño potencial y no incluye a los proveedores, las pymes que tienen que apoyar eso. Es enorme. Tengo fondos que me llaman todos los días diciendo: “Mostrame proyectos, mostrame transacciones”. La demanda o el interés de afuera está y la necesidad local está. Simplemente tenemos que atar las puntas de estructuración, regulación previsibilidad de los contratos. La cantidad de veces que yo he visto contratos y son spot y yo no puedo financiar contra un contrato que un día al otro se puede cancelar o patear para adelante. Aquí tiene que haber take or pay, aquí las operadoras tienen que cambiar los contratos para que sean bancables y financiables.

¿Específicamente en qué tienen que cambiarlos? –consultó García.

Lerner: –Tienen que tener un valor suficiente para que un inversor pueda decir: “Tengo estos flujos previsibilidad por dos o tres años”. No puede ser que un día una de las operadoras diga: “Este mes no necesito arena, no te pago”. Hay que cambiar a algún tipo de take or pay o contratos que tengan valores de cancelación y si cancelan tienen que pagar algo porque la pyme puso toda la maquinaria a trabajar, a producir un producto, un servicio para este contrato. Las pymes no tienen mucho equipo y mucho equity, con el cual yo me puedo garantizar una fuente de repago. Entonces los contratos son importantes.

–¿En el próximo año o año y medio, el ciclo electoral puede generar una merma en el apetito inversor y reavivar el riesgo argentino, o el crecimiento de Vaca Muerta y otros recursos naturales ya permite mitigar ese riesgo?

Lerner: –Yo creo que mitiga bastante. No soy del lado que dicen que si hay preocupación electoral se va a frenar. Yo siempre digo que lo que va a pasar es que va a cambiar el costo. Si soy un inversor y veo que hay un riesgo potencial de cambio de gobierno, no necesariamente voy a decir que no. Quizás te voy a pedir más collateral y te voy a decir: “Ya no es esto, es esto más 400 puntos básicos más”. Para mí cambia el pricing no el sí o el no, pero vine y financié durante el 2013. A mí no me importa. En ese momento no me importaba la figurita de arriba. Si yo sé estructurar bien y lo puedo pricear bien a ese riesgo, entonces lo tomo. Es tan sencillo como eso.

–¿Cómo imagina que se puede captar más ahorro nacional y canalizarlo hacia la cadena de valor de oil&gas?

Granado: –Hay un excedente de flujos en dólares en Argentina y creo que se están desarrollando fondos privados para empezar a financiar a las pymes. Lo que es el sistema financiero, está bastante acotado en lo que se refiere a líneas de financiamiento. Algunos bancos empiezan a llegar a líneas en dólares hasta 5 años. Obviamente, ahí es donde empieza a trabajar la SGR ahí es donde empezamos a funcionar nosotros como mitigadores del riesgo de crédito. Empezar a acompañar a la pyme teniendo en cuenta esto que mencionaba antes, los contratos futuros, si es que hay, que me parece que es el punto central en el cual sin querer estamos trabajando en la charla. Las SGR somos mitigadores de riesgo, estamos acompañando a las pymes. Imagínense que el aval de una SGR, cuando una pyme va a un banco hace que el banco deje de mirar el riesgo de crédito de la pyme y se basa más en la sobrevivencia de la SGR que la está respaldando, con lo cual somos ese eslabón que tiene que estar participando fuerte con las cadenas de valor, estar aliado a las pymes que necesitan el financiamiento. Hay mercado de capital también. Productos hay, más posicionados en el corto plazo, financiamiento de capital de trabajo. Existen pagarés bursátiles avalados que van hasta 3 años, ON pymes avaladas que van hasta 2 años hoy en pesos. Lo más importante es encontrar socios que tengan un abanico de herramientas para poder acompañar a las pymes en la cadena de valor. Tener un banco fuerte en lo que es emisión de obligaciones negociables a través del mercado de capitales, tener una empresa de leasing que permite otorgar maquinarias para el desarrollo de negocios, tener una Alyc donde se generen ventajas competitivas por todo lo que es la negociación a través del mercado de capitales. Hay herramientas locales, acotadas como bien se dice, pero creo que tenemos que seguir trabajando, empujando, porque es la única manera de que el financiamiento termine llegando a quien tiene que llegar.

, Redaccion EconoJournal

SECCO avanzó con dos proyectos de generación solar en Corrientes, con la habilitación comercial del Parque Solar Fotovoltaico Bella Vista y el cierre de las principales obras del Parque Solar Esquina.

El Parque Solar Bella Vista, de 7 MW de potencia, recibió la habilitación comercial de CAMMESA a partir del 1° de julio de 2026 y ya se encuentra operativo. El proyecto se convirtió en el primero adjudicado en el marco del programa RenMDI en entrar en funcionamiento en Corrientes y en el segundo a nivel nacional.

A su vez, SECCO se encuentra en la etapa final de construcción del Parque Solar Esquina, que tendrá una potencia de 20 MW. El proyecto ya completó los trabajos civiles, el montaje de infraestructura y los ensayos de comisionado e inyección.

El principal trabajo pendiente es la finalización del electroducto de conexión, necesario para avanzar con la habilitación comercial definitiva del parque.

Cuando ambos proyectos estén operativos, SECCO habrá incorporado 27 MW de nueva capacidad de generación solar al sistema eléctrico de Corrientes.

“Los trabajos de obra civil, infraestructura interna y montaje avanzaron incluso antes de lo planificado. Esto nos permitió habilitar comercialmente el parque de Bella Vista y dejar el parque de Esquina prácticamente finalizado, a un paso de su habilitación comercial tras las pruebas correspondientes”, señaló Matías Gómez, gerente Comercial de Generación de Energía de SECCO.

Dos proyectos dentro de RenMDI

Los parques Bella Vista y Esquina fueron adjudicados en la Convocatoria RenMDI de CAMMESA, que buscó incorporar nuevos proyectos de generación renovable y ampliar la capacidad disponible en distintos puntos del sistema eléctrico.

En el caso de SECCO, ambos desarrollos se ejecutaron con capital propio. La puesta en marcha de Bella Vista y la próxima entrada en operación de Esquina permitirán sumar generación solar a la red eléctrica correntina y ampliar la capacidad renovable disponible en la provincia.

Con Bella Vista ya habilitado y Esquina en su tramo final, los dos proyectos representan una incorporación conjunta de 27 MW de potencia solar al sistema eléctrico provincial.

, Redaccion EconoJournal

360Energy anunció un cambio en su conducción ejecutiva: Alejandro Ivanissevich, actual presidente y fundador de la compañía, asumirá de manera transitoria el cargo de Chief Executive Officer (CEO), tras la salida del anterior titular de la posición.

Con más de 35 años de trayectoria en el sector energético, Ivanissevich fue fundador de Genneia y posteriormente de 360Energy. Su regreso a la conducción ejecutiva se da en un momento en el que la empresa busca consolidar su crecimiento y ampliar sus operaciones en la región.

Nuevos proyectos fotovoltaicos

La compañía cuenta con más de 400 MW de nuevos proyectos fotovoltaicos en desarrollo y ejecución en Argentina, Brasil y México, en el marco de una estrategia de expansión internacional y diversificación de sus negocios.

Uno de los ejes de esa estrategia es el almacenamiento de energía. 360Energy suma 68 MW en proyectos BESS a partir de la reciente adjudicación de AlmaSADI y del próximo inicio de la construcción de proyectos solares con almacenamiento correspondientes al programa RenMDI.

La empresa también avanza con la puesta en marcha de un parque solar tipo carport de 11 MW, presentado como el más grande de Latinoamérica. El proyecto combina generación de energía renovable con estructuras destinadas a la protección de vehículos en grandes superficies de estacionamiento.

A su vez, la compañía prevé poner en operación durante el último trimestre del año tres proyectos de autoabastecimiento industrial en Brasil: Porto Real, Goiana y Betim, que en conjunto alcanzan una potencia de 100 MW.

Según la compañía, estos proyectos apuntan a ampliar su oferta de soluciones energéticas para grandes clientes industriales y consolidar su presencia en el mercado regional.

El regreso de Ivanissevich

Ivanissevich destacó que su designación se produce en un contexto de expansión de la compañía y del sector energético.

“Esta nueva etapa como CEO de la compañía se da en un contexto de enorme dinamismo para la empresa y el sector. Contamos con un sólido equipo, una cartera de proyectos en pleno desarrollo y una estrategia clara para seguir creciendo en la región, generando valor para nuestros clientes, socios e inversores”, expresó.

La compañía atraviesa así una nueva etapa de reorganización de su estructura ejecutiva, mientras mantiene en marcha una cartera de proyectos que combina generación renovable, almacenamiento y soluciones de abastecimiento energético para grandes consumidores.

, Redaccion EconoJournal

El jefe de Gabinete de la Nación, Diego Santilli, recibirá este miércoles en la Casa Rosada al gobernador Rolando Figueroa, en lo que será el primer acercamiento público entre ambos tras el rechazo de Neuquén a la Ley de Tierras. El funcionario nacional tiene la misión de alinear a los gobernadores detrás de otras iniciativas claves para la administración de Javier Milei en el Congreso, como son la eliminación de las PASO, la modificación del régimen de Zona Fría y el reciente proyecto de reforma del Banco Central.

Con el calendario electoral cada vez más cerca, el enviado de la Mesa Política también conversa con aliados la posibilidad de hacer acuerdos para el 2027, mientras La Libertad Avanza insiste con que llevará candidatos en todas las provincias.

En el caso de Neuquén, el gobernador llega al encuentro de esta semana sintiéndose fortalecido tras el rechazo a la ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada que votó su senadora, Julieta Corroza.

En la lectura que hacen desde la Provincia, fue una decisión acertada haber impuesto un límite al gobierno de Milei frente a la ampliación de la extranjerización de tierras y la flexibilización en el manejo de los bosques.

«Incluso fue bueno para la relación con Nación. Poner Neuquén delante de todo impone respeto», afirmó una fuente cercana a Figueroa.

La reunión con Santilli está programada para el miércoles a las 15 en Casa Rosada y formará parte de las actividades que tendrá esta semana el gobernador de Neuquén en Buenos Aires. El jueves será uno de los speakers de la 23ª edición del Council of the Americas, el evento empresarial que se realizará en el Alvear Hotel Palace y que lo reunirá también con buena parte del gabinete nacional.

El propio Javier Milei confirmó su participación junto al ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo; el canciller, Pablo Quirno; el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger; además de Diego Santilli.

Traspaso de rutas nacionales

Si bien no se conoció oficialmente la agenda de temas que abordarán Figueroa y Santilli en el encuentro del miércoles, desde el gobierno de Neuquén confirmaron a EN/CLAVE que ambos funcionarios aún siguen con conversaciones abiertas para concretar el traspaso de las rutas nacionales, cuya firma se había comprometido en abril pasado.

Una de las vías solicitadas por el gobierno de Neuquén es la Ruta 22, desde el Tercer Puente, en límite con Río Negro, hasta Arroyito. Esa arteria, conocida como Autovía Norte, fue provincial hasta que la gestión de Omar Gutiérrez acordó en 2021 su traspaso a Vialidad Nacional a cambio de provincializar la exmultitrocha.

Si se efectiviza este nuevo cambio que está solicitando la administración de Figueroa, ambas quedarían en manos de Neuquén. En el caso de la exRuta 22 o Avenida Mosconi, el municipio de la capital ya la está interviniendo con una mega obra para convertirla en una avenida urbana de ocho carriles.

Por otro lado, el gobierno provincial también busca que Nación le transfiera rutas que están en el interior del territorio y que son estratégicas en la conexión con los pasos internacionales con Chile.

La semana pasada, durante su discurso en la Jornada Comex Norpatagónica 2026, adelantó que están solicitando al gobierno nacional «que nos transfiera la Ruta 242 a Pino Hachado para poder mejorarla y cobrar peaje a las personas que ingresan». Esto porque Figueroa afirmó que hay muchos camiones con recorrido Chile-Chile que ingresan al territorio argentino «solo para eludir el pago del peaje».

Por otra parte, Neuquén también pedirá el control de la Ruta 231 hacia el Paso Cardenal Samoré, parte de la 40 en el sur y de la 237 en el límite con Río Negro, para «ordenar la circulación y terminar también la Circunvalación de Villa La Angostura», una obra inconclusa del gobierno nacional.

Figueroa aseguró que «en uno o dos meses, más todos los pasos internacionales van a ser administrados por la Provincia».

Prendas de cambio

Diego Santilli debe buscar apoyo en los gobernadores aliados para aprobar reformas legislativas importantes para el gobierno de Milei como son el paquete electoral que elimina las PASO, la media sanción al régimen de Zona Fría y el proyecto de modificación del Banco Central.

El gobernador de Neuquén ya anticipó su acuerdo con prescindir de las primarias en el calendario electoral, aunque ese aval no se traslada, necesariamente, a todos los puntos de la reforma. El proyecto enviado por el Poder Ejecutivo incluye cambios en la Boleta Única de Papel para habilitar nuevamente las listas sábana, al habilitar un casillero de votación por «lista completa», algo que los provincialismos como el de Figueroa habían trabajado por quitar en el debate del 2024.

Los libertarios necesitan más que nunca a los gobernadores aliados, tras el encuentro de la semana pasada que abroqueló al peronismo bajo una misma misión: evitar la eliminación de las PASO para impedir la reelección de Milei.

En cuanto al régimen de Zona Fría, si bien Neuquén seguirá contemplado dentro del esquema de subsidios, ya adelantó su rechazo frente a un artículo que le otorga discrecionalidad al gobierno nacional para definir el porcentaje.

Santilli está trabajando con gobernadores del Norte para negociar un régimen paralelo de Zonas Cálidas que ayudaría a reunir algunos de los votos que faltan. Pero aún debe construir un punto de encuentro con Figueroa que luce difícil si la intención del oficialismo es no modificar la media sanción para evitar una vuelta a Diputados.

, Andrea Durán

La provincia de Buenos Aires aprobó en junio su propio programa para incorporar baterías de almacenamiento destinadas reforzar el sistema de generación de energía eléctrica. Como parte de ese proceso, la gobernación de Axel Kicillof convocó a una licitación y le adjudicó a la empresa china Huawei la provisión del equipamiento.

Ese dato, que pasó desapercibido, acaba de adquirir una relevancia política inusitada luego de que el embajador estadounidense, Peter Lamelas, cuestionó en los últimos días el uso de la tecnología china y amenazó a los directivos de una cooperativa neuquina con revocarles sus visas si no dan marcha atrás con una adjudicación concretada a esa misma empresa.

A raíz del veto de Lamelas a Huawei, EconoJournal consultó sobre el tema al subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni. «Huawei presentó la mejor oferta en el proceso de adjudicación y, en función de eso, no tenemos nada que objetar respecto de la decisión adoptada. Se trata de una empresa con una trayectoria reconocida, que viene trabajando desde hace años en Argentina con distintas empresas del sector privado y que tiene, además, una presencia importante a nivel internacional», respondió.

El funcionario consideró que «los cuestionamientos planteados por la Embajada de Estados unidos dan cuenta de una intromisión que expresa, por un lado, la obediencia del gobierno nacional para con Estados Unidos; y por otro, la disputa comercial y tecnológica de este país con China. No creemos que ese debate deba interferir en las decisiones que toma la Provincia de Buenos Aires en función de sus propias necesidades y prioridades».

El cuestionamiento de Lamelas, embajador de origen cubano y nacionalizado estadounidense, involucró a la cooperativa neuquina CALF, por un data center vinculado a Vaca Muerta. El embajador declaró la semana pasada en Amcham que la presencia de la compañía china en dicho yacimiento desalienta la inversión extranjera y sostuvo que el Partido Comunista Chino exige acceso a los datos que transitan por dicha tecnología, lo que pone en riesgo la seguridad de proyectos estratégicos.

Ghioni despegó la decisión bonaerense de comprar baterías Huawei de una lectura geopolítica: «Nuestra posición no responde a una alineación automática con una potencia u otra. Lo que hacemos es evaluar, en cada caso, qué alternativa resulta más conveniente para la Provincia, con criterios técnicos, económicos y de eficiencia. En este caso, Huawei presentó la mejor oferta y fue adjudicataria conforme al procedimiento correspondiente».

El programa de la provincia de Buenos Aires con baterías busca suplir los déficits de transporte a partir del próximo verano. Contempla una potencia de 25 megawatts (MW) y una capacidad de almacenamiento de 125 MWh, que se distribuirán en cuatro nodos: Mar del Tuyú, Carmen de Areco, Arrecifes y Capitán Sarmiento. La inversión se estima en $31.200 millones y se financia con recursos ya existentes del Adicional de Costo de Generación Distribuida, según se informó oportunamente desde la Provincia.

Cómo operará el sistema de baterías

El programa bonaerense de baterías reemplaza al esquema usado en veranos anteriores, basado en generación móvil a gasoil.  “Vamos a estar expectantes —dijo Ghioni—, antes usábamos el sistema únicamente en el momento en que lo necesitábamos en los días más calurosos, porque era mucho más costoso y se quemaba gasoil. Ahora la inversión ya está hecha. Las baterías se van a poder usar todo el año para optimizar el sistema”.

Las baterías se usarán cuando TRANSBA, concesionaria del servicio de transporte de energía bonaerense, detecte saturación en las líneas de media tensión o en las subestaciones de 132 kV y solicite su activación, en el nivel de distribución, a través de las subestaciones de cada distribuidora o cooperativa eléctrica local.

«Cuando la transportista lo pida en base a restricciones porque está colmada la línea, estén saturadas las subestaciones o empiece a ver que no tiene capacidad suficiente de transporte en base a potencia demandada, ahí entrarán las baterías”, dijo, y aclaró que el sistema será operado por Buenos Aires Energía S.A., BAESA.

“La experiencia hasta ahora —a partir del Plan Verano, que se implementó por varios años consecutivos con generación móvil a gasoil— era usarlo los días más calurosos, que podían ser 1, 5, 10 o 15 días en todo el verano, según el lugar, con picos de demanda en esos momentos. Hubo veces que el sistema se usó dos horas por día en una semana y después estuvo tres semanas sin usarse”.

La licitación del programa se dividió en dos tramos: el del equipamiento, ya adjudicado a Huawei, y el de la obra civil (EPC), todavía en proceso de análisis de ofertas. Según Ghioni, tanto el equipamiento como la instalación deberían estar listos hacia fin de año, aunque la puesta en operación formal, según lo informado por la Provincia, está prevista para enero de 2027.

“A Huawei le compramos los equipos, ya son nuestros, y los vamos a tener por 15 o 20 años, salvo que hipotéticamente se hagan obras de transporte que resuelvan los problemas en lugares puntuales, en cuyo caso se evaluará de ser necesario moverlos a otro lado”, agregó el funcionario.

Un esquema paralelo al plan nacional

El programa bonaerense es propio, pero se inscribe dentro de la convocatoria nacional “AlmaSADI” y de estimaciones de CAMMESA sobre nodos con riesgo de saturación en el sistema eléctrico argentino, según lo señala la propia resolución de la iniciativa.

AlmaSADI es la continuación de AlmaGBA, la primera experiencia de almacenamiento a escala del país, que en 2025 adjudicó 713 MW en nodos críticos del AMBA con una inversión cercana a los US$ 540 millones, hoy en obra. A partir de esa base, la Secretaría de Energía de la Nación lanzó en febrero 2026 una convocatoria para sumar otros 700 MW en el resto del país, con eje en el NOA, el NEA, Cuyo, el Litoral, el Centro e interior bonaerense. La licitación en julio quedó formalizada con la adjudicación de 700,5 MW distribuidos en 20 proyectos de cinco empresas: Genneia, DQD Energy, 360 Energy Solar, Aluar e Intermepro.

Ambos esquemas, nacional y provincial, responden a la misma lógica: usar baterías para cubrir lo que se resolvía en forma más costosa e ineficiente a través de generadores a combustible.

, María Eugenia Rodríguez

Peter Thiel adquirió acciones de Vista por US$ 76 millones, según un documento presentado el viernes ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC). La cifra equivale aproximadamente al 1% del capital de la petrolera que conduce Miguel Galuccio.  El multimillonario de origen alemán concretó su desembarco a través de Thiel Macro LLC, el hedge fund con el que administra acciones de firmas que cotizan en el mercado de capitales.

Thiel fue cofundador de PayPal, una de las principales plataformas de pagos digitales del mundo. Actualmente se especializa en tecnología de frontera (frontier tech), con una concentración muy marcada en inteligencia artificial y tecnología de defensa, a través de firmas como Palantir Technologies, SpaceX, Anthropic, Etched y Anduril. También ha venido invirtiendo en algunas compañías energéticas, vinculadas al sector eléctrico y la industria nuclear. Es la primera vez que realiza una inversión significativa conocida en una petrolera tradicional, lo que le permitirá poner un pie en Vaca Muerta.

Los activos de Vista Energy

La compañía elegida por Peter Thiel lleva invertidos unos US$ 7.000 millones en la Argentina, produce unos 160.000 barriles equivalentes diarios y destina más del 70% de su oferta de crudo a la exportación.

En el segundo trimestre reportó ingresos totales por US$ 1.150 millones, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Además, reportó un incremento de la producción del 32% respecto del mismo período de 2025, impulsado por el desarrollo de los activos de la compañía en Vaca Muerta.

La compañía conducida por Galuccio concentra sus principales inversiones en Bajada del Palo Oeste, su activo central en Vaca Muerta, y en menor medida en La Amarga Chica, Bajada del Palo Este y Aguada Federal. A su vez, el mes pasado anunció la presentación formal de la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo del bloque Bandurria Norte. El proyecto contempla un plan de inversión estimado en US$ 5.800 millones.

La relación de Peter Thiel con Javier Milei

El empresario de 58 años con vínculos estrechos con el republicano Donald Trump y, en particular, con su vice, JD Vance, se interiorizó por el experimento libertario de Javier Milei desde sus inicios.

El 27 de febrero de 2024 lo visitó en la Casa Rosada, aunque el gobierno no informó sobre aquel encuentro. Solo trascendió por el registro de ingresos donde consta que llegó acompañado con su pareja Matt Danzeisen.

El 6 de mayo, Thiel y Milei se encontraron en un foro que organizó Milken Institute en la ciudad de Los Ángeles y dos días después Thiel volvió a verse con Milei en Casa Rosada. El encuentro fue gestionado por el empresario Alec Oxenford. “Visité a Javier Milei en la Casa Rosada con Peter Thiel, quien me dijo que cree que las ideas de Javier Milei son tan relevantes a nivel global como lo son para Argentina”, resumió entonces Oxenford, quien luego sería nombrado embajador en Estados Unidos.

El 23 de abril de este año Milei volvió a recibir a Thiel en Casa Rosada y ese mismo día se supo que el empresario había comprado una mansión en Barrio Parque. En ese momento trascendió que tenía previsto quedarse en el país al menos dos meses. De hecho, el sábado 16 de mayo de 2026 participó de un torneo barrial en el Círculo de Ajedrez Torre Blanca, en Almagro, donde terminó tercero. Luego The New York Times informó que Thiel había trasladado temporalmente a su familia a Argentina y que sus hijos habían sido inscriptos en una escuela local, en el contexto de una posible búsqueda de una residencia alternativa fuera de EE.UU.

Esa cercanía con Argentina a través de Milei puede haber sido uno de los factores que ahora lo llevó a invertir en Vaca Muerta.

Las inversiones de Peter Thiel en la industria energética

El fondo Thiel Macro LLC declaró una cartera de 418,7 millones de dólares, que incluye participaciones en Vista, Amazon y las empresas de energía American Electric Power, Vistra Corp., DTE Energy, FirstEnergy, CMS Energy y X-Energy.

De ese listado, la única petrolera es Vista. American Electric Power, DTE Energy, FirstEnergy, CMS Energy se dedican fundamentalmente a la generación, transmisión y/o distribución de electricidad, y en algunos casos también de gas natural en Estados Unidos, Vistra Corp. es una delas mayores generadoras eléctricas de ese país con una importante cartera de centrales nucleares, mientras que X-Energy desarrolla pequeños reactores nucleares modulares (SMR) y combustible nuclear avanzado.

Thiel también es cofundador y socio de Founders Fund, la firma de venture capital que invierte principalmente en compañías privadas de tecnología, entre ellas SpaceX y también en algunas empresas de energía, como General Matter, Radiant Industries, Avalanche Energy, Voya, Panthalassa y Crusoe Energy.

General Matter desarrolla tecnología para producir uranio enriquecido destinado a reactores nucleares, Radiant Industries fabrica microreactores nucleares, Avalanche Energy tecnología de fusión nuclear y Voya es una empresa de tecnología energética que desarrolla un proceso para convertir metales en energía. Founders Fund participó en su ronda semilla de 2025.

Panthalassa, por su parte, es una empresa que desarrolla sistemas para generar electricidad a partir de las olas y utilizarla para alimentar infraestructura de IA en el océano. Además de tener intereses a través de Founders Fund, Thiel tiene en esa startup una inversión personal.

Crusoe Energy merece una mención aparte. En sus inicios se especializaba en capturar el gas asociado que las petroleras suelen quemar en antorchas (flaring) cuando no resulta económicamente viable transportarlo y comercializarlo. En vez de desperdiciar ese gas, lo utiliza para producir electricidad y alimentar computadoras. Inicialmente esas computadoras se usaban principalmente para minería de Bitcoin y después para otras cargas de cómputo.

En 2023 Crusoe llevó esa tecnología a Vaca Muerta, asociada con la empresa argentina Unblock Computing. Allí instaló su sistema de Digital Flare Mitigation para aprovechar gas que de otro modo se habría quemado. Ahí ya se puede rastrear un primer vínculo conocido de Thiel con Vaca Muerta, pero indirecto: Founders Fund invirtió en Crusoe y Crusoe desarrolló operaciones en Vaca Muerta.

No obstante, en 2025 Crusoe vendió su negocio de Digital Flare Mitigation, por lo que ya no tiene como actividad principal capturar gas de los pozos petroleros. Hoy se presenta fundamentalmente como una empresa de infraestructura para inteligencia artificial: desarrolla grandes centros de datos y busca ubicarlos donde pueda conseguir abundante energía, incluso desarrollando su propia infraestructura energética.

Founders Fund tiene identificada a la energía como un sector estratégico, pero no con foco en los hidrocarburos. Su manifiesto fundacional incluye un apartado sobre energía donde sostiene que una sociedad con mayor bienestar material necesitará consumir más energía, pero las fuentes convencionales tienen importantes costos políticos, ambientales y, en el caso del petróleo, limitaciones geológicas. Su tesis central es que no alcanza con mejorar marginalmente tecnologías como la solar o la eólica: hacen falta innovaciones energéticas radicales que sean tan buenas o mejores que las fuentes convencionales, más baratas, con menores externalidades y capaces de operar a gran escala. Por eso considera que las nuevas fuentes de energía representan una enorme oportunidad.

, Fernando Krakowiak

Hubo cierto alivio esta semana en el gobierno de Rolando Figueroa porque desescaló el conflicto entre la Embajada de Estados Unidos y CALF por la posible contratación de Huawei por parte de la cooperativa. Como había anticipado EN/CLAVE, el tema efectivamente se metió en la Legislatura, pero no prosperó, y la reunión en el Palacio Bosch contribuyó a «bajar la espuma» como esperaba el oficialismo.

El bloque de Figueroa mantuvo un silencio estoico el miércoles para no involucrarse en la sesión donde la diputada del MPN y asesora legal de CALF, Cielubi Obreque, buscó que se trate sobre tablas su proyecto para rechazar las presiones norteamericanas, frente a integrantes de la cooperativa que presenciaron el debate desde la barra del recinto.

La legisladora insistió con que no apuntaba a generar «un confronte geopolítico», sino defender la seguridad jurídica para todas las empresas que desean invertir en Neuquén. Tuvo respaldo de la izquierda, del kirchnerismo y de diputados de su bloque más alineados al sector petrolero y menos al gobierno provincial, pero no alcanzó para aprobarlo.

Se habló de una reacción «muy tibia» del gobierno provincial y Darío Martínez llegó a sugerir: «Si hoy la Embajada te opina sobre un contrato de tecnología, mañana te pueden opinar sobre otorgar una concesión».

Pero fue un integrante del mismo MPN, Claudio Domínguez, quien promovió el argumento en contra. «No están diciendo que les van a declarar la guerra. Si CALF decide comprarle a Huawei lo voy a respaldar y está muy bien, pero también está en su derecho Estados Unidos de decir ‘si hacés esto, te voy a sacar esto’. Si no, hagamos un repudio porque a Italia y a Chile no les exigen visa y a la Argentina sí», sugirió.

El detalle de los países parece que no fue menor: quienes siguieron de cerca el tema en estos días dijeron que, a diferencia de la gravedad que expuso en el Congreso Nacional el secretario general de ATE y vicepresidente segundo de la cooperativa, Carlos Quintriqueo, otros funcionarios lo tomaron más a la ligera. Uno habría sido Marcelo Severini, quien ostenta el máximo cargo en la organización y le atribuyen contar con ciudadanía italiana, lo que volvería inocua la amenaza.

El diputado Domínguez fue también quien pidió en la sesión tener «ojo» porque, mientras se debatía el tema en la Legislatura, los directivos de CALF se reunían en Buenos Aires con el embajador Peter Lamelas. No fuera cosa que la cooperativa saliera dando de baja el contrato con la firma china y dejara a los legisladores en offiside.

No se explicitó que esto fuera a suceder, porque se planteó la autonomía para trabajar con múltiples proveedores, pero desde la cooperativa destacaron la cordialidad del encuentro y la predisposición de la Embajada a colaborar para que CALF expanda sus operaciones en Vaca Muerta tendiendo puentes con empresas norteamericanas.

Un actor político con vuelo

Para el gobierno provincial esto podría calzar mejor con los planes para seguir contratando con la cooperativa en el despliegue de fibra óptica que se está haciendo en todo el territorio. El propio Lamelas lanzó una advertencia el viernes, durante su discurso en el Summit Amcham 2026, respecto de que las empresas norteamericanas que quieren entrar a Vaca Muerta «necesitan garantías de que sus datos son protegidos y están en redes de confianza».

Por otro lado, el acercamiento apacigua parcialmente un conflicto que le dio demasiado aire a un actor político que hoy responde a muchas líneas conectadas entre sí (de ATE, del municipio de Neuquén, del gobierno provincial, entre otras), pero no depende exclusivamente de ninguna. A la vez que administra una millonaria caja con más de 110.000 asociados por ser el único proveedor del servicio eléctrico en Neuquén capital que ahora suma redes de internet.

El jueves, el presidente Marcelo Severini hizo una demostración de fuerza en la ciudad al convocar a un encuentro con cooperativas de todo el país que firmaron la «Declaración de Neuquén», un documento para defender la autonomía de las cooperativas para definir su propio gobierno.

En paralelo, el exdiputado kirchnerista y ahora gerente de Tecnologías de la Información y Comunicación de CALF, Sergio Fernández Novoa, cuestionó a los legisladores neuquinos que no acompañaron a la cooperativa durante el proceso. Fue el pie que necesitaba para tomar parte en el asunto La Libertad Avanza, que la tiene entre sus adversarios políticos por el costo de las tarifas.

«No solo que no acompañamos a CALF, sino que lo cuestionamos fuertemente», contestó en sus redes la senadora Nadia Márquez, quien enumeró entre sus críticas «empleados con doble cargo, gastos inauditables, impedimento a los asociados de participar en las elecciones y sindicalismo metido».El músculo de una cooperativa: lo que dejó el conflicto entre Peter Lamelas y CALF

, Andrea Durán

La tecnología y la innovación jurarán un rol importante en la transición que las empresas en Vaca Muerta están realizando desde el desarrollo del no convencional al salto exportador. Son muchas las empresas que ya están ofreciendo soluciones innovadoras para mejorar la competitividad de las empresas del oil&gas, como en inteligencia artificial y en manufactura aditiva.

Una ventana a ese mundo se pudo ver esta semana en el espacio de e-Connection e Innovation Room, en el Supplier Day organizado por EconoJournal, que ofició como punto de encuentro en donde empresas como Conuar, Santex, Fligoo, SSS Clutch Company y Brava Ingeniería presentaron desarrollos, tecnologías y soluciones que ya están impactando en la industria.

Vaca Muerta: Inteligencia artificial en la industria de Oil & Gas

La aplicación de inteligencia artificial en los procesos productivos, la gestión diaria y la estrategia corporativa es un objetivo que cada vez más operadoras del oil&gas y las empresas que componen su cadena de valor comienzan a asumir. Santex y Fligoo son dos de las empresas que ayudan a sus clientes a detectar oportunidades para la aplicación de IA y ofrecer soluciones.

En Santex, una compañía dedicada al desarrollo de software y al change management para la implementación de inteligencia artificial en procesos productivos, ven que la expansión de Vaca Muerta incrementa la presión a los proveedores para reducir precios y mejorar la productividad.

La empresa fue fundada hace 27 años en California. Luego mudó su sede central a Córdoba y posee oficinas en EE.UU., Perú y México. Desde Córdoba brinda servicios a proveedores de todo el ecosistema en Vaca Muerta: empresas de logística, siderúrgica y de materiales pesados, entre otros rubros.

Puntualmente, la empresa ofrece una plataforma para el diseño customizado y la implementación de agentes de inteligencia artificial que brindan soluciones en procesos productivos y en gestiones diarias. Por ejemplo, agentes aplicados a optimizar toda la cadena de pago a proveedores y de cobranza de facturas.

«Un cliente pasó de destinar 8500 horas por trimestre al pago y cobro de facturas a hacerlo en 1200 horas, es un ahorro de tiempo y costos brutal y que libera a la gente para hacer tareas de mayor valor agregado», indicó Antonio Safadi, líder de innovación de laboratorio de Sandex, ante una consulta de EconoJournal.

Un recorrido fundacional similar realizó Fligoo. «Empezamos en San Francisco, California, desarrollando IA predictiva. Con el tiempo nos expandimos a Brasil y llegamos a la Argentina hace un año. Desarrollamos IA desde que empezamos, sobre todo IA predictiva, que es analizar comportamiento pasado para predecir comportamiento futuro. Con el tiempo fuimos agrandando el scope, hoy trabajamos con todo el espectro de IA, con agentes, IA de automatizaciones, de control towers, de optimización de logística», explicó Juan Cruz Garzón, CCO de Fligoo.

En la industria del oil&gas, Fligoo ya trabaja con varias empresas para optimizar su cadena de valor. «Estamos ayudando a algunos, por ejemplo, a optimizar el movimiento de arena desde Entre Ríos a Neuquén, que es un tema complejo que recién se está armando. Los ayudamos a mapear su logística, ir viendo cómo vienen las distintas entregas, ir previendo si va a haber cuellos de botella, cómo lo resolvemos», explicó.

Precisamente, la IA predictiva colabora en estimar cuánta arena una operadora consumirá en sus pozos y en planificar las compras con mayor eficiencia. «En toda la parte de planificación hay mucha IA predictiva. Se busca predecir cuánto vas a necesitar, predecir si un camión va a llegar a tiempo o no, predecir si una máquina se va a romper en el camino, todo eso es predicción», graficó el CCO de Fligoo.

Manufactura aditiva o la posibilidad de encontrar nuevas rutas de fabricación

La manufactura aditiva métalica esta ganando lentamente terreno en el panorama productivo argentino a medida que las empresas descubren a través de ella nuevas rutas de fabricación cuando los procesos convencionales presentan limitaciones técnicas, geométricas, productivas o de escala.

Conuar es una de las empresas que más está incursionando en manufactura aditiva, empleando tecnología de impresión por fusión en lecho de polvo (PBF) y estableciendo alianzas con empresas de la industria petrolera para ayudarlas a adoptarla y emplearla bajo los estándares necesarios.

«En este momento estamos trabajando con empresas, no desde un enfoque netamente comercial, sino con un enfoque de socio estratégico, acompañándolos en el proceso de adopción de la tecnología, en el criterio de adopción de los estándares que se necesitan como para poder tener la tecnología validada y probada antes de pasar a incorporar las piezas como funcionales en las plantas industriales y los procesos productivos», explicó Germán Kuglien, jefe de Nuevos Negocios de la empresa.

La empresa que fabrica los combustibles para las centrales nucleares argentinas está siguiendo los pasos de otras empresas internacionales de la industria nuclear que ya emplean la manufactura aditiva como un método de fabricación regular. Por ejemplo, en la impresión de algunas de las piezas que se utilizan en el armado de los elementos combustibles nucleares, un objetivo que Conuar se está planteando.

«Vimos que muchas empresas no tenían la manufactura aditiva en el radar. Entonces, mediante la normativa que estamos incorporando internamente, se la mostramos abiertamente a otros, como para que también interpreten cuáles son los requisitos que necesitan para poder incorporar esta tecnología», añadió.

Conuar ya realiza impresiones con acero inoxidable 316L y próximamente realizará ensayos con Inconel 718 y Titanio grado 5. «Tenemos parámetros abiertos en la impresora para trabajar con otros polvos según lo que requiera la industria«, explicó Matías Tellinger, diseñador industrial de Ingeniería y Fabricación de la empresa.

La incorporación de tecnología de manufactura aditiva fue una iniciativa del área de Investigación y Desarrollo (I+D), establecida por Conuar hace dos años. La empresa avanza en otros proyectos de investigación, como las tecnologías de almacenamiento y de purificación de hidrógeno para captura de dióxido de carbono o el enriquecimiento de litio con aplicaciones para la industria nuclear.

Motores duales para la industria de Oil & Gas

SSS Clutch, una empresa británica líder en la fabricación de embragues automáticos, presentó por su parte sus compresores duales (con motor eléctrico y motor a gas) para la industria petrolera.

«Acá en Argentina el compresor se maneja con un motor eléctrico o con un motor a gas. Ofrecemos un manejo combinado, para que un compresor pueda ser manejado por un motor eléctrico o por un motor a gas indistintamente. Pueden estar los dos en la misma línea de montaje y en el mismo eje, alimentando el compresor, y funciona uno u otro, según se necesite. Se puede implementar tanto en upstream, midstream y downstream«, explicó Gustavo Bernadou, representante de SSS Clutch.

Por otro lado, Brava Ingeniería se dedica a brindar soluciones en construcciones y servicios de ingeniería para el oil&gas, con una trayectoria de 15 años de experiencia operando en todo tipo de suelo y proyectos.

La empresa estableció una articulación con Transporte Peduzzi para converger en un esquema operativo integrado sin perder su identidad y con la capacidad de prestar soluciones completas.

La interacción entre ambas compañías permite cubrir múltiples etapas dentro de un yacimiento, desde la construcción de locaciones y el movimiento de suelos hasta la logística, el mantenimiento y servicios específicos. Todo bajo estándares operativos alineados. En la actualidad, la operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.

, Nicolás Deza

El crecimiento de Vaca Muerta abre una nueva etapa para la industria energética argentina y plantea un desafío central: que toda la cadena de valor esté preparada para acompañar el aumento de la actividad. Con esa premisa, el Supplier Day reunió a más de 1.000 participantes en una jornada de intercambio, networking y debate sobre el desarrollo de proveedores, el acceso al financiamiento, la infraestructura y el abastecimiento de insumos críticos. El evento, organizado por EconoJournal, contó con la participación de referentes de las principales empresas del sector y representantes de pymes.

Más de 1000 personas participaron del Supplier Day 2026 organizado por EconoJournal. El encuentro reunió a los principales referentes de la industria para debatir sobre los desafíos que enfrenta la cadena de valor de la industria de Oil&Gas.

Walter Actis, Vice President of Supply Chain and Services de YPF; y Marcelo Gioffré, Vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de Pan American Energy; estuvieron a cargo de la apertura del evento.

Guillermo Murphy, Supply Chain Vice President de Tecpetrol; y Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol. El bloque estuvo moderado por Sabina Trossero y Pablo Fiscaletti, presidente de QM.

El evento se desarrolló bajo el eje: «Salto de escala: cómo la cadena de valor de la industria energética se anticipa al crecimiento que trae la nueva infraestructura de exportación».

Walter Abrigo, director general de Santex, expuso sobre la aplicación de soluciones IA en Oil&Gas.

Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

Gerardo Molinaro, VP Land Drilling de DLS; Walter Paris, director ejecutivo de Servicios de Pecom; y Leopoldo Torres, Supply Contracting Directo de Techint E&C. El panel estuvo moderado por Ezequiel Cufré.

Maximiliano Corbella, director comercial de Delta Arenas; Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine; Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi; y Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani.

En la jornada existieron espacios destinados al networking, intercambio y la generación de nuevas oportunidades de negocio entre los principales actores del ecosistema energético: Innovation Room y E-Connection, hub de negocios.

Alejandro Granado, CEO de FIDaval (Grupo ST); A. Daniel Lerner, Managing Director – Private Credit & Special Situations de Adcap Grupo Financiero; y Marcelo García de Horizon Engage.

Nicolás D´Angelo, director comercial de Equipel; Eugenio Forchieri, gerente de Operaciones de CIAR; y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU.

Federico Gayoso, CEO de Transeparation; Francisco Di Raimondo, CEO de Moto Mecánica Argentina; y Leandro Tercic, director general de Valmec.

«Hay un denominador común en el gobierno provincial, las cámaras y los gobierno municipales de no poner un freno a las inversiones sino ordenarlas«, aseguró en el Supplier Day Lucas Albanesi, representante del parque industrial localizado en la ciudad de Vista Alegre, en Neuquén.

Giulio Retamal Schiappacasse, de la Comisión Directiva de RJ Ingeniería y FECENE; Lucas Albanesi, gerente comercial de Río Neuquén Distrito Industrial; y Martín Gessler, CEO del Grupo SIAM.

El encuentro potenció el networking entre los referentes del sector.

Juan Nazar, Forensics Manager de PwC Argentina; y Daniel Fiorda, COO de SkyOnline.

La consultora Sabina Trossero estuvo a cargo de la moderación de varios paneles de la jornada.

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

El Supplier Day tuvo lugar este martes 11 de agosto en Buenos Aires.

Martín Gessler de Grupo Siam participó del evento.

Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía Mar del Plata, conversando con colegas durante el Supplier Day.

Parte del equipo de EconoJournal que trabajó en la realización del Supplier Day 2026.

Horacio Marín y Nicolás Gandini antes del panel de cierre.

El evento cerró a salón lleno con parte del público escuchando al último speaker desde las pantallas externas.

Horacio Marín, CEO de YPF, en el Supplier Day: «Tenemos que lograr que la cultura de la productividad esté arraigada en la industria petrolera».

La jornada tuvo su cierre con la exposición de Horacio Marín.

, Daniela Damelio

Adjudicar contratos por decenas y, en algunos casos, cientos de millones de dólares para construir uno de los mayores proyectos de infraestructura de la historia argentina plantea un desafío que excede lo técnico: cómo garantizar que la selección de proveedores responda al mejor precio posible y, al mismo tiempo, reducir al mínimo los márgenes de discrecionalidad en cada contratación.

Con esa premisa, YPF comenzó a implementar por primera vez un esquema de subasta inversa para contratar ductos, equipos, insumos críticos y obras vinculadas al desarrollo de Argentina LNG, megaproyecto que lidera la petrolera junto con la italiana ENI y XRG y que fue presentado al RIGI por una inversión global de US$ 51.000 millones.

Subasta japonesa inversa

La compañía que conduce Horacio Marín busca que los parámetros técnicos sean definidos y validados previamente y que, una vez superada esa instancia, sea la competencia económica entre los propios oferentes la que determine el precio final de los contratos, reduciendo la intervención subjetiva de los ejecutivos en la definición del ganador.

La herramienta fue bautizada como “subasta japonesa inversa modificada por YPF”. Su diseño apunta a optimizar los costos de Argentina LNG, pero también a construir un procedimiento de contratación que cumpla con estándares internacionales de compliance, proteja a quienes deben tomar y firmar las decisiones de adjudicación y reduzca al mínimo posible el espacio para decisiones discrecionales.

Marín venía anticipando desde comienzos de año que YPF trabajaba en un nuevo mecanismo para tensionar los precios ofrecidos por sus proveedores. “Las licitaciones para YPF es enfrentar un oligopolio y no es casualidad: venían las propuestas y eran todas iguales, los mismos números hace dos años. No puede ser que haya costos zoológicos, merecemos tener el costo correcto”, expresó en una de esas oportunidades.

La pregunta, entonces, es cómo funciona una subasta inversa y qué cambia frente a una licitación tradicional.

Cómo es en la práctica el sistema de subasta inversa

Tras la presentación del proyecto al RIGI, el titular de YPF se refirió en A24 al nuevo esquema y graficó cómo la presión del mercado obliga a las contratistas a ofrecer la tarifa más competitiva. “Se hace la licitación en un día y el precio va bajando. Hay un efecto psicológico tremendo porque cuando se van retirando, no saben si ganaron porque no hay comunicación entre ellos, y el que queda no sabe que se fueron los otros”, explicó.

Asimismo, subrayó que este mecanismo dinámico elimina la discrecionalidad en la adjudicación de grandes obras y servicios al explicar que “apenas termina el proceso, el escribano saca el acta y se terminó la historia: no hay margen para el lobby ni para el club de amigos. Ganó el azul y el rojo llora; le bajás el costo a la compañía y garantizás transparencia absoluta”.

A diferencia de las licitaciones tradicionales, donde las empresas cotizantes presentan una única propuesta económica en sobre cerrado que se abre en un acto formal, este esquema invierte la lógica del proceso. La compulsa no arranca desde un piso de pretensión comercial, sino desde un valor techo fijado por la petrolera para la obra en cuestión, a partir del cual las compañías precalificadas compiten hacia abajo para quedarse con el contrato, en un proceso articulado en dos instancias.

En la primera instancia, de carácter cualitativo, se califican únicamente compañías internacionales con solidez financiera, capacidad operativa y antecedentes a gran escala. Las ofertas son evaluadas en forma previa sin contemplar el factor precio, priorizando el cumplimiento integral de las exigencias técnicas, legales y de seguridad. Solo aquellas firmas que superan esta barrera quedan habilitadas para ingresar a la fase de cotización, lo que asegura igualdad de condiciones entre los competidores y blinda la calidad final del proyecto.

La segunda fase constituye la ejecución misma de la subasta. A través de una plataforma digital auditada y monitoreada por un escribano público, los oferentes participan en rondas de cotización sucesivas donde el precio disminuye de manera progresiva.

La particularidad central del modelo está en que el proceso se desarrolla a ciegas: cada contratista decide si acepta reducir su cotización sin conocer las decisiones, las posturas ni la permanencia de sus rivales en el sistema. Esta falta de visibilidad elimina ventajas indebidas y fuerza a cada participante a ajustar sus márgenes comerciales al límite de sus costos para no quedar fuera de carrera.

Desde una perspectiva más explicativa, el esquema combina adaptaciones a distintos modelos de subasta transparentes que se utilizan internacionalmente en la petrolera y otras industrias, y que en este casi fue rediseñado para la magnitud de las obras de Vaca Muerta. Los principales puntos de su puesta en marcha se explican así:

Filtro de salida definitivo: la falta de información impulsa a cada jugador a llevar su valor al piso técnico de rentabilidad antes de retirarse.

Arranque desde valor techo: a diferencia de la licitación tradicional, YPF fija el presupuesto máximo estimado para la obra como punto de partida obligatorio para todos los competidores, cambiando la lógica de postulación económica hacia la baja.

Subasta ciega: ningún contratista sabe qué respuesta dieron sus rivales ni cuántos competidores continúan activos en cada etapa del proceso.

Avance de rondas: YPF puede ajustar la magnitud de los escalones de reducción entre ronda y ronda, y a medida que avanza se van descartando las mayores ofertas sin que el resto lo sepa.

Competencia contra sí mismo: al desconocer si los rivales continúan cotizando, una empresa puede llegar a mejorar su propia oferta en rondas avanzadas para asegurar la adjudicación.

Una primera puesta en marcha y lo que resta

El nuevo esquema ya se aplicó para la licitación de los caños que demandará el tendido del gasoducto que correrá desde la zona de Plaza Huincul, donde estarán las áreas de usptream para el proyecto, hasta las costas de Río Negro en el Golfo San Matías. En aquella compulsa, el contrato por un monto cercano a los US$ 1.200 millones fue adjudicado a la alianza integrada por Pumpco -cuyos accionistas son también dueños del club de fútbol Inter Miami donde juega Lionel Messi-, la italiana Bonatti y la firma local Contreras Hermanos.

La propuesta económica triunfadora resultó un 15% inferior en valor respecto de la oferta presentada por la unión transitoria integrada por Techint y Sacde. Este debut generó un fuerte impacto en el mercado de proveedores del sector energético local. La brecha del 15% obtenida en una obra de esa magnitud representa un ahorro superior a los US$ 150 millones, una cifra determinante para fortalecer la ecuación económica del proyecto de exportación de GNL.

Por delante, se sucederán una serie de subastas millonarias desde la ingeniería ya licitada para la nueva planta separadora en Neuquén, cuya obra civil saldrá a compulsa a partir de ese diseño, hasta los tendidos de evacuación, con la construcción de un gasoducto, un poliducto y un oleoducto a la espera del llamado para la provisión de cañerías.

El despliegue se completa en Río Negro con la mega planta de NGLs para la extracción de propano, butano y gasolina -un complejo de escala similar a la refinería de La Plata, según anticipó Marín-, donde se prevé un esquema asociativo mulitcompañía al estilo VMOS, con un contrato principal de coordinación de obra y sublicitaciones por especialidad.

En total, este bloque de obras movilizará alrededor de US$ 24.000 millones, representando el componente de midstream e infraestructura del anuncio global de US$ 29.000 millones, tras descontar los US$ 5.000 millones destinados al upstream.

Desde el análisis económico, la subasta inversa minimiza los riesgos de cartelización y comportamientos oligopólicos, vicios frecuentes en licitaciones cerradas dentro de mercados concentrados. La asimetría de información que sufren los oferentes desvirtúa cualquier intento de acuerdo previo entre competidores. Además, la trazabilidad digital garantizada por escribano público da al proceso una transparencia comprobable ante los accionistas, inversores y opinión pública.

, Ignacio Ortiz

El Movimiento Popular Neuquino (MPN) logró sortear la interna y renovará su conducción con el diputado Gabriel Álamo, un aliado de Rolando Figueroa que tendrá la misión de alinear la estructura detrás del proyecto de reelección del 2027. El actual jefe de bloque del partido en la Legislatura reemplazará al saliente Omar Gutiérrez, quien dejará el último filón institucional que retenía en Neuquén, tras finalizar su mandato en el contexto de una derrota histórica para el partido en 2023.

Las elecciones internas estaban convocadas para el domingo 23 de agosto, pero solo se realizarán en la única seccional que presentó más de una lista para competir. El resto de los cargos serán proclamados este viernes y asumirán formalmente sus mandatos en septiembre.

Álamo quedará en la presidencia de la Junta de Gobierno, el órgano ejecutivo del partido, mientras que el histórico funcionario territorial y hoy presidente de Corfone, Jorge Lara, ocupará el liderazgo de la Convención en reemplazo de Jorge Sapag.

Las negociaciones para el armado de las listas comenzaron hace meses y se aceleraron en las últimas semanas con recorridas del propio Álamo por toda la provincia para cerrar los acuerdos. Durante el miércoles y jueves, el diputado montó una suerte de búnker partidario en la Legislatura para recibir a dirigentes de varios puntos de la provincia con intereses en la interna y terminar de sellar los lugares en la nómina.

Anoche a las 23:50, al filo del cierre del plazo establecido por la Junta Electoral, Álamo entregó en la sede partidaria de Neuquén capital las listas de la Celeste y Blanca para los 662 cargos con un total de 9.167 avales recogidos en toda la provincia.

«Estamos iniciando una nueva etapa, y es un honor para mí ser parte de un equipo que tiene como prioridad fundamental la defensa de los recursos de Neuquén y el bienestar de las familias neuquinas», afirmó el legislador.

Horas antes, el sector que había reservado el color Blanco, identificado con la histórica línea del MAPO (Movimiento de Acción Política) anunció que no competiría en la elección, luego de analizar que la convocatoria se realizó con plazos «excesivamente acotados», lo que limitó la posibilidad de recolectar los avales necesarios.

Quiénes quedarán en la conducción del MPN

Según pudo saber EN/CLAVE, la Junta de Gobierno quedará integrada por los siguientes integrantes para el período 2026-2030:

• Gabriel Álamo
• María Fernanda «Marita» Villone
• Carlos Koopmann
• María Laura Du Plessis
• Hugo Gutiérrez
• Miryan Abojer
• Ezequiel Vélez
• Alicia Comelli
• Tomás Martínez
• Jorgelina Novoa
• Claudio Moyano
• Carolina Luzuriaga
• Simón Jalil
• Gabriela Cagol
• Juan Grandi
• Claudia Urrez
• Sergio Soto
• Romina Palomo

En tanto la Convención, que reúne a 52 miembros en representación de las seccionales de toda la provincia, se conformará con:

1. Neuquén Capital – Jorge Lara
2. Neuquén Capital – Maria Elena Miglachi
3. Neuquén Capital – Luis Sanchez
4. Neuquen Capital – Ludmila Gaitán
5. Neuquén Capital – Claudio Cotro
6. Neuquén Capital – Raul Barahona
7. Neuquén Capital – Ramón Fernández
8. Neuquen Capital – Claudia Mesplatere
9. Neuquén Capital – Maria Eugenia Ferrareso
10. Neuquén Capital – Nicolás Sánchez
11. Neuquen Capital – Marisa Iantosca
12. Neuquén Capital – Mario Luis Churrarín
13. Neuquén Capital – Mariela Gutiérrez
14. Neuquén Capital – Alejandro Nicola
15. Neuquén Capital – Jorge Chaneton
16. Neuquén Capital – Sebastián Brollo
17. Centenario – Graciela Molina
18. Centenario – Juan Pablo Burd
19. Centenario – Miriam Del Carmen Quinteros
20. Centenario – Jorge Jamut
21. Cutral Có – Sonia Diaz
22. Cutral Có – Miriam Zurita
23. Cutral Có – Nestor Maldonado
24. Cutral Có – Nestor Dumigual
25. Zapala – Daniel Chasco
26. Zapala – Anita Borrini
27. Zapala – Abraam Antipan
28. Zapala – Maria Belen Aragon
29. Plaza Huincul – Marga Yunes
30. Plaza Huincul – Leonilda Paleta
31. Senillosa – Nicolas Di Fonzo
32. Senillosa – Silvia Ramírez
33. Plottier – Lorena Abdala
34. Plottier – Pablo Viluron
35. Lacar – Carlos Saloniti
36. Lacar – Natalia Vita
37. Los Lagos – Javier De Los Ríos
38. Los Lagos – Amanda Rial
39. Chos Malal – Mariela Muñoz
40. Chos Malal – Leonardo Grandon
41. Minas – Andrea Parada
42. Ñorquín – Santiago Arias
43. Rincón de los Sauces – Cecilia Sepúlveda
44. Añelo – Carina Sanhueza
45. Buta Ranquil – Antonella Aravia
46. Collon Curá – Delfa Mena
47. Picún Leufú – Alberto Gómez
48. Huiliches – Aníbal Urrutia
49. Aluminé – Natalia Manavella
50. Catan Lil – Patricio Yañez
51. Picunches – Silvana del Carmen Riquelme
52. Loncopué – Walter Fonseca

La seccional Capital quedará en manos de Martín Giusti, funcionario del EPAS. La única que tendrá competencia, si se oficializan las dos listas, será la de Centenario, donde se presentaron Claudio Elías Machado por el color Rojo y Juan Roberto Galati Rando por la Celeste y Blanca.

El rol del MPN en las elecciones 2027

Los nombres que asumirán en el MPN a partir de septiembre son aliados del gobernador Rolando Figueroa. Gabriel Álamo, exintendente de Aluminé y a quien apodan como el «recorredor» por sus constantes viajes por el interior de la provincia, viene desempeñando un rol de conciliador en la Legislatura y, ya adelantó que el objetivo de la nueva conducción será que el MPN se encolumne con el proyecto provincial.

Jorge Lara, por su parte, es un operador histórico del partido y funcionario de casi todos los gobiernos provinciales que conoce el territorio y se alineó con el gobernador tempranamente.

El MPN tiene, según los últimos registros oficiales, unos 88.666 afiliados en Neuquén, un 16% del total del padrón electoral de la provincia.

Como ya mencionó EN/CLAVE, el sello aún mantiene gravitación en localidades del interior, por lo que podría haber candidatos a intendente de este espacio dentro del menú que ofrecerá La Neuquinidad el año que viene.

Pero compartirá cartel con el sello que conformó recientemente el intendente Mariano Gaido, Primero Neuquén, cuya construcción territorial amenaza con opacar al partido sexagenario también en la disputa por las bancas de la Legislatura. Lo mismo ocurrirá con Fuerza Neuquina y Federal, el espacio que armó el sector petrolero que conduce Marcelo Rucci, también escindido del sello original.

Los pronósticos auguran una discreta representación del MPN en la composición legislativa que tendrá Neuquén a partir de diciembre del 2027, a diferencia de lo que ocurre hoy, que sin ser gobierno retiene la bancada más numerosa, con diez miembros.

, Andrea Durán

El Ministerio de Capital Humano, la Secretaría de Asuntos Nucleares de la Nación y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) lanzaron este jueves, junto con la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), la primera carrera de Ingeniería Nuclear de la provincia de Córdoba.

El lanzamiento se realizó en la Facultad Regional Córdoba de la UTN, donde se presentó el Ecosistema de Formación Nuclear, integrado por la nueva carrera de Ingeniería Nuclear, la Licenciatura en Gestión de Instalaciones Nucleares y la Tecnicatura Universitaria en Radioquímica.

Del acto también participaron representantes de Dioxitek y Nucleoeléctrica Argentina. «Participaron autoridades de CNEA y de las empresas porque la idea es que las carreras articulen prácticas en las instalaciones nucleares en la provincia», explicó una fuente a EconoJournal.

La propuesta responde a una necesidad estratégica: contar con más profesionales especializados frente a las perspectivas de crecimiento de la actividad nuclear tanto en la Argentina como a nivel internacional. El objetivo es ampliar la capacidad de formación del país preservando los estándares de excelencia que caracterizan al sistema nuclear argentino.

La iniciativa se enmarca en el Programa de Fortalecimiento de las Ingenierías y Carreras Estratégicas en las Universidades Nacionales, impulsado por la Subsecretaría de Políticas Universitarias, con foco en carreras STEM vinculadas a sectores productivos como la energía, la minería, la industria y la tecnología.

Porqué lanzan un ecosistema de formación nuclear en Córdoba

La iniciativa forma parte de uno de los ejes establecidos en los lineamientos de la nueva Política Nuclear Argentina presentada en mayo de este año: ampliar la formación nuclear especializada e incorporarla progresivamente a las universidades nacionales con tradición en ingeniería. La incorporación de la Ingeniería Nuclear a la UTN Córdoba constituye la primera experiencia concreta de esta política.

Córdoba reúne, además, un ecosistema científico, tecnológico e industrial que la convierte en uno de los principales polos nucleares de la Argentina. En la provincia tienen presencia la CNEA, que opera el Reactor de Investigación RA-0, ubicado en la Universidad Nacional de Córdoba; la Central Nuclear Embalse de Nucleoeléctrica Argentina; la planta productiva de dióxido de uranio de Dioxitek; y centros especializados en medicina nuclear.

, Nicolás Deza

La falta de capacidad de transporte en alta tensión es el principal cuello de botella que enfrenta el sistema eléctrico argentino. La saturación de las líneas de 500 y 132 kilovolt (kV) y de los nodos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) limita la incorporación de nueva potencia de generación en la mayoría de las regiones del país.

Prueba de eso es que el gobierno de Javier Milei tomó la decisión de acelerar la instalación de grandes baterías de almacenamiento —BESS, por sus siglas en inglés— para reforzar el abastecimiento de energía durante los picos de consumo ante las dificultades para incorporar nuevos proyectos de generación por las restricciones que existen en la red de transporte.

El problema no es nuevo. Desde la caída de la Convertibilidad en 2001 —en rigor, el problema viene de arrastre desde el diseño inicial del marco regulatorio eléctrico de los ‘90—, la Argentina no logró desarrollar un instrumento contractual capaz de movilizar inversión privada para financiar las grandes ampliaciones sistémicas de la red de transmisión.

Los proyectos que se concretaron durante los gobiernos kirchneristas fueron apalancados fundamentalmente con fondos públicos, una alternativa que hoy no está sobre la mesa. No sólo porque el gobierno de La Libertad Avanza no contempla que el Estado financie grandes obras de infraestructura, sino también porque el sector público tiene un margen mucho más acotado para volver a recurrir al endeudamiento como fuente de financiamiento, después del fuerte incremento de la deuda registrado durante la gestión de Cambiemos.

La experiencia de la generación

En el segmento de generación, sin embargo, el Estado fue diseñando distintos instrumentos que permitieron sumar nueva potencia eléctrica durante los últimos 25 años.

A pesar de que el mercado de contratos entre privados que existía antes de la caída de la Convertibilidad nunca terminó de normalizarse, los distintos gobiernos desarrollaron herramientas para movilizar inversión. Los contratos PPA (Power Purchase Agreements), con distintos formatos, fueron utilizados para viabilizar proyectos bajo el paraguas de las resoluciones 1281, 220, 21 y 287 de la Secretaría de Energía y, posteriormente, mediante el programa RenovAr.

Esos instrumentos permitieron incorporar nueva generación térmica y renovable. A su vez, el desarrollo del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables) logró movilizar inversiones privadas en proyectos eólicos y fotovoltaicos mediante contratos celebrados directamente entre privados. En transmisión, en cambio, la ampliación de la red de alta tensión siguió siendo la gran cuenta pendiente.

Si bien en los últimos años hubo ampliaciones financiadas por empresas privadas para resolver necesidades específicas de determinados proyectos de generación —en particular renovables—, nunca se logró consolidar un mecanismo que permitiera que un inversor privado financiara grandes obras de infraestructura con beneficios sistémicos, como AMBA I.

Uno de los antecedentes que todavía pesa sobre el sector es la construcción de la cuarta línea de transporte en alta tensión que llevó adelante Transener. El esquema de repago de aquella ampliación quedó severamente afectado por la ruptura de los contratos y las reglas económicas que siguió a la salida de la Convertibilidad en 2001, una situación que puso a la transportista al borde del quebranto.

El primer test del nuevo modelo

Con esos antecedentes negativos y ese mar de frustraciones, la Secretaría de Energía lanzó esta semana la licitación pública nacional e internacional para adjudicar AMBA I bajo la figura de la Concesión de Obra Pública (COP), un instrumento previsto por la legislación argentina desde hace décadas y recuperado dentro del nuevo marco normativo impulsado por el Gobierno a partir de la Ley Bases aprobada en 2024.

La apuesta oficial es que AMBA I funcione como el primer caso de un modelo que, si resulta exitoso, pueda replicarse para financiar unas 15 ampliaciones identificadas como prioritarias para el sistema de transporte eléctrico.

El desafío es significativo: conseguir que un inversor privado financie un conjunto de obras de infraestructura de alta tensión por alrededor de US$ 800 millones, asuma el riesgo de construcción y confíe en que recuperará la mayor parte de esa inversión una vez que la infraestructura entre en funcionamiento, a través de un esquema de repago que se extenderá durante los años siguientes.

Por eso, detrás de la licitación existe una arquitectura contractual diseñada específicamente para intentar responder a una pregunta que atravesó durante décadas al sector eléctrico argentino: ¿cómo lograr que una gran obra sistémica de transmisión resulte bancable sin que el Estado tenga que financiar directamente su construcción? Encontrar una respuesta a ese interrogante fue, durante décadas, una de las experiencias fallidas del sector eléctrico argentino.

Un contrato inspirado en los PPA

El corazón del esquema es el Contrato de Concesión de Obra Pública (COP) que firmará el Ministerio de Economía con la empresa que resulte adjudicataria. El modelo intenta trasladar a la transmisión algunos conceptos que funcionaron para atraer capital privado a la generación.

Una de las principales innovaciones es que la Remuneración COP que cobrará el adjudicatario estará denominada en dólares y se actualizará mediante el índice PPI de los Estados Unidos. Es la primera vez que se recurre a un diseño de estas características para un contrato de transmisión eléctrica en la Argentina.

Es una diferencia relevante frente a los esquemas tradicionales de remuneración del transporte eléctrico, que funcionaron bajo contratos COM (Construcción, Operación y Mantenimiento) expresados en pesos y actualizados mediante un canon sujeto a fórmulas polinómicas de ajuste que, a lo largo de los años, los distintos gobiernos incumplieron de manera recurrente.

El objetivo de fondo es construir un flujo contractual en moneda dura que pueda servir como respaldo para conseguir financiamiento. “Es una especie de intento de replicar aquello que funcionó con los PPA en generación, pero en transmisión”, explicó a EconoJournal una fuente que participó directamente del diseño del esquema.

El valor de referencia de la inversión de AMBA I ronda los US$ 800 millones y el concesionario podrá recuperar la inversión mediante la Remuneración COP durante un período de siete años. Esa remuneración será abonada por CAMMESA bajo el paraguas de la transacción económica mensual del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El contrato de AMBA I contará, además, con la misma prioridad de pago que reciben actualmente los transportistas, que tienen un orden de prelación anterior al de los generadores.

Ese punto retoma una modificación implementada por el gobierno de Javier Milei en 2024. Hasta entonces, transportistas y generadores compartían el mismo orden de prelación. El cambio otorgó prioridad a las empresas de transporte y ese mismo criterio fue incorporado al contrato de AMBA I para reducir el riesgo de cobro. En otras palabras, dentro del orden de pagos del mercado eléctrico, la Remuneración COP tendrá una posición prioritaria.

Pero existe otra cláusula todavía más relevante para analizar el riesgo político del contrato: la obligación de pagar la Remuneración COP no desaparece si en algún momento el Estado decide no trasladar íntegramente a los usuarios la tarifa necesaria para financiarla.
El contrato diferencia así la obligación de pago al concesionario de la decisión de política tarifaria que adopte cada gobierno.

El proyecto está diseñado para financiarse mediante una tarifa específica, pero una eventual decisión futura de no trasladar ese costo a los usuarios implicará que la diferencia deberá cubrirse mediante subsidios, es decir, con una inyección de fondos del Tesoro a CAMMESA.
La lógica es sencilla: si un gobierno decide cobrarle menos al usuario, deberá encontrar los recursos para cubrir la diferencia, pero la obligación contractual de pagarle al concesionario continuará vigente.

Quién pagará AMBA I

CAMMESA realizó un estudio para determinar quiénes reciben los beneficios eléctricos de AMBA I. El universo fue dividido conceptualmente entre beneficiarios directos e indirectos. Entre los primeros se encuentran fundamentalmente los clientes de Edenor, Edesur y Eden, cuyas redes se beneficiarán de manera directa con la nueva infraestructura.

Pero AMBA I también produce beneficios sistémicos: al reforzar uno de los principales nodos de consumo del país, mejora las condiciones de funcionamiento del conjunto del SADI. Por eso, el costo recaerá principalmente sobre los usuarios directamente beneficiados por la obra en el AMBA y el norte de la provincia de Buenos Aires, pero también será afrontado, en una proporción menor, por otros usuarios del sistema que reciben sus beneficios sistémicos.

El ENREG, el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, deberá determinar la estructura tarifaria y someterla al correspondiente proceso de audiencia pública, que deberá realizarse antes de fin de año.

El riesgo argentino: BID, RIGI y bancos

La segunda gran capa del diseño regulatorio intenta atacar lo que quienes trabajaron en el proyecto denominan “la pata soberana” o el riesgo argentino, derivado de los recurrentes incumplimientos de las reglas establecidas bajo el paraguas de la Ley 24.065 —la Ley de Energía Eléctrica— durante los últimos 25 años.

¿Qué ocurre si en 2027, cuando se celebren las próximas elecciones presidenciales, cambia el Gobierno y una nueva administración decide desconocer, renegociar o alterar las condiciones económicas del Contrato COP firmado durante la administración de Javier Milei? Una de las principales herramientas diseñadas para reducir ese riesgo es la participación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El organismo multilateral analiza otorgar una garantía destinada a respaldar los pagos al concesionario. Según la documentación de la licitación, el instrumento podría tener una vigencia de hasta 25 años y cubrir hasta seis meses de la Remuneración COP.

Pero la relevancia del BID excede el monto concreto de la garantía. Su participación introduce también un respaldo institucional y reputacional. Un eventual incumplimiento obligaría al Estado argentino no sólo a enfrentar al concesionario, sino también a dar explicaciones ante un organismo multilateral integrado por países de toda la región.

Existe un antecedente reciente que permite dimensionar el peso de ese tipo de respaldo. En los albores del gobierno de Javier Milei, cuando el ministro de Economía, Luis Caputo, aplicó una quita sobre los pagos que CAMMESA debía realizar a los generadores con contratos vigentes, quedaron exceptuados los proyectos de RenovAr respaldados por garantías del Banco Mundial. El Gobierno evitó así abrir un conflicto con un organismo multilateral clave, con fuerte peso de Estados Unidos entre sus accionistas, en momentos en que la Argentina también negociaba cuestiones sensibles con el Fondo Monetario Internacional.

Ese antecedente ayuda a explicar la lógica que existe detrás de incorporar al BID en AMBA I: romper el contrato dejaría de constituir solamente un conflicto entre el Estado argentino y una empresa privada.
A esa protección se suma la posibilidad de que el adjudicatario solicite la adhesión de AMBA I al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), incorporando las garantías de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria previstas por ese régimen.

Existe además una tercera barrera diseñada para proteger la integridad del contrato: la figura del acreedor garantizado. Si el concesionario financia la obra mediante project finance o mediante un financiamiento concreto otorgado por una entidad crediticia, podrá identificar al banco o institución financiera que aporte los fondos como acreedor garantizado. A partir de ese momento, ese financiador adquiere determinados derechos dentro de la relación contractual.

Algunas modificaciones, cesiones o adendas no podrán realizarse sin su consentimiento. Si existe una causal que pueda derivar en la rescisión del contrato, el acreedor deberá ser informado y contará con herramientas para intervenir en el proceso. El efecto práctico es relevante: una eventual administración que pretenda modificar arbitrariamente el contrato ya no estaría afectando solamente al accionista de la concesionaria, sino también a los bancos u organismos multilaterales que financiaron el proyecto.

El contrato contempla además mecanismos para preservar su ecuación económico-financiera y habilita, ante determinadas controversias, el acceso a arbitraje internacional bajo las reglas de la Cámara de Comercio Internacional. Son distintas capas de una misma arquitectura destinadas a lograr que incumplir o modificar arbitrariamente el contrato tenga un costo institucional y financiero suficientemente elevado

Cobrar mientras se construye

AMBA I tiene, además, un segundo riesgo que no depende de la macroeconomía ni de la política argentina: es una obra técnicamente compleja. El trazado atraviesa zonas con diferentes dificultades urbanas, ambientales, de permisos y servidumbres. En rigor, la obra atraviesa desde barrios residenciales y countries de la zona norte de la provincia de Buenos Aires hasta asentamientos y barrios populares del conurbano.

Para evitar que un problema localizado paralice todo el proyecto y obligue al inversor a financiar durante años la totalidad de la construcción sin percibir ingresos, el Gobierno diseñó un esquema novedoso de ejecución y repago. La obra fue dividida en dos etapas técnicamente funcionales. La primera representa aproximadamente el 65% del proyecto y responde a las necesidades consideradas más urgentes para el sistema. A su vez, cada etapa fue subdividida en lotes: seis lotes para la Etapa 1 y cuatro para la Etapa 2.

El concesionario tendrá libertad para organizar el avance de los distintos lotes dentro de los plazos máximos establecidos, pero la innovación central está en el mecanismo de remuneración. A medida que complete cada lote, comenzará a habilitarse una porción del flujo mensual correspondiente a la Remuneración COP.

De esa manera, el inversor no necesita esperar hasta terminar los US$ 800 millones de infraestructura para comenzar a recuperar capital. Si durante el primer año consigue completar uno de los lotes, comienza a percibir una parte del flujo. Cuando completa otro, incorpora una nueva porción, y así sucesivamente hasta alcanzar la habilitación comercial de cada etapa. El esquema produce, de esa manera, una suerte de curva ascendente de ingresos durante la construcción.

“Se buscan dos cosas: primero, que exista un flujo frente a una obra larga; y segundo, que si aparece un problema en un lote se pueda avanzar sobre otros que no fueron afectados”, explicó una fuente que participó del diseño del esquema.

La flexibilidad tiene, de todos modos, un límite importante. Los lotes individualmente no son autosuficientes y la habilitación comercial completa tiene una ponderación significativa dentro de la remuneración. Si el concesionario no termina la obra dentro de los plazos comprometidos, comenzarán a aplicarse reducciones sobre el plazo y la remuneración.
El contrato intenta así resolver dos objetivos potencialmente contradictorios: dar liquidez al constructor durante la ejecución sin quitarle el incentivo económico para terminar la infraestructura completa.

A ese mecanismo se agrega un adelanto financiero inicial a cargo del Estado de hasta US$ 55 millones, proveniente de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista administrado por CAMMESA.

Abrir el juego a nuevos inversores

El Gobierno enfrentó otro problema al diseñar la licitación: cómo exigir experiencia suficiente para construir líneas de 500 kV sin convertir esa exigencia en una barrera de entrada que limite la competencia a un puñado de compañías.

El pliego establece un filtro financiero importante. Los oferentes deberán acreditar un patrimonio neto mínimo equivalente al 25% del valor de referencia de la inversión y constituir una garantía de mantenimiento de oferta de US$ 40 millones.

Pero los requisitos técnicos fueron estructurados de una manera más flexible. La experiencia en esa área podrá ser acreditada directamente por el oferente, mediante empresas relacionadas, a través de contratistas especializados o incluso incorporando personal clave que reúna los antecedentes técnicos exigidos.

Eso significa que un fondo de infraestructura, una compañía energética o un inversor que no tenga antecedentes propios construyendo líneas de alta tensión podría igualmente presentarse si arma un vehículo societario y contrata empresas o profesionales que sí cuenten con la experiencia requerida.

El adjudicatario deberá constituir además un Vehículo de Propósito Único (VPU), que será el titular de la concesión y concentrará los activos, las obligaciones y el financiamiento del proyecto. Los plazos de la licitación son exigentes. La presentación de ofertas está prevista para el 8 de diciembre de 2026, aunque fuentes cercanas al proceso no descartan posibles prórrogas en caso de que existan consultas o pedidos de mayor plazo por parte de empresas e inversores interesados.

No se esperan demasiadas ofertas para una obra de esta magnitud y complejidad. El objetivo del Gobierno es lograr que dos o tres empresas o consorcios compitan por la adjudicación de AMBA I.

, Nicolas Gandini

La petrolera de mayoría estatal YPF presentó este jueves la adhesión del proyecto Argentina LNG al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El proyecto, impulsado por YPF, la italiana Eni y XRG (Adnoc), prevé una inversión acumulada de US$ 51.000 millones, constituyendo la mayor inversión privada de la historia argentina y la más
elevada para un proyecto RIGI hasta el momento.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, espera que las empresas tomen la decisión final de inversión (FID) de Argentina LNG antes de que finalice este año. «El año que viene tenemos que tener el VMOS en actividad, 21 rigs de perforación constantes y empezar las obras de LNG«, vaticinó Marín en el Supplier Day, evento organizado esta semana por EconoJournal.

El proyecto contempla el desarrollo de una cadena de valor integrada que permitirá transformar los recursos de gas natural de Vaca Muerta en exportaciones de GNL destinadas a los mercados internacionales.

Su diseño incluye la producción de gas rico en Neuquén, infraestructura dedicada de transporte, plantas de procesamiento, trenes de fraccionamiento de líquidos y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cuya capacidad será de 12 millones de toneladas por año (MTPA) en conjunto, que operarán frente a la costa de Río Negro, en el Golfo San Matías.

«La adhesión al RIGI es un paso fundamental para avanzar con un proyecto que abrirá una nueva etapa para la Argentina como exportador global de energía. Estamos hablando de una plataforma de crecimiento que
generará empleo, desarrollo tecnológico, proveedores locales y una inserción internacional inédita para nuestro país”, afirmó Marín en el comunicado difundido por YPF.

Argentina LNG: el plan de inversión presentado por YPF al RIGI

El plan de inversiones contempla un desembolso total estimado de US$ 51.000 millones a lo largo de todo el proyecto. Hasta 2031, fecha prevista para la puesta en operación de las dos unidades flotantes de licuefacción, se estima un nivel de inversión cercano a los US$ 29.000 millones.

De ese monto, aproximadamente US$ 24.000 millones estarán destinados al desarrollo de infraestructura estratégica, incluyendo los complejos industriales, ductos dedicados, instalaciones portuarias y las dos unidades FLNG, mientras que alrededor de USD 5.000 millones se invertirán en el desarrollo del upstream y la perforación de los pozos necesarios para
alcanzar el nivel de producción que permitirá abastecer a plena capacidad ambas unidades de licuefacción.

Durante la etapa de construcción del proyecto, una parte sustancial de la inversión será financiada bajo un esquema de Project Finance, obtenida en los mercados internacionales, una de las soluciones más utilizadas a nivel mundial para grandes proyectos de infraestructura energética. Este financiamiento estará respaldado por contratos de exportación de largo plazo con compradores internacionales con calificación “investment grade”.

El plan de inversión supera inclusive al proyecto LLL Oil, presentado también por YPF al RIGI en mayo de este año. LLL Oil contempla una inversión de US$ 25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta. YPF prevé la perforación de 1152 pozos para producir y exportar unos 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Generación de empleo y desarrollo local

En la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generará aproximadamente 20.000 puestos de trabajo anuales,
entre directos, indirectos e inducidos, alcanzando picos de hasta 40.000 trabajadores durante los períodos de mayor actividad, previstos
para el tercer año del proyecto.

Mientras que para la fase de operación y a lo largo de toda su vida útil, el proyecto sostendrá alrededor de 8.000 puestos de trabajo anuales, entre empleos directos e indirectos, contribuyendo al desarrollo económico de Neuquén, Río Negro y de toda la cadena de valor energética nacional.

Asimismo, se prevé una fuerte participación de proveedores nacionales, con una contratación estimada de USD 15.000 millones en bienes y servicios, impulsando el crecimiento de la industria local y el desarrollo de capacidades productivas asociadas al sector energético.

, Nicolás Deza

La Agencia Internacional de Energía informó que en 2024 los data centers consumieron 415 teravatios-hora (TWh) y su proyección indica que en el escenario base podría llegar a 945 TWh en 2030. Esas cifras muestran un ritmo de crecimiento cercano al 15% anual, más de cuatro veces superior a la suba proyectada del resto del consumo eléctrico mundial. Estados Unidos y China son los dos países con mayor consumo de electricidad para data centers, representando casi el 80% del crecimiento global proyectado hasta 2030.

La inversión creciente en procesamiento de datos e infraestructura energética asociada que están llevando adelante las dos principales potencias del mundo para al desarrollo de la inteligencia artificial dinamiza diferentes sectores de la economía, pero tiene como contracara mayor contaminación ambiental y un aumento en los precios de la electricidad. En Estados Unidos, las comunidades locales han comenzado a protestar por la instalación de data centers. Texas es el estado donde hay más proyectos en carpeta, pero el gobernador Greg Abbott decidió la semana pasada pausar esas autorizaciones hasta realizar una serie de auditorías, encendiendo las alarmas entre los inversores.    

Desarrollo de la inteligencia artificial

Los sistemas de inteligencia artificial son los que están demandando una creciente capacidad de procesamiento de datos. Los principales países del mundo buscan satisfacer ese requerimiento bajo el supuesto de que estos sistemas van a resolver tareas cada vez más complejas, apuntalando el desarrollo de la humanidad. Sin embargo, esta búsqueda no está planteada en términos colaborativos sino como una carrera entre potencias para ver quién llega primero a dominar la tecnología, tratando, en la medida de lo posible, de que no sea la IA la que termine dominando a la humanidad.  

Estados Unidos encabeza esta carrera por el motor más potente. Un informe de Epoch AI del 14 de abril detalla que Amazon, Google, Meta, Microsoft y Oracle controlan en conjunto aproximadamente el 71% de la capacidad de procesamiento de IA acumulada a nivel mundial a partir del cuarto trimestre de 2025. A su vez, esa misma firma estimó que Google por sí sola posee alrededor del 25% de la capacidad de procesamiento mundial, equivalente a unos 5 millones de H100, mientras que todas las empresas chinas juntas representan algo más del 5%.

Según datos de Cloudscene recopilados por el AI Index 2026 de Stanford, Estados Unidos tenía 5.427 data centers en 2025, diez veces más que Alemania que lo secunda en la lista con 529. Detrás aparecen Reino Unido y China, con 523 y 449 centros, respectivamente. A su vez, CleanView contabilizó el mes pasado 1.733 proyectos planificados en la potencia del norte.

“Estamos viviendo uno de los mayores despliegues de infraestructura de la historia”, declaró a fines de junio Rob Wachen, cofundador de Etched, empresa estadounidense de semiconductores especializada en hardware para IA. El 4 de agosto de 2025, Demis Hassabis, director del laboratorio de IA DeepMind de Google, había ido todavía más allá durante una entrevista con The Guardian al afirmar que la IA probablemente tenga un impacto diez veces mayor al de la revolución industrial, pero a una velocidad diez veces mayor.

Impacto de los data centers en la construcción

El auge de los data centers está traccionando la actividad de la construcción en Estados Unidos e impulsando los salarios de algunos oficios. Según un análisis publicado el mes pasado por el Indeed Hiring Lab, las ofertas de empleo en data centers se han duplicado en los últimos dos años. Actualmente, seis de cada 1000 ofertas de empleo en Estados Unidos están relacionadas con data centers, frente a las dos por cada 1000 de mayo de 2023.

Las diez mayores empresas tecnológicas representan el 71 % de las ofertas de empleo en data centers en 2026, y su presencia en áreas metropolitanas más pequeñas como Columbus (Ohio), Jackson (Mississippi) y Reno (Nevada) ha aumentado de menos del 2% de las ofertas locales a mediados de 2025 a más del 10% en la actualidad.

Una cuarta parte de todas las ofertas de empleo en data centers son para técnicos de instalación y mantenimiento. Si bien estos puestos no ofrecen salarios tan altos como los que perciben ingenieros o desarrolladores de software, sí ofrecen una remuneración superior al promedio de su oficio: los técnicos de instalación por hora en centros de datos cobran un salario medio 42% superior al de puestos similares fuera del sector, diez dólares más por hora.

Demanda de energía eléctrica y daño ambiental

Un estudio del MIT Center for Energy and Environmental Policy Research (CEEPR), publicado el mes pasado, estima que la instalación de data centers entre 2010 y 2024 incrementó el precio promedio de la electricidad un 2,7 por ciento. Para los usuarios residenciales el impacto fue solo de 2,1% promedio, pero en las distribuidoras privadas la suba llegó al 5,6% promedio, siendo compensada parcialmente por las distribuidoras públicas y cooperativas donde el incremento fue sustancialmente menor.

Ahora que la demanda de electricidad por parte de estos centros crecerá fuertemente, existen temores de que ese impacto sea todavía mayor. Por ese motivo, a muchos data centers se les exige que amplíen la capacidad de generación eléctrica para no hacer colapsar el sistema ni impactar de manera significativa en los precios de la energía. Además, lo hacen para evitar que sus proyectos se retrasen por falta de energía.   

Un informe de Environmental Integrity Project, titulado The Power Behind AI y publicado en julio, contabilizó 74 centrales eléctricas a gas proyectadas para abastecer directamente a los data centers. Texas es el lugar donde hay más proyectos de construcción de estos centros y, por consiguiente, de nuevas centrales eléctricas. The Washington Post detalló el miércoles que hay 248 proyectos de data centers propuestos en todo el estado. A su vez, The New York Times informó la semana pasada que son 39 las centrales eléctricas a gas que está previsto construir en esa jurisdicción. La mayor actividad genera un impacto positivo en la economía, pero los pobladores están preocupados por el daño ambiental.

Environmental Integrity Project estimó que las 74 nuevas centrales eléctricas emitirán unos 662 millones de toneladas de gases de efecto invernadero al año, una cantidad equivalente a las emisiones anuales de todo Australia.

Amazon, por ejemplo, está invirtiendo en una planta eléctrica de gas natural a gran escala como parte de un enorme centro de datos en Texas, en el condado de Pecos. Según los permisos del proyecto, la central utilizaría 35 turbinas de gas natural para generar hasta 7,65 gigavatios de potencia que alimentarían el futuro data center.

The New York Times detalló que la nueva planta de gas, si se construye según las especificaciones previstas, tendría permiso para emitir 33 millones de toneladas de dióxido de carbono al año, según muestran los registros regulatorios, más gases de efecto invernadero que cualquier otra central eléctrica del país.

Amazon firmó en 2019 The Climate Pledge, un compromiso climático empresarial junto a Global Optimism, al que luego fueron adhiriendo otras compañías. Su objetivo central es que las empresas que lo suscriben alcancen cero emisiones netas de carbono para 2040, es decir, diez años antes del objetivo fijado por el Acuerdo de París. Sin embargo, la carrera por el desarrollo de la inteligencia artificial alteró esos planes.

La construcción de la central eléctrica a gas natural va en dirección contraria ya que las emisiones derivadas de la quema de combustibles fósiles como el carbón, el petróleo y el gas son el principal motor del calentamiento global. “El mundo es diferente ahora que cuando cofundamos The Climate Pledge”, declaró a The New York Times Margaret Callahan, portavoz de Amazon.

Protestas de pobladores locales

Los data centers se están instalando fundamentalmente en zonas rurales. En Texas el Partido Republicano es tradicionalmente fuerte. Sin embargo, el temor de los ciudadanos por el impacto de estos centros en sus paisajes y en el medio ambiente en general pone en jaque esa histórica lealtad. The Washington Post publicó este miércoles un largo artículo donde da cuenta de la resistencia que se está gestando en distintos condados de Texas.

En León, con una población de 17.000 habitantes, donde el 88% de los votantes eligieron a Donald Trump en las últimas elecciones, The Post narra que los residentes se han sentido frustrados al constatar la escasa capacidad de sus funcionarios republicanos locales para frenar la instalación de los data centers. No solo no los frenan sino que Texas es considerado uno de los estados más favorables del país para el desarrollo de data centers, en parte debido a que cuenta con uno de los incentivos fiscales más generosos.

El Times contó también que, para agilizar las aprobaciones, los reguladores de Texas permiten a los promotores de los data centers dividir un gran proyecto energético en fases más pequeñas, lo que implica que cada aprobación se rige por normas menos rigurosas. De las 39 nuevas centrales de gas que se están construyendo en Texas para abastecer de energía a los data centers, 15 recibieron un trato preferencial mediante ese tipo de procedimientos.

Las protestas llegaron a la sede del Capitolio estatal de Texas, en Austin, donde un grupo de vecinos de zonas rurales se manifestaron para reclamar que el gobernador Greg Abbott convoque a una sesión legislativa especial sobre los data centers. Uno de los pedidos es que los condados obtengan autoridad legal para regularlos. La primera manifestación fue el 23 de febrero y la segunda el 27 de julio.

El 15 de noviembre del año pasado Abbott proclamó a Texas como “el epicentro del desarrollo de la IA”. Lo hizo cuando anunció junto con Google una inversión de US$ 40.000 millones en Texas para infraestructura de nube e inteligencia artificial. Sin embargo, recientemente modificó su postura.  El mes pasado ordenó a la Comisión de Servicios Públicos del estado (Public Utility Commission of Texas) y a ERCOT (Electric Reliability Council of Texas), la organización que opera la red eléctrica, que impongan restricciones a los data centers, incluyendo la obligación de que financien completamente los costos de la infraestructura eléctrica que requieren. Además, el lunes 3 de agosto suspendió la aprobación de nuevos centros de datos hasta que el Estado pueda auditar aquellos proyectos que buscan conectarse a la red eléctrica de Texas. Al anunciarlo, informó que ERCOT estaba evaluando solicitudes por un total de más de 474 gigavatios, lo que representa más de cinco veces la demanda máxima de electricidad registrada en Texas.

La pirueta de Abbott tiene una explicación muy clara. El 3 de noviembre hay elecciones en Texas. Abbott va por su cuarta reelección y una encuesta reciente reveló que el 56% de los texanos se opone a la construcción de data centers en sus comunidades. En el artículo publicado por The Washington Post el miércoles, titulado “Conservadores rurales de Texas se movilizan contra los centros de datos”, son varios los republicanos que se mostraron dispuestos a votar por primera vez al Partido Demócrata porque su candidata, Gina Hinojosa, «está en contra de los data centers en las zonas rurales».

Mientras tanto, los inversores mostraron su preocupación porque Abbott no especificó un plazo para su finalización de las auditorías. Tal vez ese plazo sea el 3 de noviembre, cuando se vota en Texas.

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, cuestionó este jueves que la provincia que concentra la producción de Vaca Muerta recibe solamente un 13% del valor de un barril de petróleo y apuntó a que termina siendo «todo costo» por la creciente demanda de infraestructura y servicios que presionan a la gestión. El mandatario participó de la Jornada Comex Norpatagónica 2026 que se realizó en el Centro de Convenciones Domuyo de la capital.

El evento, que celebró su segunda edición, busca vincular a empresas de Neuquén y Río Negro para fortalecer su inserción en mercados internacionales.

Figueroa afirmó que la provincia «está creciendo en la exportación» y ya se ubica cuarta en el ranking nacional. Durante 2025, las exportaciones de bienes con origen en Neuquén superaron los 6.300 millones de dólares, lo que representó el 7,2% del total nacional. «Ya hemos pasado a Chubut, a Mendoza y creo que en los próximos años vamos a superar a Córdoba», aseguró.

Destacó que Neuquén, con el 1,5% de la población de Argentina, «produce más del 5% del PBI del país» y sostuvo que la producción y exportación de GNL por puerto rionegrino abrirá «una nueva etapa de desarrollo».

Pero el gobernador también reclamó que se conozca cómo se distribuyen los ingresos por la venta de los hidrocarburos para desmitificar cuánto recibe Neuquén.

«Está bueno que toda la gente sepa, si nosotros exportamos un barril de petróleo a 100 dólares, sin RIGI: ¿cuánto le queda a la provincia? ¿Cuánto le queda a la Nación? ¿Cuánto le queda a las empresas?», planteó.

El reparto de un barril

«El costo que tienen las empresas, sin impuestos, es del 30%; por otro lado, hay un 30% de utilidad. Después, el 10% va a todas las provincias argentinas vía ley de coparticipación sin tener absolutamente ningún costo. Es un ingreso extra, un bonus track», cuestionó y añadió que también el Estado Nacional «se lleva el 17%, digamos la verdad, sin mucho costo de la provisión de bienes y servicios».

En contraparte, detalló que a la provincia de Neuquén «le queda un 13% que termina yendo a la provisión de bienes y servicios de mejor calidad y a infraestructura». «Con lo cual lo que recibe Neuquén y que contribuye a todo un círculo virtuoso, es todo costo», criticó.

El mensaje se dio en paralelo a las declaraciones que realizó este jueves la gestión de Mariano Gaido en Neuquén capital, que reclamó una distribución «más justa» de los recursos que genera Vaca Muerta para la provincia y las ciudades.

«Mientras el gobierno municipal reinvierte sus 0,6 dólares en obras para todos los barrios o políticas públicas como el boleto estudiantil gratuito, el gobierno nacional no invierte ni un peso de lo que recibe de Vaca Muerta», fue el planteo.

Figueroa afirmó que eso obliga a tener «más ingenio» para participar más de esa renta y dio como ejemplo la construcción de la planta de separación de gases que comprometió YPF en la zona de Cutral Co y Plaza Huincul como parte del proyecto Argentina LNG.

«Es muy importante para nosotros, agrega valor además de generar trabajo. Pero también toda la monetización de ese 13% se tiene que transformar en un mercado exterior: nosotros podemos exportar una ruta a partir de generar turismo», dijo Figueroa.

«El Estado nacional ha hecho mucho»

El gobernador volvió a elogiar el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y destacó que «el Estado nacional ha hecho mucho» para apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta.

Dio como ejemplo la extensión del RIGI para el sector del upstream y evaluó que el gobierno de Javier Milei «hizo un muy buen trabajo» y fue una medida «acertada», ya que «cada peso sacrificado en base al descuento del Impuesto a las Ganancias nos produce 300 veces más ingresos en regalías y en actividad económica».

También afirmó que «Neuquén está contribuyendo como nunca al país» y que este año le otorgará a la Argentina «un superávit de 10.000 millones de dólares», lo que «robustece el programa económico». «Si el programa económico anda bien, si se elimina la inflación, nos hace bien a todos porque podemos planificar y podemos seguir saliendo al mundo de una manera competitiva», agregó.

Conflicto con Halliburton: «Rebaja desmedida»

Figueroa hizo foco también en los otros eslabones de la cadena y la necesidad de que también sean «competitivos». Destacó en eso a las operadoras, pero observó que las del área de servicios «tienen que ser más competitivas» porque a veces se observan «abusos».

Sin mencionarla directamente, se refirió al conflicto con Halliburton por el ajuste a los contratos con pymes al plantear que algunas empresas de servicios, «las internacionales grandes, estaban cobrando 30% más de lo que cobraban en Permian».

«YPF, principalmente, trató de estimular que puedan bajar ese margen de ganancia, pero hicieron la más fácil diciéndoles a todos los proveedores que les iban a bajar un 23% el precio al que compraban».

«Ellos tenían que bajar su ganancia, no ir a atacar a las empresas más chicas», cuestionó lo que calificó como «una rebaja desmedida».

El gobernador también destacó el esfuerzo realizado por los trabajadores porque aseguró que «los empleados están siendo cada vez más competitivos, interpretan que producir más y disminuir costos también les repercute en el bolsillo a ellos. Así que todos los eslabones de la cadena terminaron siendo más competitivos».

, Andrea Durán

El embajador de los Estados Unidos en la Argentina, Peter Lamelas, lanzó una contundente advertencia dirigida a las empresas y gobiernos locales sobre la utilización de infraestructura tecnológica provista por compañías chinas en torno a las operaciones de Vaca Muerta. Lo hizo este jueves durante su disertación, ante ejecutivos y funcionarios, en el Summit Amcham 2026, de la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina.

El diplomático, quien asumió formalmente sus funciones a comienzos de noviembre, explicitó en el encuentro político y empresarial que la inclusión de este tipo de equipos atenta contra la atracción de capitales internacionales para el desarrollo no convencional y planteó de manera directa que el resguardo de la información crítica forma parte intrínseca de la agenda de seguridad de ambos países.

«La seguridad energética de los datos es seguridad nacional de ambos países. Empresas estadounidenses y del mundo quieren entrar en la Argentina, pero necesitan garantías que sus datos son protegidos y están en redes de confianza. China exige a sus empresas que le den al Estado chino acceso a cualquier dato que pasa por su tecnología y sus redes de AI», planteó Lamelas en la apertura del evento.

En ese sentido, el diplomático explicitó y advirtió a funcionarios y empresarios con intereses en el sector energético: «Entienda eso. Cualquier dato que pasa por su tecnología y sus redes de AI, es todo controlado por el Partido Comunista Chino. Esto no vale y tampoco va a ayudar a atraer inversores extranjeros a Vaca Muerta«.

La postura planteada por el representante de Washington escala una controversia con antecedentes inmediatos en la provincia del Neuquén, tal como viene informando EconoJournal. La diplomacia estadounidense mantiene la lupa sobre el acuerdo celebrado por la Cooperativa Agua y Luz de Neuquén (CALF) para desplegar infraestructura de telecomunicaciones y fibra óptica junto a la tecnológica china Huawei en la capital provincial, un punto clave por su conectividad operativa con la Cuenca Neuquina.

El entredicho también trasladó la tensión política al gobierno provincial encabezado por Rolando Figueroa y a la Legislatura neuquina, donde ayer los proyectos presentados para repudiar las presiones de la Embajada de Estados Unidos contra el acuerdo de la cooperativa CALF con Huawei no consiguieron tratamiento sobre tablas y fueron girados a comisión para su análisis.

Lamelas puso inversiones y financiamiento sobre la mesa

«Pregúntense -continuó Lamelas en discurso que tuvo eje central en la ciberseguridad- por qué en uno de los países más capitalistas y más libre en el mundo, los Estados Unidos, no se puede comprar ni vender equipos de Huawei. No hay duda que las empresas de los Estados Unidos son líderes globales de seguridad y transparencia, y esas empresas de los Estados Unidos no usan tecnología crítica de China».

Tras ese abordaje tecnológico, el Embajador se refirió al Acuerdo de Comercio e Inversión Recíprocos (ARTI – Agreement on Reciprocal Trade and Investment firmado por ambos países a comienzos de febrero. «Este acuerdo facilita el comercio bilateral y deduce aranceles mutuos a casi 1.700 líneas de productos. Además, tienen financiamiento de DFC y EximBank para proyectos de energía, minería y posiblemente ahora tecnología. Además de este financiamiento, en la embajada trabajamos codo a codo con estas dos organizaciones para destrabar todos los financiamientos públicos y privados», aseguró.

«Seguimos muy de cerca cada proyecto y confirmo que plenamente van a ser muchos resultados grandes por venir -auguró previó a una advertencia-. La pregunta ya no es si Argentina va a convertirse en una potencia energética. La verdadera pregunta es ¿quién va a ser parte de esta transformación?«

En la continuidad de ese planteo, Lamelas arengó que «en los próximos 30 años la energía que va a mover el mundo vendrá de aquí mismo, de Vaca Muerta. Estamos decidiendo hoy el futuro de Vaca Muerta y el futuro de Argentina. Por favor, no pierdan esta oportunidad. Si ustedes están en el sector tecnológico, traigan soluciones ahora. Si tienen experiencia, úsenla. Si no, compártanla. Si tienen capital, es el momento de invertir. Y si necesitan el respaldo de la embajada, avísennos. Estamos aquí para apoyarlos».

Por último, el representante estadounidense destacó la importancia de la capacitación técnica local frente al volumen de actividad que se proyecta en la cuenca. «Para construir este futuro necesitamos formar talento del mañana. Argentina tiene profesionales extraordinarios, pero el crecimiento que viene es enorme. Exige mucho más. Hay incentivos de educación en tecnología y AI, como el Instituto de Vaca Muerta. Y clases en tecnología y AI están dadas gratis por compañías como Cisco. Desde la embajada nosotros estamos comprometidos en facilitar esa capacitación a los jóvenes profesionales argentinos», concluyó.

, Ignacio Ortiz

Hace pocas semanas señalábamos en EconoJournal que la exploración offshore argentina se encontraba frente a una nueva oportunidad. La incorporación de la actividad costa afuera al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la experiencia acumulada durante la primera ronda offshore y el renovado interés internacional por el Atlántico Sur conformaban un escenario diferente para una actividad caracterizada por elevados niveles de inversión, riesgo geológico y largos períodos de maduración.

El Decreto 590/2026 introduce ahora un elemento adicional y particularmente relevante: la decisión del Poder Ejecutivo Nacional de avanzar con un nuevo Concurso Público Internacional para adjudicar un permiso de exploración sobre el área CAN_200, ubicada en la Cuenca Argentina Norte.

La decisión merece ser analizada porque constituye una señal concreta de reactivación de la política exploratoria offshore argentina y una característica especialmente interesante del nuevo proceso es su origen.

Manifestación de interés de Challenger Energy Group

A diferencia del Concurso Público Internacional Costa Afuera N.º 1 de 2018, mediante el cual el Estado Nacional definió un conjunto amplio de áreas que posteriormente fueron ofrecidas al mercado, el procedimiento de CAN_200 se origina en una manifestación de interés presentada por Challenger Energy Group PLC.

Concretamente, el 14 de febrero de 2025, Challenger presentó ante el Estado Nacional una manifestación de interés, invocando el artículo 46 de la Ley 17.319, para obtener un permiso de exploración sobre un área de aproximadamente 5.000 km² de la Cuenca Argentina Norte, bajo jurisdicción nacional. La empresa definió la ubicación geográfica de esa nueva área CAN_200 que está situada en el sector norte de la Cuenca Argentina Norte, próximo al límite marítimo con Uruguay, en continuidad con el corredor exploratorio del offshore uruguayo.

El mecanismo encuentra sustento en el artículo 46 de la Ley 17.319, que permite que cualquier persona presente ante la autoridad competente una propuesta solicitando la adjudicación de un permiso de exploración o concesión de explotación respecto de áreas determinadas.

La existencia de una iniciativa privada no implica, naturalmente, una adjudicación directa. Precisamente allí radica uno de los aspectos relevantes del sistema: recibida una propuesta que resulte de interés, el Estado debe someter el área a un procedimiento competitivo. El Decreto 590/2026 instruye por ello a la Secretaría de Energía a convocar a un Concurso Público Internacional, preservando expresamente los principios de concurrencia y transparencia.

Este mecanismo puede adquirir especial importancia para el futuro del offshore argentino. En una actividad donde las empresas realizan permanentemente estudios regionales, interpretan información sísmica y comparan oportunidades exploratorias entre distintas cuencas del mundo, permitir que el interés concreto de una compañía pueda activar un procedimiento competitivo constituye una herramienta potencialmente valiosa para dinamizar nuevas inversiones sin necesidad de esperar el lanzamiento de grandes rondas exploratorias.

De la ronda de 2018 a un esquema más dinámico

La experiencia del Concurso Costa Afuera N.º 1 dejó resultados relevantes. En 2019 se adjudicaron dieciocho áreas distribuidas entre las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste, incorporándose compañías internacionales con amplia experiencia offshore y compromisos significativos de inversión.

Ese proceso permitió reactivar campañas sísmicas, ampliar considerablemente el conocimiento geológico del Mar Argentino y concretar, años después, la perforación del pozo Argerich-1, el primer pozo exploratorio en aguas ultraprofundas del país.

El resultado geológico de Argerich-1 no confirmó un descubrimiento comercial, pero la exploración petrolera difícilmente pueda analizarse a partir del resultado de un único pozo. Cada campaña sísmica y cada perforación incorporan información que permite reducir incertidumbre y mejorar la comprensión de cuencas todavía poco exploradas.

La nueva licitación de CAN_200 debe interpretarse dentro de ese proceso. No se trata de comenzar nuevamente, sino de continuar construyendo conocimiento sobre una cuenca que todavía tiene un grado de exploración relativamente bajo y cuyo potencial continúa siendo analizado por la industria.

También existe una dimensión regional que merece atención. Mientras Argentina atravesó períodos de menor actividad licitatoria, Uruguay mantuvo una política sostenida de promoción de su offshore y logró atraer a importantes compañías internacionales. La comparación resulta particularmente relevante porque ambos países comparten sistemas geológicos del margen atlántico y compiten, en definitiva, por una misma fuente: el capital exploratorio internacional.

Las compañías petroleras asignan anualmente presupuestos limitados de exploración entre distintas oportunidades alrededor del mundo. El potencial geológico es determinante, pero no es el único factor considerado. También inciden la estabilidad regulatoria, el régimen fiscal, los plazos administrativos, la disponibilidad de información geológica y la previsibilidad contractual.

Por ello, el Decreto 590/2026 incorpora otra señal significativa al autorizar que el permiso de exploración y la eventual concesión de explotación contemplen cláusulas de prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales. En proyectos de largo plazo y elevada exposición de capital, este tipo de instrumentos puede contribuir a reducir la percepción de riesgo jurídico.

La combinación entre competencia internacional, previsibilidad contractual y mecanismos adecuados de solución de controversias puede convertirse así en un elemento adicional para mejorar la posición argentina frente a otros destinos exploratorios.

El desafío ambiental continúa vigente

La reactivación del offshore también obliga a mantener presente la dimensión ambiental. La experiencia reciente demostró que la viabilidad de los proyectos no depende exclusivamente de la existencia del recurso o de las condiciones económicas. La evaluación ambiental, la disponibilidad de información científica, los mecanismos de participación pública y la comunicación con las comunidades potencialmente involucradas forman parte de la construcción de legitimidad de este tipo de proyectos.

Argentina ya transitó una experiencia importante durante las campañas sísmicas y la perforación de Argerich-1. Esa experiencia debería utilizarse para mejorar los procedimientos futuros, evitando que cada nuevo proyecto vuelva a comenzar desde cero las discusiones técnicas, ambientales e institucionales.

La previsibilidad que demanda la industria debe alcanzar también a los procedimientos ambientales.

Reglas claras, estándares exigentes y procedimientos administrativos con plazos razonables no constituyen objetivos contrapuestos. Por el contrario, son componentes necesarios de una política offshore sostenible en el largo plazo.

Del interés a la inversión

El Decreto 590/2026 constituye, por ahora, el inicio de un proceso. Será el Pliego de Bases y Condiciones el que permita conocer aspectos esenciales del concurso: los compromisos mínimos de inversión, los antecedentes técnicos y financieros exigidos, los criterios de adjudicación, el programa exploratorio, el régimen aplicable a las regalías y las restantes condiciones económicas y contractuales. Allí se definirá buena parte de la competitividad efectiva de la convocatoria.

Pero existe una señal previa que resulta positiva: después de varios años, una nueva área de la Cuenca Argentina Norte será sometida nuevamente a competencia internacional y el procedimiento no surge exclusivamente de una decisión administrativa, sino de una manifestación concreta de interés empresario.

La exploración offshore necesita continuidad. Una ronda exitosa cada varios años difícilmente resulte suficiente para construir una nueva frontera exploratoria. Las cuencas requieren sucesivas campañas, adquisición de información, nuevas interpretaciones geológicas y compañías dispuestas a asumir riesgo exploratorio.

El mecanismo utilizado para CAN_200 podría ofrecer una alternativa para avanzar hacia un esquema más dinámico, en el cual nuevas iniciativas privadas permitan identificar oportunidades y activar procedimientos competitivos cuando exista interés real del mercado.

Como señalamos anteriormente, el offshore argentino dispone de recursos potenciales, experiencia operativa y conocimiento técnico. La incorporación de la actividad al RIGI agregó incentivos para las grandes inversiones.

La convocatoria de CAN_200 incorpora ahora una pieza adicional: volver a poner áreas en el mercado.  El verdadero desafío será que no constituya un hecho aislado sino en el comienzo de una nueva etapa de la exploración offshore argentina.

(*) Mg. Abog. Especialista en regulación energética y sustentabilidad.

, Verónica Tito (*)

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, anunció este jueves que Vaca Muerta duplicó sus recursos técnicamente recuperables de petróleo y alcanzó los 30.000 millones de barriles. El dato surge de un nuevo estudio encargado por la Secretaría de Energía al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), el cual actualizó estimaciones que no se revisaban de manera integral desde hacía 15 años y confirmó un volumen equivalente a un siglo de producción al ritmo actual.

El anuncio tuvo lugar en AmCham Summit 2026, el principal encuentro empresarial del país organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina. Durante la jornada, centrada en la integración y el desarrollo de la energía federal, líderes del sector público y privado debatirán sobre la necesidad de consolidar infraestructura de transporte, potenciar las exportaciones hidrocarburíferas y establecer marcos regulatorios previsibles para transformar el potencial del shale en divisas sostenibles.

La apertura institucional del evento estuvo a cargo de Mariana Schoua, presidenta de AmCham Argentina y CEO de Aconcagua Energía Generación. Tras esas palabras de bienvenida, la jornada comenzó con la exposición del embajador estadounidense Peter Lamelas, quien remarcó que la seguridad energética y de datos constituye un eje fundamental de la seguridad nacional para la Argentina y los Estados Unidos, y advirtió que contar con tecnología China «no va a ayudar a atraer inversores extranjeros a Vaca Muerta«.

En el primero de los paneles energéticos, González dio a conocer los datos del último informe sobre el potencial hidrocarburífero del país. «La Secretaría de Energía le pidió al IAPG que hiciera un estudio de los recursos técnicamente recuperables de petróleo y el número dio 30.000 millones de barriles; es prácticamente el doble de la última estimación que teníamos de hace 15 años«.

Al respecto, el funcionario explicó que el incremento responde a la expansión territorial de la cuenca, un mayor espesor útil de la roca y los avances tecnológicos en el factor de recobro, al tiempo que remarcó la urgencia de acelerar su desarrollo: «Un barril perdido de petróleo hoy no es que lo recuperás mañana, ese barril lo perdiste; si lo recuperás dentro de 100 años, vale cero», dijo al resaltar la importancia del nuevo dato.

En cuanto al reordenamiento de los esquemas de subsidios y la política tarifaria, González ratificó la intención del Ejecutivo de avanzar en la modificación del Régimen de Zona Fría, que cuenta con media sanción de la Cámara de Diputados. Al respecto calificó el marco actual como «una aberración» por haber incluido a localidades sin temperaturas extremas y por subsidiar la totalidad de la boleta. «Es una ridiculez absoluta que lamentablemente es una ley con la que hemos tenido que lidiar; no tiene ningún sentido que un jubilado en La Matanza esté subsidiando al dueño de un departamento para alquilar en Mar del Plata».

«Lo que estamos tratando de hacer con esto no es tanto el ahorro -argumentó-, menos ahora que el invierno ya pasó, así que el ahorro este año es muy chiquito. Sino solucionar un problema estructural que ya tiene 5 años y que no tiene ningún sentido. Todo lo que hacemos es para transparentar el costo de la energía y que todo el mundo sepa y tenga señales de precios para moderar su consumo, el residencial y el industrial y que cada uno pague lo que corresponde y que después el gobierno nacional decide quien necesita un subsidio».

El Gobierno prevé que la meta del gasto en subsidios será de 0,55% del PBI

Sobre la meta de reducción del gasto público en subsidios, reconoció que «el período invernal demandó mayores desembolsos a los previstos por la suba del GNL y la menor hidraulicidad inicial, pero de igual manera los subsidios en el año rondarán el 0,55% del PBI«. En la actualidad el subsidio de energía eléctrica es un poco más del 60% del costo de energía, y en el invierno es el 75% del costo del gas. «La pregunta a largo plazo es si tiene más sentido bajar la cantidad de gente subsidiada o bajar el subsidio a aquellos que están subsidiados. La respuesta, posiblemente, sea una combinación de las dos cosas», planteó.

No obstante, González remarcó que el objetivo de fondo de la política eléctrica es reducir de manera sustancial el costo de generación. «El verdadero desafío, que no tengo ninguna duda que la Argentina lo va a lograr, es que de los 75, 80 u 85 dólares de hoy debiéramos bajar a los 60 y a los 50 porque los recursos los tenemos«. En esa línea, agregó que «las empresas licenciatarias que regulamos ya tienen sus tarifas reacomodadas, lo que va a permitir exigirles una mejora de calidad del servicio porque ya no tienen más el problema de tarifas pisadas».

En el bloque dedicado a la regulación del sector hidrocarburífero, el secretario enfatizó la consolidación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como el catalizador para acelerar las obras clave del sector: «El RIGI es claramente una historia de éxito que está impactando positivamente en Vaca Muerta«. Como ejemplo, ponderó el financiamiento del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la aplicación del régimen al upstream: «A cada proyecto le pedimos que nos muestre su plan pre-RIGI y post-RIGI; nos permite ver que hay partes de los campos que son más marginales y que sin el RIGI no hubieran sido desarrollados».

Por último, remarcó un cambio de paradigma en la gestión oficial al abandonar el concepto de «autosuficiencia» para enfocar la regulación en la libre competencia y la exportación masiva. En ese sentido, resaltó que «salimos de esa visión chiquitita de administración de la escasez para gestionar la abundancia» y celebró la conducta del mercado durante las recientes fluctuaciones internacionales: «Por primera vez la industria se autorreguló y el precio del petróleo en la Argentina estuvo en línea con la paridad de exportación sin que hayamos tenido que intervenir».

En materia de infraestructura de transporte y distribución eléctrica, el funcionario destacó el llamado a licitación de la obra AMBA I como un paso urgente para aliviar a un sistema resentido por años de falta de inversión. «Es la primera vez que se hace, es una concesión de obra pública para una obra de tendido de líneas y aumento de capacidad de transformación; tenemos una red que está estresada de forma permanente y la necesidad de incrementar la potencia disponible en todo momento«.

, Ignacio Ortiz

IMPSA rubricó este miércoles el contrato definitivo con CORPOELEC de Venezuela para la rehabilitación y modernización de las represas hidroeléctricas Tocoma y Macagua. La empresa argentina controlada por el consorcio estadounidense Industrial Acquisitions Fund (IAF) trabajará para instalar un total de 672 MW eléctricos en un plazo de 24 meses, como parte de un máster plan que en futuras etapas contempla sumar hasta 2640 MW de capacidad entre ambas centrales.

El contrato suscrito en Venezuela constituye la primera operación comercial importante de la empresa en su negocio hidroeléctrico tras el ingreso de IAF como accionista controlante en 2025 y la homologación definitiva en mayo de este año del acuerdo con los acreedores para reestructurar una deuda de casi US$ 600 millones. IMPSA también apuesta fuerte por el negocio de exportación de grúas y de componentes para centrales nucleares, con Estados Unidos como principal mercado.

Los principales ejecutivos de IMPSA se reunieron con la presidente de Venezuela, Delcy Rodríguez, la ministra de Finanzas, Anabel Pereira Fernández, el ministro de Energía, Rolando Alcalá, el ministro de Obras Públicas, Juan José Ramírez y el presidente de CORPOELEC, Juan Crisóstomo Fernández, para firmar el acuerdo final para la rehabilitación y modernización de la infraestructura hidroeléctrica de Tocoma y Macagua.

Por parte de IMPSA estuvieron presentes Jorge Salcedo, presidente, Juan Manuel Dominguez, vicepresidente, Pablo Magistocchi, gerente general y Mario Croce, director de negocios.

El máster plan entre IMPSA y CORPOELEC en Venezuela

El contrato firmado es por la primera etapa para rehabilitar 672 MW en 24 meses. En sucesivas etapas podrían firmarse contratos hasta alcanzar un total de 2640 MW entre ambas centrales, los cuales estarán compuestos por 2160 MW en Tocoma y 480 MW en Macagua, transformando este
proyecto en la obra hidráulica más importante de América Latina.

La primera etapa implica la recuperación de 432 MW en Tocoma, mediante la rehabilitación de las Unidades 1 y 2, y de 240 MW en Macagua, a través de las Unidades 4, 5 y 6.

Como primer hito de ejecución de este plan, IMPSA se ha comprometido a reactivar e incorporar 160 MW al Sistema Eléctrico Nacional en un plazo de 90 días, post firma del contrato final, mediante la puesta en servicio de las Unidades 5 y 6 de Macagua.

Esta intervención permitirá obtener resultados concretos en el corto plazo y generará un impacto positivo para la reactivación de la economía del país y la puesta en funcionamiento de un sistema eléctrico seguro y confiable.

Paralelamente a la inyección de los 160 MW, IMPSA comenzará la obra civil y electromecánica para acelerar la rehabilitación de Tocoma, cuya primera fase contempla la puesta en funcionamiento de las Unidades 1 y 2, lo que permitirá recuperar 432 MW de capacidad de generación en un plazo de 24 meses.

En lo que respecta a Macagua, luego de la primera intervención, se sumarán en un plazo de 12 meses 80 MW adicionales, con la rehabilitación de la unidad 4, generando así un total de 240 MW de capacidad de generación.

La turbulenta historia del proyecto hidroeléctrico en Tocoma y su impacto en IMPSA

La firma del contrato entre IMPSA y CORPOELEC marca la reactivación y la la oportunidad más concreta de finalización de un proyecto hidroeléctrico que lleva más de una década paralizado por la crisis económica venezolana.

El proyecto de la central hidroeléctrica Manuel Piar en la represa de Tocoma contempla la instalación de diez turbinas tipo Kaplan de 223 MW a ser provistas por IMPSA. De hecho, la empresa radicada en Mendoza llegó a fabricar y despachar dos de estas turbinas, mientras que las ocho restantes quedaron apiladas en sus talleres debido a los incumplimientos de la contraparte venezolana.

A lo largo de los últimos diez años se sucedieron distintos intentos por reactivar los contratos pero sin resultados concretos. Esta situación, conjunta con el incumplimiento de contratos por generación eólica en Brasil, fueron dos factores centrales en la crisis económica que llevó a la familia Pescarmona a tener que ceder la mayor parte del paquete accionario a sus acreedores para intentar reestructurar una millonaria deuda.

Sin embargo, este proceso entró en crisis en el comienzo de la pandemia del coronavirus y la empresa pidió un rescate al Poder Ejecutivo nacional y a la provincia de Mendoza, que pasaron a ser accionistas controlantes de IMPSA en 2021. Bajo la conducción estatal fue que se buscó en 2022 un acercamiento con el gobierno de Nicolás Maduro para reactivar la finalización de Tocoma, sin resultados concretos.

Finalmente, las acciones del Estado Nacional y de Mendoza fueron vendidas al consorcio estadounidense IAF a comienzos de 2025, marcando la primera privatización del gobierno de Javier Milei. Desde entonces, la nueva conducción de la empresa logró en mayo de este año homologar ante la justicia de Mendoza el Acuerdo Preventivo Extrajudicial (APE) previamente aprobado por sus acreedores para reestructurar una deuda por US$ 583 millones, un paso indispensable para relanzar la empresa.

Entre los acreedores de IMPSA figuran organismos multilaterales como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Export-Import Developement Canadá y la Corporación Andina de Fomento (CAF).

, Nicolás Deza

El aumento de la actividad previsto para Vaca Muerta durante los próximos años plantea un desafío para la cadena de abastecimiento de arena de fractura. El problema no estará en la disponibilidad del insumo, sino en la capacidad de transportarlo desde Entre Ríos hasta Neuquén al ritmo que requerirá la expansión.

“Acá no hay un problema de producción de arena. Lo que hay es un problema de infraestructura y de logística”, aseguró Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine, durante el panel “Segmentos estratégicos: Arena y Logística” del Supplier Day organizado por EconoJournal.

Maximiliano Corbella, director comercial de Delta Arenas, estimó que la actividad podría duplicarse en los próximos cuatro o cinco años y que la cadena necesitará incorporar entre 700 y 800 camiones por año para responder al crecimiento. Por otro lado, desestimó las opciones multimodales en el corto plazo: “El tren va para largo y el barco se está estudiando, pero hoy es más caro que el camión”.

Según el empresario arenero, el desafío se profundizará a medida que la actividad avance hacia áreas ubicadas al norte de Vaca Muerta. Corbella señaló que llevar arena desde Buenos Aires hasta Rincón de los Sauces implica actualmente sumar alrededor de 200 kilómetros al recorrido y que las congestiones en las plantas ya reducen la cantidad de viajes que pueden realizar los camiones. “Tenemos que atajar el tema ya”, sentenció.

La infraestructura vial y el transporte, entre los principales desafíos

Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani, afirmó que “el gran desafío de Vaca Muerta es logístico, no geológico”.

El ejecutivo señaló que las deficiencias de las rutas impactan directamente sobre los costos: obligan a los camiones a circular a menor velocidad, generan más roturas y aumentan las necesidades de mantenimiento. A esto sumó otro punto que considera fundamental: el ingreso a los yacimientos. “Cada operadora y empresa de servicio pide una plataforma y documentación distintas. Ahí no tenés eficiencia porque en definitiva el camión que se va a poder contratar es el que tiene la posibilidad de entrar, no el que es más barato o eficiente”, explicó.

Además, advirtió que la expansión de Vaca Muerta coincidirá con el desarrollo de la minería de cobre, que demandará servicios similares y sumará presión sobre la disponibilidad de camiones y trabajadores especializados.

“Cada vez se va a necesitar más gente y más talentos preparados para esto”, sostuvo Cicilio. Para el ejecutivo, el desafío no pasa únicamente por sumar vehículos, sino también por formar conductores preparados para operar en las condiciones particulares de la Patagonia y de los proyectos mineros.

Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, puso el foco en la necesidad de ganar eficiencia para poder absorber ese crecimiento. La empresa creó un departamento de investigación y desarrollo y desarrolló un software propio que, entre otras funciones, utiliza inteligencia artificial para asignar automáticamente los choferes habilitados a cada camión y procesar la información de las cámaras instaladas en los vehículos.

Para Cicilio, todavía existe margen para avanzar en esa dirección en toda la cadena. “Particularmente en esta industria tenemos que tener un mindset digital más acelerado porque ahí hay eficiencia”, sostuvo.

Arena de cercanía para reducir la presión logística

Una de las alternativas para disminuir la cantidad de kilómetros recorridos es aumentar la utilización de arenas disponibles cerca de Vaca Muerta.

Maluéndez explicó que las arenas Tier 1 y Tier 2, provenientes de la cuenca del Paraná y las elegidas por alrededor del 80% de la industria, recorren entre 1.200 y 1.300 kilómetros, mientras que existen las arenas Tier 3 llamadas “de cercanía”.

La diferencia logística es significativa. “Mover 100.000 toneladas de arena, 1.300 kilómetros, son 500 camiones. Mover una arena Tier 3 de cercanía para esas mismas toneladas son 100 camiones, un quinto”, explicó.

Según Maluéndez, las compañías ya trabajan con blends que combinan distintos tipos de arena y permiten aumentar la utilización del recurso cercano. “No es que no las estamos usando, las estamos vendiendo y se están produciendo y los pozos dan los resultados que esperan las operadoras”, aseguró.

El reclamo por mayor previsibilidad

Los proveedores también plantearon que acompañar el crecimiento requiere contratos que permitan planificar inversiones con mayor anticipación.

Maluéndez explicó que, aunque existen acuerdos de dos y cinco años, una parte del mercado continúa operando mediante compras spot o contratos de diez o doce meses con cláusulas de rescisión sin causa a 90 días.

“Nosotros no necesitamos el financiamiento sino la previsibilidad que hoy las operadoras creo que están en condición de darnos para poder abastecerlos en cantidad y calidad”, afirmó.

Corbella coincidió: “La única forma es contractualizando. Creo que las operadoras tienen que darnos una mano en ese sentido, bajarnos sus planes de cronograma de perforación y terminación y meternos juntos a trabajar en cómo vamos a hacer llegar la arena desde los puntos en que producimos hasta los puntos en los que se usa”.

Juan Cruz López también señaló que contar con mayor previsibilidad permite a las empresas avanzar con inversiones en flota y tecnología.

“Si nosotros sabemos a dónde va el cliente, nos permite acompañarlo”, afirmó López, y resumió el papel que tendrá el sector frente a la expansión proyectada: “La logística no acompaña Vaca Muerta, la sostiene”.

, Redaccion EconoJournal

Ubicado en la provincia de Mendoza, el Parque Solar El Quemado se convirtió en el más grande de Latinoamérica. Con 500.000 paneles solares bifaciales de alta tecnología distribuidos sobre una superficie de 620 hectáreas, el desarrollo permite generar energía para cientos de miles de hogares e incluso, abastecer la demanda de empresas e industrias a través del sistema eléctrico nacional. 

Detrás de este coloso, sin embargo, fue necesario superar desafíos técnicos considerables:  integrar, supervisar y controlar una infraestructura diseñada para operar de forma estable y responder a las exigencias de CAMMESA. BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, participó del proceso logrando centralizar las variables críticas del parque, coordinar su operación y acompañar las pruebas para avanzar hacia la habilitación comercial del proyecto. 

El aporte de BLC Power Generation se integró a cada una de las etapas: desde la ingeniería inicial hasta la puesta en marcha a través de la provisión e integración de los sistemas de automatización y control de su plataforma Optimum PG.

Parque Solar El Quemado: el aporte de BLC Power Generation

Las dimensiones del Parque Solar El Quemado, en Mendoza -que se estima,  evitará la emisión de más de aproximadamente 385.000 toneladas de CO₂ por año- elevaron el nivel de exigencia técnica de la obra. 

Al tratarse de una planta fotovoltaica de 305 MW con una arquitectura completamente redundante, cada sistema debía estar preparado para continuar operando aun frente a una falla, sin comprometer la estabilidad ni la disponibilidad del parque. 

Para responder a ese desafío, BLC Power Generation desarrolló una ingeniería de detalle compuesta por más de 60 documentos técnicos, que definieron la arquitectura, las configuraciones y los criterios de integración de cada sistema. Durante ese proceso, se realizaron pruebas internas, validaciones junto con el cliente y coordinación permanente con los distintos proveedores involucrados en el proyecto. 

En concreto, YPF Luz incorporó distintos módulos de Optimum PG, la plataforma desarrollada por BLC Power Generation que permite supervisar, controlar e integrar la operación de plantas de generación de energía eléctrica. En este proceso fue determinante su arquitectura modular que integró sistemas de supervisión, automatización, control de potencia, medición sincrofasorial y monitoreo de variables meteorológicas. 

De esta manera, todas las funciones críticas del parque operan de forma coordinada bajo una misma solución, garantizando el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos por los organismos reguladores y aportando mayor confiabilidad a la operación.

BLC Power Generation: Desde la ingeniería hasta la puesta en marcha 

El equipo de ingeniería de BLC Power Generation acompañó el proyecto desde las primeras definiciones técnicas, el desarrollo de la ingeniería de detalle y la fabricación de los tableros de control, hasta las pruebas en oficina, la puesta en marcha en campo y las validaciones finales para la habilitación comercial. 

Esta modalidad de trabajo permite responder con rapidez, brindar soporte local y coordinar de manera eficiente las interacciones con otros contratistas, incluso en desarrollos de infraestructura energética complejos y de gran escala. 

BLC Power Generation aportó su experiencia en automatización y control para una instalación que hoy representa un hito dentro del crecimiento de la energía fotovoltaica en la región. No es algo menor: se trata de dar respuestas a un desafío que será cada vez más frecuente en la industria energética y para el que BLC Power Generation ya tiene solución..

Con su participación en El Quemado, BLC Power Generation suma un nuevo antecedente en el desarrollo de infraestructura para la generación de energía, contribuyendo a un proyecto que no solo amplía la capacidad renovable de Argentina, sino que también establece nuevos estándares para los futuros desarrollos fotovoltaicos de gran escala. 

, Redaccion EconoJournal

Oleoductos del Valle (Oldelval) registra un avance de obra cercano al 50% en la construcción del Oleoducto Duplicar Norte, un proyecto estratégico a cargo de la contratista Techint Ingeniería y Construcción que permitirá ampliar la capacidad de evacuación de petróleo del hub norte de Vaca Muerta, que entró en una etapa acelerada de desarrollo.

La inversión estimada asciende a US$ 380 millones, cuenta con el financiamiento de las productoras del hub norte como Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y GyP, y fue presentado el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La obra contempla la instalación de un tendido de 24 pulgadas de diámetro y 207 kilómetros de extensión para unir la estación de bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la planta de Allen, en Río Negro. Desde allí, el flujo de crudo se conectará tanto al sistema troncal de Oldelval como al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

De esta manera, el emprendimiento da continuidad al plan Duplicar+, en el que Techint E&C ya había participado con el tendido de más de 250 kilómetros. Esa obra inaugurada hace 18 meses quedó totalmente ocupada por la producción incremental de shale oil, por lo que Oldelval concluía este mes una ampliación técnica para sumar 200.000 barriles extra.

Una obra que avanza en frente simultáneos

El consorcio Oldelval mantiene el frente de obra en plena actividad a lo largo de toda la traza. Los equipos técnicos avanzan simultáneamente en las tareas de zanjeo, curvado, revestimiento, bajada y tapada de la tubería, acompañados por el uso de soldadura semiautomática para completar unas 17.500 juntas en total.

Un aspecto central del proyecto pasa por los 160 cruces especiales previstos en el trazado, de los cuales ya se completó más del 80%. Entre ellos sobresale, como uno de los hitos operativos más complejos, el cruce de la Ruta Nacional 151, que se ejecutó mediante el uso de tunelera para no afectar la circulación en la zona.

A la par de las tareas en terreno, ya comenzaron las actividades en el taller de prefabricado para la elaboración de componentes de válvulas e instalaciones de superficie. Estos trabajos se complementan con las tareas de movimiento de suelos correspondientes al desarrollo de la infraestructura de cabecera y el montaje de los equipos de soporte.

El esquema de inauguración contempla etapas progresivas: a fines de 2026, la primera fase permitirá transportar hasta 220.000 barriles de petróleo por día. Luego, la capacidad se incrementará a 300.000 barriles diarios, para culminar en marzo de 2027 con la habilitación definitiva de 500.000 barriles por día, volumen clave para respaldar la curva de crecimiento en la producción de la cuenca.

, Redacción EconoJournal