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Pampa Energía-2T: 107.500 bep/d y EBITDA de U$S 415MM. Aprueban inversión de U$S 2.700MM en planta de urea (BB)

Pampa Energía presentó ante inversores sus resultados del segundo trimestre de 2026, período en el cual la compañía registro un fuerte crecimiento operativo, tanto en generación eléctrica como en petróleo y gas. Además, el desempeño financiero acompañó el crecimiento operativo, con un EBITDA ajustado de 415 millones de dólares, un 75 % superior al del mismo trimestre del año pasado, se describió.

Gustavo Mariani, CEO de la energética, afirmó que “fue un trimestre espectacular para Pampa. Aprobamos la decisión de inversión más importante de nuestra historia, con la planta de urea en Bahía Blanca, aceleramos en el desarrollo de Rincón de Aranda (VM) y seguimos fortaleciendo la integración vertical entre nuestra producción de gas y el negocio de generación eléctrica, ganando eficiencia y competitividad”.

En un trimestre marcado por un fuerte crecimiento operativo, la compañía también destacó la aprobación de la inversión de 2.700 millones de dólares para construir la planta de urea en Bahía Blanca. Será la de mayor escala de Latinoamérica, tendrá capacidad para producir 2,1 millones de toneladas anuales y marca el ingreso de Pampa al negocio de los fertilizantes. Su construcción demandará 41 meses y el inicio de producción está previsto para 2030.

Además, generará más de 3.500 puestos de trabajo directos en el pico de obra, y hasta 300 puestos permanentes en la operación de la planta. Aportará divisas por aproximadamente 1.000 millones de dólares anuales entre exportaciones y sustitución de importaciones. El proyecto logró la preaprobación bajo el RIGI.

En generación eléctrica, Pampa aumentó su producción 14 % interanual y creció por encima del sistema nacional. El desempeño estuvo impulsado, entre otros factores, por una mayor integración entre la producción propia de gas y las centrales térmicas de la compañía, que mejoró la eficiencia y competitividad de sus operaciones.

En materia de producción de hidrocarburos, la compañía alcanzó un récord trimestral de 107.500 barriles equivalentes por día, 28 % más que un año atrás.

La producción de gas promedió 14,3 millones de metros cúbicos por día, 10 % más que en el mismo período de 2025. Además, alcanzó un récord de 7,4 millones de metros cúbicos por día en el bloque Sierra Chata, que creció 95 % interanual impulsado por la puesta en producción de cuatro nuevos pozos.

En Rincón de Aranda, el yacimiento de shale oil que la compañía desarrolla en Vaca Muerta, la producción alcanzó los 23.400 barriles diarios, tres veces más que la del mismo período de 2025.

Además, durante el trimestre el proyecto obtuvo la aprobación del RIGI, que otorga estabilidad y permitirá avanzar en un plan de inversión superior a los 4.500 millones de dólares. Con esta aprobación, Pampa podrá desarrollar la zona norte del bloque, incorporar nuevos pozos, acelerar el ramp-up y extender el plateau de producción de 45.000 barriles por día.

Los avances operativos también se reflejaron en los resultados financieros. Durante el segundo trimestre, Pampa registró un EBITDA ajustado de U$S 415 millones, un 75 % superior al del mismo período de 2025, impulsado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos y el aporte de sus distintos negocios. La utilidad neta del segundo trimestre creció 330 interanual, alcanzando los U$S 172 millones.

“A pesar de su ambicioso plan de inversiones, la compañía mantiene una elevada posición de liquidez, conservadores niveles de endeudamiento y un cómodo perfil de vencimientos de deuda”, se destacó.

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Ley de Tierras: Rolando Figueroa se plantó contra la extranjerización y confirmó el voto en contra de Julieta Corroza en el Senado

Rolando Figueroa confirmó que no apoyarán la extranjerización de tierras.
Rolando Figueroa confirmó que no apoyarán la extranjerización de tierras.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, complicó este miércoles las chances de que La Libertad Avanza pueda aprobar las reformas en la Ley de Tierras para ampliar los límites para la venta a extranjeros. «No estamos de acuerdo con la extranjerización de la tierra y no vamos a acompañar iniciativas que avancen en ese sentido en el ámbito nacional», afirmó a través de un video publicado en sus redes sociales.

En contacto con EN/CLAVE, anticipó que reclamó al gobierno de Javier Milei que elimine el capítulo porque no apoyarán una ley que lo contenga.

La posición de Neuquén, una de las bancadas clave para el oficialismo nacional, terminaría de agotar las posibilidades de que la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada prospere con el dictamen que presentó ayer la titular del bloque, Patricia Bullrich.

La propia senadora se había precipitado ayer en la conferencia de prensa que brindó junto a Nadia Márquez y Agustín Coto al anunciar que, tras incluir el tope del 25% para la extranjerización en cada provincia, sumarían el apoyo de La Neuquinidad.

También Márquez, senadora por la provincia, había afirmado anoche durante una ronda de entrevistas en medios nacionales que LLA tenía «el número» para sancionar la ley.

El dictamen que presentó el oficialismo esta semana volvió a modificar el Capítulo III del proyecto y fijó un límite del 25% para la propiedad extranjera de tierras rurales por provincia, aunque sin contemplar topes por departamento o municipio.

La ley tiene en total seis capítulos e incluye reformas sobre la Ley de Manejo de Fuego, de Expropiaciones y los procedimientos de desalojo, además de los cambios sobre la Ley sobre el Régimen de Protección al Dominio Nacional sobre la Propiedad, Posesión o Tenencia de las Tierras Rurales.

Como venía contando EN/CLAVE, el gobierno de Neuquén venía reclamando, desde el inicio del debate, que se mantuviera el porcentaje del 15% y era uno de los pocos pedidos que el oficialismo nacional no había atendido. Otros planteos como el sostenimiento del programa de regularización del Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap), la restricción de venta sobre tierras afectadas por incendios forestales habían sido tenidos en cuenta.

Julieta Corroza incluso sostuvo su reclamo en la reunión virtual que hubo el fin de semana con Bullrich y el resto de los jefes de bloque.

Figueroa le dijo a su senadora el lunes en Plottier, durante la inauguración de una escuela técnica construida por la provincia, «que esté tranquila y que, cuando el dictamen esté definido, se toma una decisión», según pudo saber este medio.

«Las tierras para los argentinos»

El gobernado Rolando Figueroa, quien inició esta semana una recorrida por el norte de la provincia, visitó este miércoles Varvarco para encabezar un acto de entrega de lotes a pobladores.

Es una región del territorio donde predomina la trashumancia, es decir, el desplazamiento de los crianceros con su ganado hacia las tierras altas en el verano (veranadas) y hacia las bajas en la temporada de invierno (invernadas).

«Tan importante es la tenencia de tierras que, así como dijimos que no vamos a entregar tierras fiscales a extranjeros con esta ley que enviamos a la Legislatura, con la misma firmeza digo que de ninguna manera vamos a acompañar la extranjerización de nuestras tierras», afirmó durante la mañana en un video que rápidamente publicó en sus redes sociales.

«Nosotros queremos que las tierras sean para los argentinos y el nivel de desarrollo debe estar atado a la producción. Ese es nuestro camino», afirmó.

Consultado por este medio, Figueroa ratificó: «Pedimos que lo saquen. No apoyamos ley que contenga ese capítulo».

El voto a favor amenazaba con implicar un costo político alto para la gestión provincial. En Neuquén se convocaron marchas para este jueves desde las 16 en varias ciudades de la provincia de las que convocaban a participar, incluso, aliados políticos de La Neuquinidad como son algunos referentes del peronismo.

, Andrea Durán

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El transporte eléctrico, el eslabón pendiente: por qué un paper de 1999 vuelve a ser relevante

La reciente designación de Vicente Serra Marchese como vicepresidente del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), el nuevo organismo que concentra la regulación del sector energético argentino, representa mucho más que un simple recambio en el organigrama estatal: anticipa una nueva mirada técnica y regulatoria. Para conocer su pensamiento, una breve arqueología digital nos condujo a un trabajo académico publicado en 1999, titulado “Incentivos a la Inversión en Transmisión Eléctrica”, del que Serra Marchese es autor. A la luz de su reciente designación, aquel texto adquiere renovado interés, porque ofrece una valiosa ventana para comprender los principios y criterios que podrían orientar la nueva etapa regulatoria del sector del Transporte de electrones en el Sistema Argentino de Interconexión.

Se suele decir que nadie resiste el paso por un archivo. Sin embargo, el texto que Serra Marchese escribió cuando la arquitectura del sector eléctrico aún estaba moldeándose al calor de las privatizaciones, ofrece un diagnóstico cuya vigencia resulta hoy tan llamativa como reveladora. Lejos de ser una pieza de museo o un testimonio de época, constituye una hoja de ruta conceptual que el nuevo ENReGE podría poner a prueba frente a los desafíos de un país que necesita movilizar inversiones millonarias para sostener y expandir su desarrollo de la infraestructura.

El eslabón más débil

En el documento se afirma, sin ambages, que el sector eléctrico privatizado había sido un éxito, pero que el transporte de energía se había convertido en“el eslabón más débil de la cadena eléctrica energética”. La razón no era técnica, sino institucional, regulatoria y de incentivos: las acciones de los privados, orientadas en general al corto plazo, se contraponían a la necesidad de contar con nuevas instalaciones que minimizaran la Energía No Suministrada (ENS) en el largo plazo y permitieran a los usuarios finales acceder a precios más económicos.

El diagnóstico de Serra Marchese era, y suponemos que sigue siendo, punzante. El sistema de ampliaciones implementado sobre el principio de acceso abierto —un pilar de la regulación de los 90—, introducía un elemento de riesgo específico: la aparición de free-riders. En otras palabras, quienes financiaban una ampliación podían ver cómo otros agentes se beneficiaban sin pagar, o incluso cómo su propia inversión quedaba “hundida” si la nueva infraestructura alentaba la entrada de generadores competidores que terminaban desplazándolos. Este problema, sumado a un método de concurso público que permitía que un 30% de los agentes vetara las expansiones, generaba un incentivo perverso a postergar las inversiones, a pesar de que el beneficio social neto fuera positivo.

El documento identifica con claridad el núcleo del conflicto: los generadores pueden votar en contra de las ampliaciones porque temen que, una vez realizadas, nuevos competidores entren al mercado y los desplacen. “Un generador —dice el texto— tiene entonces un incentivo fuerte a votar en contra derivado de la incertidumbre que se genera acerca del funcionamiento de la red bajo las nuevas condiciones”. Esta dinámica, que los economistas llaman “el problema del capital hundido”, genera una subinversión crónica y convierte al sistema de transporte en un cuello de botella que neutraliza las ganancias de eficiencia obtenidas en la generación.

Monopolio natural y acceso abierto

Serra Marchese no se limita a diagnosticar; describe la arquitectura regulatoria heredada de la Ley 24.065 (1992) y sus decretos reglamentarios. Allí, el transporte es concebido como lo que es, un monopolio natural declarado Servicio Público mediante “publicatio”— servicio que presta el Estado a través de un tercero que goza de exclusividad en la prestación y tiene una concesión de 95 años—, pero está sujeto a un esquema de incentivos con tarifas máximas y un reglamento de prestación basado en los principios de acceso abierto y “common Carrier”. Es decir, la red puede ser utilizada por cualquier agente, sin discriminación.

Esta organización mixta público-privada, señala el documento, es asimilable a las estructuras solidarias (cooperativas, clubes, fundaciones) donde no hay fines de lucro, pero sí hay congestión. La infraestructura de red es un “bien público” jurídicamente hablando, no así en el sentido económico: si bien no hay exclusión, hay rivalidad en el consumo. La congestión, entonces, “pone en escena el problema de la exclusión parcial”: no todos pueden acceder al bien o, en su defecto, todos pueden estar restringidos en alguna parte. La paradoja es que sostener el open access sin permitir cierto grado de exclusión aumenta el grado de disputa y el oportunismo, reduciendo el incentivo a invertir.

Dos caminos concurrentes

Frente a este panorama, Serra Marchese propuso un abordaje dual que combinaba la flexibilización regulatoria con incentivos positivos.

Propuso flexibilizar los mecanismos de ampliación, creando figuras intermedias entre el concurso público y el acuerdo de partes. Allí se inscriben sus propuestas sobre “Derechos de transmisión negociables”: para acotar la incertidumbre y asignar exclusividades limitadas, evitando que quienes invierten sean desplazados por free-riders. Su lógica es que el establecimiento de condiciones de exclusividad en sí mismo solapa los intentos de apropiación de rentas monopólicas, pero un “grado de exclusividad limitada” apunta en la dirección correcta para garantizar la solvencia de los agentes usuarios de la red.

Otra propuesta: “Ampliaciones a riesgo”, donde agentes con expectativas de uso futuro —como generadores del Comahue o incluso distribuidores— pudieran solventar obras y recuperar su inversión a través de peajes cobrados a terceros, siempre que el factor de utilización superara cierto umbral (por ejemplo, el 50%). El documento señala que, en principio, los generadores que sufren mermas en sus ingresos podrían estar interesados, pero también los distribuidores con buen conocimiento del sistema. Serra Marchese hace una advertencia clave: los transportistas no deben participar directamente en esta modalidad, para evitar conflictos de interés con su rol de concesionarios.

Serra Marchese identificó también una señal confusa: existen obras de calidad (como la duplicación de un transformador o el reemplazo de líneas obsoletas) que no pueden encararse por concurso público porque tienen una participación inferior al 30% como beneficiario de uso, y tampoco por ampliación a riesgo porque su factor de utilización esperado es bajo. Su propuesta fue permitir que agentes que no alcanzan el 30% puedan ser iniciadores si solicitan más del 30% de la capacidad de la nueva instalación y aportan voluntariamente más del 30% del capital. Es decir, flexibilizar el acceso al mecanismo de inversión sin romper el principio de acceso abierto.

Otra de las propuestas audaces de Serra Marchese: un sistema de premios basado en incentivos que permitiera a la compañía obtener un ingreso adicional si lograba reducir sus indisponibilidades y, con ello, los “sobrecostos” que impactaban en los usuarios. La fórmula que esbozó —Premios = ξ × [RqI − Rem]— no era un tecnicismo menor; es la llave para que la Transportista pueda financiar innovaciones tecnológicas y renovaciones de activos a su propio riesgo, alineando su rentabilidad con la mejora de la calidad del servicio.

El mecanismo es ingenioso: se define un Requerimiento de Ingreso (RqI) que incluye penalidades de referencia, y se compara con la Remuneración (Rem) que la Transportista obtiene por sus cargos fijos y variables. La diferencia positiva se multiplica por un coeficiente ξ que depende de un índice de calidad (z): si la transportista reduce sus indisponibilidades por debajo del nivel de referencia, obtiene un premio; si las empeora, el premio se reduce o desaparece. En su visión, este premio funcionaba como un tercer concepto remuneratorio que complementaba los cargos fijos y variables, y que permitía cubrir el costo de oportunidad de contar con el servicio público frente a la alternativa de la autogeneración.

El documento es explícito sobre el valor social de este mecanismo: “la compañía contará con la posibilidad de obtener un nivel de ingreso compatible con el costo de oportunidad para la demanda de contar con el servicio bajo la forma de un servicio público, como alternativa a la sustitución del transporte por autogeneración y financiar mejoras en el sistema, que se retribuirán con el premio obtenido”.

El beneficio social

Un aspecto central del pensamiento de Serra Marchese, que lo distingue de un enfoque puramente tecnocrático, es su insistencia en que el beneficio social neto de las ampliaciones debe evaluarse extendiendo el concepto no solamente al impacto en el sistema de precios de la energía, sino también al impacto sobre las economías regionales que pueda llegar a tener la disponibilidad de contar con ampliaciones como motor de actividad económica. El documento cita explícitamente el ejemplo del “corredor minero”, una referencia a las regiones del noroeste argentino donde la minería metalífera (cobre, oro, litio) requiere de un suministro energético confiable para desarrollarse.

Esta dimensión regional es clave: las inversiones en transporte de alta tensión no son solo un insumo para el sistema eléctrico, sino un habilitador del desarrollo productivo en zonas postergadas. La pregunta que subyace es si el marco regulatorio actual, diseñado para maximizar la eficiencia del mercado spot, es capaz de capturar estos beneficios regionales de largo plazo, o si, por el contrario, los subestima sistemáticamente al privilegiar los cálculos de corto plazo de los agentes privados.

¿Qué cambió en 25 años?

Serra Marchese escribió su documento cuando el ENRE aún era joven, las privatizaciones eran una apuesta reciente y el sistema eléctrico argentino era mirado como un caso de éxito en América Latina. Veinticinco años después, el diagnóstico central sigue siendo el mismo: el transporte sigue siendo el eslabón más débil.

Las cifras son elocuentes. Entre enero de 2020 y diciembre de 2022, se estima que se dejaron de invertir unos US$ 75 millones en el mantenimiento de la red. El atraso tarifario acumulado llevó a que, hasta diciembre de 2022, las tarifas de transporte subieran solo un 67% frente a una inflación del 379%. La falta de inversión en líneas de alta tensión —estimada en más de US$ 6.600 millones para sumar 5.610 nuevos kilómetros— se ha convertido en el principal obstáculo para el crecimiento de nuevas fuentes de generación renovable y térmica, y ha generado restricciones operativas que obligan a CAMMESA a incurrir en costos crecientes de despacho.

Pero hay algo que ha cambiado radicalmente: el contexto macroeconómico. En los 90, Argentina tenía una convertibilidad que daba la sensación de previsibilidad a las inversiones en dólares; hoy, el país lucha contra un déficit fiscal crónico, restricciones al acceso al mercado de capitales y una inflación que, si bien viene en baja, aún erosiona cualquier señal de precios a largo plazo. El problema de la subinversión en transporte, que en el documento de Serra Marchese se atribuye a fallas de coordinación y riesgo de free-riders, se ha visto agravado por un riesgo sistémico de tipo macroeconómico que ni el sistema de premios ni las ampliaciones a riesgo pueden resolver por sí solos.

El desafío del ENReGE

Ahora, ese pensamiento técnico y minucioso, que evaluaba el “beneficio social neto” de las ampliaciones en su doble dimensión —precios de la energía y economías regionales—, llega al centro de la toma de decisiones en el nuevo ente. Y lo hace en un contexto donde la Argentina necesita inversiones millonarias para expandir el SADI y el atraso tarifario y las restricciones operativas parecen vallas infranqueables.

Además, el desafío de equilibrar la señal de precios con la sustentabilidad del negocio sigue siendo, como en los 90, el nudo gordiano de la regulación. La discusión sobre el rol del Estado, la competencia y la inversión privada se ha reavivado con la llegada de una administración que plantea una reforma profunda del Estado, que incluyó la unificación de entes reguladores.

Interrogantes

Muchos de los interrogantes planteados en el documento de Serra Marchese son complejos, pero de tal actualidad que es necesario preguntarse si el sistema de premios basado en incentivos, concebido para una empresa concesionaria en un contexto de convertibilidad puede adaptarse a un escenario de inflación alta y riesgo cambiario.

¿Se requiere una revisión más profundadel principio de acceso abierto, que el propio Serra Marchese señaló como fuente de conflictos?

El “corredor minero” que citaba en los 90 hoy incluye el litio, un recurso estratégico para la transición energética global. ¿El marco regulatorio actual permite que las economías regionales se beneficien de las ampliaciones de transporte, o las subordina a la lógica del mercado spot?

El documento sugería que los transportistas no debían participar en las ampliaciones a riesgo; pero hoy, Transener y las distribuidoras troncales son actores centrales. ¿Debe revisarse esa restricción?

Lo que está en juego no es un debate técnico entre especialistas, sino la capacidad del sistema eléctrico argentino para sostener el desarrollo productivo de un país que no puede darse el lujo de tener un “eslabón débil” en su cadena energética. Las ideas de Serra Marchese, formuladas en el fragor de las privatizaciones, no son un fetiche del pasado ni una receta mágica. Son, en cambio, un prisma analítico que refracta las tensiones centrales de la regulación del transporte: cómo conciliar el acceso abierto con la inversión, cómo equilibrar la señal de precios con la sustentabilidad, cómo medir el beneficio social más allá de los precios de la energía.

¿Lo viejo funciona?

Sería un anacronismo evaluar aquel diagnóstico por lo que no pudo prever. Cuando fue escrito, a fines de los años noventa, el objetivo era reorganizar institucionalmente el sector eléctrico, establecer reglas estables para atraer inversiones y expandir una infraestructura indispensable para acompañar el crecimiento de la demanda.

La revolución digital aún no integraba el horizonte tecnológico ni regulatorio: redes inteligentes, automatización, medición inteligente, análisis masivo de datos y la inteligencia artificial eran apenas desarrollos incipientes.

Un cuarto de siglo después, el panorama cambió radicalmente. La incorporación de medición avanzada, plataformas digitales de supervisión, algoritmos predictivos y tecnologías como los enlaces HVDC, los dispositivos FACTS y el monitoreo en tiempo real mediante sensores y medición fasorial transformó el diseño, la operación y la expansión de los sistemas eléctricos. A ello se suman la integración de energías renovables intermitentes, recursos distribuidos, almacenamiento y una demanda más dinámica impulsada por la electrificación.

En este contexto, el desafío regulatorio será asegurar inversiones para ampliar la generación y el transporte, pero también promover la innovación, incorporar nuevas tecnologías, fortalecer la resiliencia y la ciberseguridad, mejorar la eficiencia operativa y dotar al sistema de la flexibilidad que hoy requiere.

La vigencia del diagnóstico original no radica en haber anticipado tecnologías inexistentes, sino en la solidez de sus principios. El desafío actual no es corregir aquellas ideas, sino reinterpretarlas frente a una transformación tecnológica que modificó los instrumentos disponibles, pero no la necesidad de reglas claras, planificación de largo plazo e inversiones sostenidas.

MdRM

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El Boom del shale en Argentina ya significa más del 70% de los hidrocarburos

El gas y el petróleo de Vaca Muerta ya representan más del 70% de los hidrocarburos producidos en el país, consolidando a los recursos no convencionales como protagonistas de la matriz energética argentina. En apenas quince años, la revolución del shale transformó la industria y posicionó al país como un nuevo actor en el mercado exportador regional, con perspectivas de convertirse en proveedor de GNL a nivel global.

Para comprender qué implica la explotación de estos recursos, la geóloga Silvia Barredo, investigadora del Instituto del Gas y del Petróleo de la UBA, explicó que los reservorios convencionales permiten el flujo natural del hidrocarburo hacia el pozo, mientras que en los no convencionales el poro es tan pequeño que requiere técnicas de estimulación. En el caso del shale, el hidrocarburo se extrae directamente de la roca madre mediante fractura hidráulica (fracking), que conecta nanoporos con el pozo.

Barredo precisó que, en rigor, se trata de pelitas o fangolitas, rocas sedimentarias de grano ultrafino ricas en materia orgánica. Su tendencia a dividirse en capas delgadas se denomina “laminación”, y la propiedad que permite esa secuencia se conoce como “fisilidad”. Popularmente se las denomina lutitas o shale, término que se consolidó con el desarrollo de Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.

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La formación Vaca Muerta reúne condiciones excepcionales: elevado contenido de materia orgánica, gran espesor, continuidad lateral, adecuada madurez térmica y excelentes propiedades geomecánicas. Estas características favorecieron el desarrollo masivo del shale y permitieron que Argentina avanzara rápidamente en cantidad de fracturas y conocimiento técnico, consolidando su liderazgo regional en hidrocarburos no convencionales.

De cara al futuro, otras provincias buscan replicar el modelo. En Chubut y Santa Cruz, las expectativas están puestas en la formación D-129 en la Cuenca del Golfo de San Jorge y en Palermo Aike en la Cuenca Austral. Ambos proyectos se encuentran en etapa exploratoria, con iniciativas de Pan American Energy (PAE) y la Compañía General de Combustibles (CGC), aunque aún sin explotación comercial.

La especialista advierte que la presencia del recurso no basta: se requieren infraestructura, tecnología, logística y condiciones de mercado. La explotación depende de los inversores, de los incentivos y de la política provincial. En ese sentido, la reconversión del bloque Cerro Dragón en Chubut y los avances exploratorios en Palermo Aike muestran que Argentina ya trabaja en nuevas fronteras del shale, con potencial de replicar el éxito de Vaca Muerta en otras regiones. 

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Argentina exportará GNL a Europa desde 2027

Argentina concretó su primer contrato de venta de gas natural licuado (GNL) a Europa. La empresa nacional Southern Energy S.A. (SESA) acordó con la alemana SEFE el suministro de 2 millones de toneladas anuales durante ocho años, con entregas previstas a partir de fines de 2027.

El acuerdo marca el ingreso del país al mapa energético europeo en un contexto de reconfiguración tras la salida de Rusia como proveedor.

El convenio se enmarca en un informe de la Fundación Libertad y la Friedrich Naumann Stiftung, que destaca la oportunidad de Argentina para convertirse en un proveedor confiable de gas. Según el economista Javier Bongiovanni, Europa ya tomó la decisión de diversificar sus fuentes de abastecimiento y Argentina cuenta con una ventana concreta para incorporarse gracias a la escala y competitividad de Vaca Muerta.

El país posee la segunda reserva de shale gas técnicamente recuperable más grande del mundo, estimada en 22,6 billones de m³, solo detrás de China. Esta dotación otorga a Argentina una relevancia global en recursos no convencionales y refuerza su capacidad de proyectarse hacia mercados exigentes como el europeo.

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Los proyectos de infraestructura avanzan en paralelo. SESA desarrolla el Hilli Episeyo y el MKII, con una capacidad conjunta de 6 millones de toneladas anuales, mientras que Argentina LNG, liderado por YPF junto a Eni y XRG, espera su decisión final de inversión en 2026 para un proyecto de USD 20.000 millones y 12 millones de toneladas anuales de capacidad.

El informe identifica cinco condiciones clave para consolidar esta oportunidad: completar la infraestructura de transporte y licuefacción, asegurar financiamiento, sostener la baja del riesgo país (actualmente en un rango de 450–560 puntos), cumplir con estándares ambientales europeos como la certificación OGMP 2.0 nivel 5 desde 2027 y mantener las reglas del RIGI para proyectos estratégicos.

Europa mantiene una dependencia energética externa superior al 55% de su consumo total, según Eurostat, lo que crea el contexto más favorable en décadas para que nuevos proveedores se incorporen a su matriz energética. En ese escenario, Argentina se posiciona como un actor emergente capaz de aportar volumen, competitividad y confiabilidad al abastecimiento del continente.

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GeoPark concentra inversiones en Vaca Muerta

La petrolera GeoPark destinó el 64% de sus inversiones del segundo trimestre de 2026 a Vaca Muerta, consolidando al shale neuquino como su principal motor de crecimiento regional. El CEO Felipe Bayón aseguró que el desarrollo avanza incluso antes de los plazos previstos, con más perforación, completación de pozos e infraestructura de evacuación para sostener la expansión futura.

Durante el período, la compañía invirtió USD 76,4 millones en capital, de los cuales la mayor parte se dirigió a Argentina y el resto a Colombia. La decisión refleja un cambio de escala dentro del portafolio de GeoPark, que definió al desarrollo argentino como su programa de crecimiento orgánico más importante. “Nuestros resultados demuestran la consistencia de nuestra ejecución y la fortaleza de nuestro portafolio”, afirmó Bayón.

Las inversiones en Vaca Muerta se enfocaron en perforación, terminación de pozos y ampliación de infraestructura de evacuación, condición clave para sostener el crecimiento. Ese nivel de actividad coincidió con un escenario internacional favorable: el precio promedio del Brent alcanzó USD 96,9 por barril, impulsado por tensiones geopolíticas, lo que permitió mejorar los ingresos y fortalecer la caja de la empresa.

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La producción conjunta de Argentina y Colombia promedió 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto del trimestre anterior. Sin embargo, el mayor precio del crudo permitió que los ingresos crecieran un 12%, hasta USD 143,3 millones, aun con volúmenes de venta estables.

El EBITDA ajustado fue de USD 73,1 millones, con un margen del 51%, mientras que el flujo de caja operativo alcanzó USD 108,4 millones.

El aumento de la actividad también elevó los costos operativos, que pasaron de USD 14,7 a USD 17,9 por barril, explicado por mayores gastos energéticos, intensidad operativa superior y apreciación de las monedas de Argentina y Colombia frente al dólar. 

Aun así, la compañía cerró junio con USD 316,3 millones en efectivo y equivalentes, por encima de los USD 274,9 millones del trimestre anterior, y una deuda neta de USD 317,8 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,2x.

GeoPark mantiene protegida buena parte de su producción mediante coberturas de precio y renovó su línea de crédito contingente hasta 2028, lo que le otorga respaldo adicional para afrontar el ciclo inversor. “Mientras atravesamos este período de máximas inversiones, seguimos enfocados en ejecutar cada proyecto de manera segura y eficiente, creando valor sostenible para nuestros accionistas”, aseguró Bayón. 

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Quintana Energy duplica su producción de gas

Quintana Energy logró duplicar su producción de gas natural en poco más de un año y se posicionó entre las diez principales productoras de Argentina. La compañía pasó de 900.000 m³ diarios en mayo de 2025 a 1,896 millones de m³ por día, impulsada por una estrategia que combina la recuperación de áreas maduras, mejoras operativas y nuevos proyectos de infraestructura energética.

Gracias a este crecimiento, la empresa alcanzó el noveno lugar en un mercado integrado por unas cincuenta productoras. Desde la compañía sostienen que el avance responde a un modelo de desarrollo enfocado en maximizar el potencial de yacimientos convencionales mediante inversiones, intervenciones técnicas y una gestión orientada a la eficiencia.

La expansión estuvo acompañada por la incorporación y optimización de activos maduros, donde se realizaron trabajos de reparación de pozos, mejoras en instalaciones y programas de productividad. Esta estrategia permitió transformar yacimientos de menor rendimiento en nuevas fuentes de abastecimiento para el sistema energético nacional.

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Uno de los proyectos más relevantes se desarrolla en el sur de Mendoza, donde comenzó la reinyección de gas natural en reservorios convencionales adquiridos a YPF dentro del Plan Andes. El emprendimiento alcanzó un caudal de 240.000 m³ diarios pocas semanas después de iniciar operaciones, con el objetivo de convertir esos reservorios en un sistema de almacenamiento subterráneo.

La reinyección se realiza en la formación El Troncoso Inferior, que reúne condiciones geológicas para alcanzar una capacidad potencial de hasta 8 millones de m³ diarios. Para avanzar en ese desarrollo, la empresa realizó estudios geológicos, incorporó infraestructura específica y proyecta instalar nuevos compresores que permitan ampliar la capacidad operativa.

El CEO de Quintana Energy, Carlos Gilardone, definió el proyecto mendocino como “la final de la Champions”, en referencia a su importancia estratégica para el futuro de la compañía y del sistema energético argentino.

Con este crecimiento, la empresa fortalece su posición en la industria del gas natural y apuesta por un modelo que combina recuperación de activos convencionales, eficiencia operativa y soluciones de almacenamiento para acompañar la evolución del mercado energético.

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Argentina retoma exportaciones de gas a Chile con contratos firmes

El Gobierno argentino autorizó a las petroleras a retomar las exportaciones de gas a Chile con contratos no interrumpibles, después de más de 13 años. A partir de septiembre, se enviarán hasta 10 millones de m³ diarios, consolidando un esquema de suministro en firme que se apoya en el crecimiento de la producción de Vaca Muerta.

La medida se formalizó mediante la disposición 167 de la Secretaría de Energía, que permitirá dar continuidad a las exportaciones iniciadas en octubre del año pasado. Durante el primer semestre de este año, los envíos a Chile, Brasil y Uruguay alcanzaron un promedio de 5,9 MMm³/d, reflejando el incremento sostenido de la producción nacional.

La nueva modalidad de contratos en firme fue uno de los puntos acordados en la Declaración Conjunta firmada en julio por los presidentes Mauricio Macri y Sebastián Piñera, lo que marca un hito en la relación bilateral y en la integración energética regional. Se trata de un cambio significativo respecto a los envíos interrumpibles que se habían retomado en 2018 tras el acuerdo de liberalización del comercio de gas.

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El Gobierno destacó que el excedente de gas natural generado en Vaca Muerta permitirá sostener estas exportaciones durante el período estival. La producción creciente garantiza disponibilidad para abastecer tanto el mercado interno como la demanda externa, consolidando a la Argentina como proveedor confiable en la región.

Desde septiembre, 10 empresas chilenas suscribieron más de 30 operaciones de compra de gas argentino, que representaron cerca del 39% de las importaciones de gas de Chile. Este dato confirma la relevancia del suministro argentino en el mercado energético del país vecino y la importancia de los contratos en firme para asegurar continuidad.

La decisión refuerza el rol de la Argentina en el mercado energético regional y marca un paso clave hacia la consolidación de exportaciones sostenidas de gas natural, con beneficios económicos y geopolíticos para ambas naciones. El esquema de contratos firmes abre una nueva etapa en la integración energética sudamericana.

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Vaca Muerta registró más de 2.000 etapas de fractura en julio con fuerte liderazgo de YPF

Ley de Vaca Muerta

En julio se ejecutaron 2.005 etapas de fractura hidráulica en Vaca Muerta, con YPF dominando más del 53% de la actividad y Halliburton liderando entre las empresas de servicios. La actividad mantiene niveles históricamente altos en 2026.

La formación de Vaca Muerta continuó mostrando un ritmo elevado de actividad durante julio, con un total de 2.005 etapas de fractura hidráulica ejecutadas, según datos procesados hasta el 31 de ese mes. Este volumen confirma que el año 2026 se mantiene entre los de mayor intensidad operativa desde el desarrollo masivo del shale argentino iniciado en 2016.

El acumulado anual de fracturas alcanzó las 16.968 etapas, cifra que si bien es inferior al récord de 2025, sigue siendo notablemente alta en comparación con años anteriores. Pese a que julio representó el mes con menor actividad en 2026, fue el que marcó el nivel más alto de fracturas desde el inicio de la serie histórica.

Según el análisis elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la estadística abarca registros de 46 operadoras y 11 empresas de servicios, permitiendo observar la evolución desde 2016. En total, desde ese año se han contabilizado más de 140.000 etapas de fractura en las cuencas argentinas, reflejo del enorme crecimiento que ha experimentado Vaca Muerta en la última década y especialmente desde 2021.

En julio, YPF reafirmó su liderazgo con la ejecución de 1.067 etapas de fractura, representando más del 53% de la actividad mensual. Detrás se ubicaron Vista Energy con 358, Pluspetrol con 210, Pan American Energy con 111, Tecpetrol con 105, Pampa Energía con 93 y GeoPark con 61 fracturas.

La concentración de la actividad quedó patente, ya que YPF y Vista Energy concentraron cerca del 71% de las etapas realizadas en el mes, y las siete operadoras principales concentraron prácticamente la totalidad del trabajo.

En cuanto a la prestación de servicios, Halliburton se destacó como la principal empresa, ejecutando el 56% de las fracturas del mes, todas para YPF. SLB lideró con Vista Energy y Pan American Energy, mientras que otras empresas como Tenaris, SPI y Calfrac participaron en menor medida con otras operadoras.

El ranking de empresas de servicios posicionó a Halliburton con 1.115 etapas realizadas en julio, seguida por SLB con 514, SPI con 195, Tenaris con 166 y Calfrac con 15. Esta dinámica confirma la fuerte presencia de Halliburton en YPF y la consolidación de SLB en otros operadores clave.

A pesar de la desaceleración mensual, la actividad de fractura hidráulica sigue siendo muy intensa. El acumulado de 2026 supera ampliamente los registros de años anteriores, aunque está por debajo del récord de 2025. Para ponerlo en perspectiva, en 2024 se habían realizado 17.814 fracturas en el mismo período, mientras que en 2020, afectado por la pandemia, la cifra fue de solo 3.276.

En la serie histórica desde 2016, YPF reafirma su dominio con un acumulado de 56.365 etapas de fractura, casi la mitad del total. Le siguen Vista Energy, Tecpetrol, Pan American Energy y Pluspetrol, reflejando cómo ha evolucionado el mapa operativo de Vaca Muerta en la última década.

Las etapas de fractura son un indicador clave para anticipar la producción futura de shale oil y shale gas, ya que representan la fase previa a la puesta en marcha de nuevos pozos horizontales. El nivel observado en julio confirma que las operadoras mantienen un ritmo elevado, impulsado por la expansión de las exportaciones de petróleo, la mejora en infraestructura y proyectos vinculados al gas natural licuado.

Aunque el récord de 2025 aún se mantiene, el volumen de fracturas registrado en 2026 se posiciona entre los más altos de la historia del shale argentino, lo que sostiene perspectivas optimistas para el crecimiento productivo en los próximos años.

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YPF Luz presentó su octavo reporte de sustentabilidad

YPF Luz presentó su octavo Reporte de Sustentabilidad, en el que comparte los principales avances, desafíos y resultados alcanzados durante 2025 en materia ambiental, social, de gobernanza y desempeño del negocio. Durante el año, se consolidó como la principal compañía privada de generación eléctrica de Argentina por capacidad instalada, con un porfolio diversificado, con foco en la excelencia operacional y una gestión orientada a la creación de valor de largo plazo.

En 2025, YPF Luz abasteció el 10% de la energía eléctrica del país, equivalente al consumo de 7,2 millones de hogares y alcanzó una capacidad instalada de 3.5 GW en operación, con 16 activos distribuidos en ocho provincias. Además, registró más de 15.300 GWh de energía generada y continuó ampliando su capacidad para acompañar el crecimiento de la demanda energética argentina.

“En YPF Luz continuamos creciendo con una visión de largo plazo, combinando excelencia operacional, desarrollo de nueva infraestructura energética y una gestión responsable que integra criterios ambientales, sociales y de gobernanza en nuestras decisiones. Este reporte refleja el compromiso de todo nuestro equipo conformado por más de 500 personas que trabajan en equipo para impulsar la generación de energía eléctrica del país, cada vez más eficiente, confiable y sustentable”, afirmó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Entre los hitos más relevantes del año se destacan la inauguración del Parque Eólico General Levalle (155 MW) en Córdoba; el inicio de construcción del Parque Solar El Quemado (305 MW) en Mendoza, primer proyecto renovable aprobado para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que recibió durante diciembre la habilitación comercial de sus primeros 100 MW; el avance de la construcción del Parque Eólico CASA (63 MW) en Olavarría; y la adjudicación del proyecto de almacenamiento “Alma GBA”, que incorporará 90 MW de baterías en Central Dock Sud para aportar flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico del AMBA.

En el marco de suestrategia ASG, la compañía ha avanzado en el cumplimiento de sus ambiciones 2030 que refuerzan su compromiso con la generación de energía eficiente y renovable. Como parte de su excelencia operacional, YPF Luz continuó consolidando relaciones de largo plazo con un total de 100 clientes y reforzó su liderazgo en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde alcanzó una participación del 23% durante 2025. Estos resultados se complementaron con niveles positivos de satisfacción de los grupos de interés.

Además, YPF Luz reafirmó su compromiso social con foco en los empleados y las comunidades donde opera mediante el fortalecimiento de su cultura de seguridad y la participación de sus empleados en iniciativas de inversión social. Este enfoque se reflejó en un desempeño del índice de incidentes de seguridad por encima de los objetivos establecidos y en el alcance de las acciones de inversión social que beneficiaron a más de 15.000 personas, con la participación del 61% de sus empleados.

En materia de integridad, se destacan el fortalecimiento del programa de compliance y antisoborno, que permitió mantener la certificación ISO 37001 y la capacitación del 79% de los empleados de la compañía.

En relación con su compromiso ambiental,YPF Luz avanzó en la gestión eficiente de sus emisiones, residuos y agua. En este sentido, se logró una reducción del 17% en la intensidad de emisiones de CO₂e respecto de 2020, una disminución del 19% en la intensidad energética y una valorización del 52% de los residuos generados. Estos avances reflejan su compromiso con una gestión cada vez más eficiente de los recursos y la mejora continua de su desempeño ambiental.

Accedé al reporte: https://ypfluz.com/Sustentabilidad/Reporte/2025 

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OPEP+ confirma aumento de producción petrolera en septiembre por 188.000 barriles diarios

En una reunión virtual realizada recientemente, siete países integrantes de la OPEP+ decidieron elevar el límite de producción petrolera para septiembre en 188.000 barriles por día respecto a los niveles de agosto. Los participantes de esta decisión fueron Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán, quienes analizaron las perspectivas actuales del mercado global del petróleo.

La OPEP+ agrupa a los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) junto con sus aliados estratégicos. En un esfuerzo conjunto por mantener la estabilidad del mercado energético, estos siete países optaron por aumentar la producción en relación con los recortes voluntarios implementados desde abril de 2023.

Estos recortes voluntarios, que alcanzaron un total de 1,65 millones de barriles diarios, se anunciaron por primera vez en abril de 2023 y se extendieron hasta finales de 2026. La decisión adoptada este agosto representa el sexto mes consecutivo en que la OPEP+ incrementa su producción petrolera.

De acuerdo con el comunicado oficial, los países involucrados ajustarán su producción con flexibilidad, respondiendo a las condiciones cambiantes del mercado. Además, han programado una nueva reunión para el 6 de septiembre, donde definirán los niveles de producción para octubre.

Este movimiento se produce en un contexto global donde la estabilidad y el equilibrio del suministro energético son cruciales para la economía mundial, mientras los países miembros de la OPEP+ buscan mantener un balance entre la oferta y la demanda.

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Gou Argentina supera mil solicitudes en Posadas y sumará triciclos eléctricos para tres pasajeros

La plataforma de movilidad Gou Argentina inició hace pocos días sus operaciones en Posadas con vehículos a combustión y ya superó mil solicitudes de viaje, consolidando su llegada a la capital de Misiones.

En los próximos días, la empresa incorporará una flota de triciclos eléctricos con capacidad para tres pasajeros, que se integrarán al tránsito urbano ofreciendo una alternativa sustentable y económica para los usuarios. Estos triciclos cuentan con asientos enfrentados, una autonomía de 150 kilómetros por carga y requieren una recarga eléctrica convencional de cuatro horas.

El fundador y CEO de Gou Argentina, Gonzalo Tracci, señaló que la compañía ya cuenta con más de 12.000 usuarios y ha realizado más de 20.000 viajes en vehículos eléctricos en otras provincias, lo que respalda la expansión hacia Posadas. Destacó que la transición hacia la movilidad eléctrica debe hacerse en conjunto con los remiseros y taxistas tradicionales: “Entendemos que el cambio de matriz energética se da con los remiseros y con los taxistas, con ellos, no sin ellos”.

Actualmente, en Posadas la plataforma registra alrededor de 500 usuarios activos. Para operar los nuevos triciclos, la empresa convocó a conductores con licencia D1, que habilita el transporte de hasta ocho pasajeros, y organizó una reunión informativa en Silicon Misiones para reclutar interesados.

Tracci enfatizó la importancia de cumplir con la normativa local, diferenciándose de plataformas multinacionales: “Al tener cara visible la empresa, nosotros seguimos todos los pasos de ir a la municipalidad, pedir las habilitaciones, mostrar el papeleo y demás”. Además, destacó la gestión de una póliza especial de seguro en colaboración con Río Uruguay Seguros, que cubre hasta 350 millones de pesos para estos vehículos eléctricos.

Los triciclos están equipados con sistemas de seguridad activa, sensores de retroceso, conectividad bluetooth y en algunos casos climatización, buscando brindar confort y protección a los pasajeros.

En cuanto al modelo económico, Tracci remarcó que estos vehículos son más económicos que los autos que funcionan con combustibles fósiles: “Estos vehículos son mucho más económicos que toda mi competencia, de todas las plataformas digitales que conocemos, porque son eléctricos, no consumen combustible”.

La empresa también propone un esquema de financiamiento directo para los choferes, quienes podrán usar los triciclos y pagarlos progresivamente a través de la aplicación móvil mientras trabajan. “Le damos la llave del triciclo y lo llevan a su casa y van pagando a través de la aplicación móvil mientras trabajan”, explicó el CEO, resaltando que esta estrategia busca replicar experiencias de reconversión laboral exitosas en otras provincias.

El plan inicial contempla una flota piloto de entre ocho y diez unidades concentradas en el centro de Posadas para evaluar la aceptación del servicio. Además, la compañía proyecta extender la propuesta a otras localidades de Misiones, con reuniones previstas en Oberá, Eldorado, Leandro N. Alem, Candelaria y Garupá para coordinar la expansión.

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Paritaria petrolera: aumento del 16% en tramos y nuevos salarios mínimos desde julio

Las cámaras empresariales CEPH y CASEPE junto a los sindicatos de Petroleros Privados y Personal Jerárquico de Río Negro, Neuquén y La Pampa cerraron el acuerdo de paritarias para el período abril 2026 – marzo 2027, que contempla un aumento salarial del 16% distribuido en cuatro tramos.

Este ajuste comenzará a impactar en los sueldos desde julio de 2026, con un esquema que combina incrementos en los básicos y adicionales convencionales junto con asignaciones de gratificaciones no remunerativas, según explicó Gonzalo Martín Gutiérrez, contador de la firma C. S. B. & ASOC.

Detalle del cronograma de aumento:

  • Tramo 1 (julio 2026): aumento directo del 6% sobre sueldos básicos y adicionales tomando como referencia las escalas de abril de 2026.
  • Tramo 2 (agosto y septiembre 2026): gratificación no remunerativa del 4%, que se incorporará a los básicos en octubre.
  • Tramo 3 (octubre a diciembre 2026): gratificación no remunerativa del 3%, que pasará a básicos en enero de 2027.
  • Tramo 4 (enero a marzo 2027): gratificación no remunerativa del 3%, integrada definitivamente a los básicos en abril de 2027.

Estos porcentajes se aplican sobre todos los conceptos remunerativos y no remunerativos habituales, incluyendo sumas por viandas y ayuda alimentaria, pero excluyen bonos por facturación, adicionales de vivienda y asignaciones por uso de vehículos.

En cuanto a los valores operativos para julio de 2026, se establecen las siguientes condiciones:

  • Incremento efectivo del 6% sobre básicos y adicionales convencionales.
  • Valor de la vianda alimentaria por jornada laboral de 8 horas fijado en $38.000.
  • Salario mínimo bruto garantizado para un operario de 8 horas diarias alcanzando $4.130.864.
  • Asignación especial por Vaca Muerta mantenida en $402.800.

Además, el acuerdo contempla una contribución sindical extraordinaria única de $225.000 por trabajador, que se abonará en nueve cuotas mensuales consecutivas hasta marzo de 2027.

La documentación correspondiente ya fue presentada ante el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social de la Nación y está pendiente de homologación oficial para su plena vigencia.

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Arcor inauguró en Catamarca su primer parque solar y busca llevar el modelo a otras plantas

El proyecto tiene 6,6 MW de potencia instalada, una generación anual estimada de 11.140 MWh y demandó una inversión de US$ 3,8 millones

RECREO, Catamarca (Enviada especial).— Los paneles solares aparecen apenas unos metros después de dejar atrás las instalaciones industriales de Arcor en Recreo. El parque ocupa 12 hectáreas y está ubicado estratégicamente junto a las tres plantas fabriles del complejo. Desde allí, la electricidad generada por el sol no tiene que recorrer cientos de kilómetros para encontrar demanda, sino que se consume prácticamente en el mismo lugar donde se produce.

EconoJournal recorrió el predio durante la inauguración del parque, que este martes quedó formalmente puesto en marcha con la presencia del gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, autoridades provinciales, y municipales, el presidente del Grupo Arcor, Alfredo Pagani; y otros directivos del Grupo.

El parque tiene 6,6 MW de potencia instalada, una generación anual estimada de 11.140 MWh y demandó una inversión de US$ 3,8 millones de capital propio. La construcción llevó siete meses y la compañía estima que la inversión se amortizará en cuatro años.

La energía producida mediante los 11.000 paneles, que Arcor adquirió por parte de la empresa china Trina Solar, permitirá cubrir el 90% del consumo eléctrico del complejo industrial de Recreo. Cuando la generación solar supere la demanda, los excedentes podrán inyectarse al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Durante la visita, Bruno Brunetti, gerente Corporativo de Energía y Servicios y gerente Industrial del Complejo Arroyito de Grupo Arcor, explicó a EconoJournal la lógica que hay detrás de la apuesta energética de la compañía. “Somos una mini Cammesa”, definió.

Esto es así ya que Brunetti detalló que el grupo cuenta con 37 plantas distribuidas en nueve provincias, lo que implica gestionar diariamente necesidades de suministro diferentes y mantener vínculos con las provincias y la Secretaría de Energía. “Cada planta tiene una estrategia específica para asegurar el suministro de energía”, explicó el ejecutivo de Arcor.  La empresa ya alcanzó un autoabastecimiento de aproximadamente 55% de la energía que consume y busca llevar ese porcentaje hasta cerca del 60% con la incorporación de esta nueva generación renovable.

La energía producida mediante los 11.000 paneles permitirá cubrir aproximadamente el 90% del consumo eléctrico del complejo industrial de Recreo.

Impacto del proyecto

Jalil y Pagani destacaron el impacto del proyecto y su articulación con la comunidad local. “El Parque Solar, la Escuela Técnica de Recreo y la Reserva Natural Urbana que desarrolló la compañía reflejan una convicción que acompaña a Arcor desde sus orígenes: crecer junto a las comunidades donde estamos presentes. Comparten una visión de largo plazo y muestran el valor de la articulación público-privada para impulsar iniciativas que generan desarrollo y dejan una huella positiva. Hace casi 40 años elegimos estar en Recreo y hoy renovamos esa decisión”, aseveró Pagani.

Jalil destacó: “Es una alegría estar acompañando la puesta en marcha de este parque solar de Arcor, un paso importante en el uso de energía renovable. La articulación entre los sectores público y privado es fundamental porque genera empleo y contribuye al desarrollo de la provincia. Arcor es, desde hace casi cuatro décadas, una de las tres empresas que más empleo genera en nuestra provincia”.

El gobernador Raúl Jalil y el presidente del Grupo Arcor, Alfredo Pagani, en la inauguración del parque solar.

Generar energía donde está la demanda

El parque de Recreo representa la primera inversión de Grupo Arcor bajo el esquema de Parques Solares Distribuidos. La empresa busca que, en lugar de concentrar la generación renovable en grandes proyectos alejados de los centros de consumo, se instalen parques asociados directamente a sus plantas industriales. La estrategia tendría una ventaja adicional ya que reduciría la exposición a las limitaciones de capacidad de transporte del sistema eléctrico. “Para no entrar en la discusión de si hay capacidad y transporte en el sistema eléctrico hacemos parques asociados a cada una de las plantas”, explicó Brunetti durante la recorrida.

Los detalles del nuevo parque solar de Arcor

El proyecto se desarrolló a partir de un acuerdo entre el Gobierno de Catamarca y Grupo Arcor. La provincia se comprometió a ejecutar las obras de infraestructura necesarias para extender el tendido eléctrico que conecta el parque con el sistema. Esa adecuación permitirá que los excedentes puedan inyectarse al SADI y apunta a mejorar el suministro eléctrico de la ciudad de Recreo.

El acuerdo contempla además una segunda iniciativa ya que Arcor cedió un terreno lindero a su predio industrial para que el Estado provincial pueda desarrollar a futuro un Parque Solar Provincial, destinado a generar energía renovable para el sistema público y reducir la presión sobre la red eléctrica.

El modelo que Arcor busca replicar

Recreo funciona como el primer paso de una estrategia de mayor escala. “Hicimos estudios para generar parques renovables en todas nuestras plantas”, señaló Brunetti. Es por esto que la compañía analiza replicar el modelo en otras instalaciones industriales, con proyectos asociados directamente a sus centros de consumo.

El parque de Recreo fue diseñado con capacidad para crecer. A los 6,6 MW instalados podrían sumarse otros 3 MW en una futura ampliación.

Un paso más en el autoabastecimiento

Arcor ya cuenta con tres centrales propias. La central termoeléctrica Mario Seveso, en Córdoba; una central de biomasa en Tucumán; y otra que trabaja con residuos forestales y pertenece a Papel Misionero, en Misiones.

En base a esta infraestructura, el grupo alcanzó un autoabastecimiento de aproximadamente 55% de la energía que necesita. El parque de Recreo sumará unos cuatro puntos porcentuales y llevará ese indicador hasta cerca del 60%.

Una inversión energética con impacto local

El proyecto solar se suma a otras iniciativas ambientales desarrolladas por Arcor en Recreo, donde la compañía está presente desde 1987. El complejo industrial fue la primera planta del grupo en alcanzar la meta de Basura Cero, evitando el envío de residuos a enterramiento. También cuenta con una planta de tratamiento de efluentes que permite reutilizar agua para riego y valorizar los lodos generados como enmienda orgánica.

En la actualidad, más del 60% de la energía utilizada por el Grupo, tanto eléctrica como térmica, proviene de fuentes renovables. En 2025 la empresa logró reducir un 30% las emisiones de gases de efecto invernadero por tonelada producida respecto de 2017. A su vez, este nuevo parque le permitirá reducir aproximadamente 4.000 toneladas de CO₂ equivalente por año.

Del sol a las gomitas: la energía detrás de la producción

La recorrida por el complejo de Recreo también permitió entrar en el corazón productivo de la operación. En la planta de Mogul, el azúcar, la glucosa, el almidón y la gelatina se transforman en gomitas que luego llegan a distintos mercados. Se trata de un proceso puede demandar hasta 36 horas. La planta tiene capacidad para producir unas 30.000 toneladas anuales de caramelos de goma y allí funcionan tres máquinas para las gomitas Mogul frutales que alcanzan una producción conjunta de 330 tubos por minuto.

El parque solar que EconoJournal recorrió a pocos metros de la planta fue construido precisamente para abastecer esa demanda industrial que por el momento alcanzará a cubrir cerca del 90% del consumo eléctrico del complejo, pero que a futuro se proyecta que llegue al 100%.

, Loana Tejero

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Cuál es la única central termoeléctrica que se está construyendo en el país en medio del faltante de turbinas por el boom de los data centers

La semana pasada llegó desde China al puerto de Ushuaia un barco de gran porte con la turbina y equipamiento para la nueva central.

Tierra del Fuego está construyendo una central termoeléctrica de ciclo combinado en la ciudad de Ushuaia que estará operativa en mayo de 2027, según estiman en la provincia. Es la única planta de generación termoeléctrica a gas que se está construyendo en el país. La semana pasada llegó al puerto de la ciudad austral un barco desde China con la turbina que utilizará la central junto a 6.200 toneladas de componentes. La llegada del equipo es un hito relevante para el proyecto, ya que en el mundo hay una demora de 3 a 5 años para adquirir turbinas por la alta demanda energética de los data centers en Estados Unidos.

El proyecto está a cargo de la compañía de capitales chinos Austral Petróleo, Gas y Electricidad en sociedad con la empresa provincial Terra Ignis. Demandará una inversión de casi US$ 80 millones a cargo de la firma asiática, que está conformada por las empresas estatales China Rainbow International Investment y Rainbow International Engineering.

Generación térmica en Tierra del Fuego

El acuerdo entre los capitales chinos y Terra Ignis incluye la central en Ushuaia, que tendrá hasta 60 MW de potencia, y, a futuro, la construcción de otra planta termoeléctrica a gas de 100 MW para la ciudad de Río Grande. Tierra del Fuego es la única provincia del país que no está conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Consultado por EconoJournal, el presidente de Terra Ignis, Maximiliano Daleasio, indicó que “si bien en el contexto internacional conseguir estos equipos no fue sencillo, la adquisición de la turbina para la central en Ushuaia no tuvo demoras”.

El directivo explicó que la turbina estaba en stock en un depósito de la empresa china en la provincia de Shaanxi. La turbina es General Electric y es usada, pero Daleasio subrayó que fue “rebampeada”, como se dice en la jerga al proceso de renovación, repotenciación y actualización tecnológica integral de estos equipos.

Según señaló el titular de Terra Ignis, los proyectos para modernizar y ampliar la generación eléctrica de Ushuaia y Río Grande en Tierra del Fuego fueron presentados en la licitación TerConf, la compulsa para instalar centrales térmicas en el país impulsada en 2023 por el gobierno de Alberto Fernández y que fue dada de baja en 2024 por la gestión de Javier Milei.

“La obra es un hecho histórico, nunca se instaló una central así en Tierra del Fuego. Siempre la provincia se apalancó con fondos de la Nación y ahora se está desarrollando con fondos privados. Es una inversión extranjera directa en la provincia”, explicó Daleasio.

La imagen del proyecto terminado. La central termoeléctrica podría estar operativa a partir de mayo de 2027.

Mercado internacional de turbinas

Para Tierra del Fuego, donde la logística está condicionada por las estaciones del año, la llegada de la turbina constituye un hecho relevante, explicaron desde Terra Ignis. Sobre todo en un contexto internacional de alta demanda de turbinas a gas de los desarrollos de inteligencia artificial y los centros de datos, que provocaron demoras en la entrega de los equipos de generación y aumento en los costos de los proyectos.

Los fabricantes de turbinas a nivel mundial, como General Electric, Siemens Energy y Mitsubishi, tienen una capacidad limitada de fabricación ante la alta demanda. Los pedidos de turbinas superan a la oferta mundial, lo que se convirtió en una amenaza para la creciente demanda eléctrica en el mundo. Por ejemplo, American Electric Power, la compañía de generación y distribución más grande de Estados Unidos, en la última semana cerró un acuerdo para asegurarse turbinas a gas por una capacidad de 13.000 MW, pero recién para después de 2031.

Además, un reciente informe de la consultora Wood Mackenzie advirtió que, por la demora en los plazos de entrega, solo 14.900 MW de los 53.000 MW de energía generada con turbinas a gas planificada por los países del sudeste asiático entrarán en funcionamiento esta década.

Se descargaron del barco más de 1.800 componentes para la central termoeléctrica que pesaron 6.200 toneladas.

Nueva central en Ushuaia

La nueva central termoeléctrica de Ushuaia tendrá una capacidad de 40 MW, pero sumará 20 MW más cuando concluya el cierre del ciclo combinado. En total, la central tendrá disponible 60 MW, casi el doble del consumo actual de la ciudad.

En estos días se están realizando los trabajos de descarga del equipamiento que llegó por barco el martes pasado. La obra civil demandará seis o siete meses y la instalación de la turbina alrededor de 60 días. Se espera que la nueva central térmica de Ushuaia esté operativa en mayo del año que viene.

El acuerdo de Terra Ignis con la empresa china incluye la construcción de una segunda central termoeléctrica, que será de 100 MW de potencia y se instalará en la ciudad de Río Grande. Esta central podría estar operativa en 2028 o 2029, según detallaron fuentes provinciales.

La nueva central estará ubicada a cuatro kilómetros del puerto de Ushuaia en un terreno de tres hectáreas.

Central térmica de ciclo combinado

Daleasio explicó también que la actual planta de generación térmica de casi 30 MW que abastece a Ushuaia -y opera al límite de su capacidad- no se desinstalará, sino que “pasará a ser reserva fría, es decir, estará apagada y se podrá arrancar rápido si se necesita generación por algún inconveniente en el sistema de Tierra del Fuego”.

La nueva central estará ubicada a cuatro kilómetros del puerto de Ushuaia en un terreno de tres hectáreas, que anteriormente era un depósito de residuos industriales.

La planta utilizará un ciclo combinado de gas y vapor. La turbina de gas generará electricidad y sus gases de escape alimentarán una caldera de recuperación que producirá vapor para impulsar a la turbina de vapor, permitiendo aprovechar dos veces la energía contenida en el mismo gas natural.

En la última semana se trasladaron los componentes que llegaron de China hasta el lugar donde estará ubicada la central.

, Roberto Bellato

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Vaca Muerta: hay al menos 15 petroleras interesadas en las nuevas áreas que Neuquén licita a través de la estatal provincial GyP

Unas 15 empresas adquirieron los pliegos para participar en la licitación de 15 bloques de Vaca Muerta que el gobierno de Rolando Figueroa licita a través de la compañía provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Entre ellas hay firmas norteamericanas y argentinas, según confirmaron fuentes oficiales a EconoJournal. Las ofertas se conocerán el próximo miércoles 19 de agosto.

El proceso denominado Ronda 1/2026 había sido oficializado en mayo por el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, con el objetivo de atraer inversiones para la exploración, desarrollo y eventual explotación de bloques ubicados dentro de la formación Vaca Muerta y otras ventanas geológicas de la provincia. La licitación tiene carácter nacional e internacional y apunta a que empresas privadas se asocien con GyP bajo un esquema contractual en el que la petrolera provincial mantendrá la titularidad de las áreas, pero compartirá el desarrollo con operadores e inversores.

Fuentes provinciales aseguraron a este medio que el proceso “tuvo una muy buena participación. Se mostraron interesadas compañías locales, empresas que no están en Vaca Muerta y algunas norteamericanas”. Según confirmaron, al menos 15 compañías adquirieron los pliegos licitatorios aunque no todas presentarán ofertas.

Entre las empresas confirmadas está la petrolera del magnate Harold Hamm, Continental Resources, y también la texana Brigham Exploration LLC, fundada y presidida por Bud Brigham y una de las mayores firmas no operadoras del Permian. En este caso, el presidente de la firma había mantenido en noviembre pasado una reunión con el gobernador neuquino en la que le manifestó sus intenciones de expandirse y desembarcar en Vaca Muerta.

Según revelaron fuentes al tanto del proceso, entre los adquirentes de pliegos también se presentó una firma de servicios de perforación norteamericana que habría adquirido un paquete de sobres con el objetivo de analizar el potencial de los bloques y estructurar propuestas para ofrecer a operadoras independientes de Estados Unidos que tienen interés en la Cuenca Neuquina.

Por otro lado, entre las interesadas hubo una decena de compañías locales, algunas que ya operan en Vaca Muerta y otras que no. Según pudo saber este medio, entre ellas está TanGo Energy, la firma independiente liderada por Pablo Iuliano que surgió tras adquirir las operaciones de Aconcagua Energía. Recientemente, TanGo obtuvo tres concesiones no convencionales en Río Negro para desarrollar el potencial de Vaca Muerta en los límites de su frontera.

Algunas operadoras argentinas aseguraron en reserva que, tras analizar los pliegos, finalmente no se presentarán a la licitación. Entre los argumentos, afirmaron que la prioridad es avanzar con las inversiones ya comprometidas en Vaca Muerta y concentrar sus procesos en áreas con productividad ya comprobada.

Los bloques incluidos en esta primera ronda son: Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al presidente de Brigham Exploration LLC, Bud Brigham, y miembros de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina (AmCham).

Cómo sigue el proceso

Las empresas interesadas podrán postularse hasta el 10 de agosto, mientras que la presentación de sobres se realizará el próximo 19 de agosto en las oficinas de GyP en Neuquén. El mismo día, además, se conocerán las ofertas económicas.

Tal como adelantó este medio, la modalidad de la licitación permitirá a las interesadas elaborar distintas estrategias para poder quedarse con un área, ya que la nueva metodología de participación hecha por la provincia considerará la valoración de cuatro variables por las que se obtiene un sistema de puntaje que la provincia usará para comparar y rankear las propuestas. Quien más puntaje sume, ganará el bloque.

La particularidad del diseño es que no hay una sola forma de ganar: el oferente puede armar su estrategia combinando distintas palancas operativas y financieras basándose en el porcentaje de participación considerada para GyP, el porcentaje de regalías propuesto, la actividad proyectada y un bono en efectivo.

El algoritmo de evaluación responde a la siguiente ecuación:

Valoración de la oferta = (0,7 × WI GyP + 1,15 × incremento de regalías «X») × actividad propuesta + (bono de acceso incremental / 5.000)

“Si cumplen con las condiciones técnicas y financieras, se evaluará mediante la fórmula cuál es la mejor propuesta. Será un proceso que tendrá esta complejidad adicional, pero el plan es poder adjudicar las áreas antes de fin de año”, confirmó una fuente de la gobernación de Neuquén.

El modelo licitatorio prevé que las empresas adjudicatarias se asocien con GyP, que conservará una participación de entre el 10% y el 20% en cada proyecto. A cambio, los privados asumirán el riesgo y el financiamiento completo de la etapa exploratoria. El proceso contemplará un período inicial de exploración de hasta ocho años -dividido en dos etapas de 4 años y una eventual concesión de explotación por 35 años en caso de descubrimientos comerciales.

, Laura Hevia

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

AES Argentina colocó O.N. por U$S 50 millones. Tasa de 6,47 %

AES Argentina concluyó la colocación de sus Obligaciones Negociables Clase 3 por un valor nominal de U$S 50 millones. Durante la licitación se recibieron ofertas por U$S 77.9 millones, lo que evidenció una fuerte demanda por parte de los inversores, informó la compañía.

La tasa fija de corte fue establecida en el 6,47 % nominal anual. Las Obligaciones Negociables, que serán liquidadas el 6 de agosto de 2026, tendrán un plazo de 24 meses y pagarán intereses cada seis meses. El capital será amortizado íntegramente al vencimiento, bajo modalidad bullet.

Los fondos obtenidos se destinarán a financiar operaciones de AES Argentina, realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos, se describió.

La emisión de las Obligaciones Negociables cuenta con una calificación AA- (FixScr) y se rige por ley argentina.

Leandro Gallardo, director de Finanzas de AES Argentina, señaló, “estamos muy satisfechos con el resultado de la colocación. La demanda superó ampliamente nuestras expectativas y el monto máximo previsto para la emisión, lo que nos permitió mejorar las condiciones de la colocación y alcanzar una excelente ejecución”. Agregó que “la respuesta obtenida refleja la confianza de los inversores en AES Argentina y en nuestra estrategia de largo plazo”.

La organización de la operación estuvo a cargo de Balanz Capital Valores. Y actuaron como agentes colocadores Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A.

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Oportunidad para Vaca Muerta: Brasil considera al gas natural argentino en sus subastas de venta directa a industrias para reducir el costo

El gobierno brasileño evalúa que en el futuro la empresa estatal PPSA pueda vender gas importado desde Vaca Muerta y otros lugares directamente a las empresas en el mercado libre de gas.

El gas natural de Vaca Muerta podría participar en unas subastas especiales de gas natural para industrias que el gobierno de Brasil está impulsando para reactivar la demanda industrial de gas. El objetivo del gobierno de Lula da Silva es reducir en más de un 50% el precio final del gas en manos del Estado para reactivar la demanda en segmentos industriales específicos.

En concreto, la empresa estatal Pre-sal Petróleo (PPSA) fue habilitada la semana pasada a celebrar subastas de gas natural a corto plazo (2026-2030) y a largo plazo (a partir de 2030). Esto permitirá la venta directa del gas natural de la Unión al mercado libre, en particular a industrias intensivas en consumo de gas.

El gas de la Unión son los volúmenes de gas en manos de PPSA, la empresa que representa al Estado en los contratos de producción compartida con Petrobras y otras operadoras en las explotaciones offshore del presal. Bajo este régimen, las petroleras ceden al Estado una parte del excedente de su producción de petróleo y gas.

Es un esquema similar al implementado por la provincia de Neuquén en las nuevas concesiones no convencionales de hidrocarburos (Cench), que contemplan la posibilidad del pago de regalías en especie (es decir, entregando producción de petróleo o gas a la empresa estatal neuquina GyP).

Brasil considera al gas de Vaca Muerta en subastas para industrias

La novedad en Brasil es que el MME evalúa que PPSA pueda celebrar subastas no solo con gas de los contratos de producción compartida, sino también con gas importado de la Argentina o de GNL, según publicó la agencia Eixos.

PPSA hasta el momento prácticamente delegó a Petrobras la comercialización de sus volúmenes de gas. La petrolera estatal compra todo el gas de la Unión a boca de pozo, a precios cercanos a US$ 2 por millón de BTU (MMBTU), para luego revenderlo a las industrias a precios que oscilan entre US$ 9 y US$ 12 por MMBTU.

El MME considera que existe margen para vender el gas de la Unión a US$ 5 por MMBTU. Por ese motivo, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), un órgano gubernamental con facultas para regular subastas energéticas, aprobó el 30 de julio una resolución que reestructura la política de comercialización del gas natural de la Unión.

En adelante, PPSA podrá celebrar subastas de suministro de corto plazo entre 2026 y 2030 y de suministro de largo plazo comenzando en 2030. Esto implica que el gobierno dejará de restringir la comercialización de su gas a contratos negociados directa y exclusivamente con Petrobras y pasará a subastar el gas directamente entre consumidores industriales en el mercado libre de gas, evitando los costos de intermediación.

En las subastas participarían únicamente empresas en segmentos industriales que son grandes consumidores de gas, como producción de fertilizantes, industria química y petroquímica, o plantas siderúrgicas.

Los contratos de largo plazo se celebrarán de 2027 en adelante, luego de las elecciones presidenciales de este año en Brasil. Es en esta ventana en donde el gobierno evalúa que el gas importado puede jugar un rol.

La lectura del gobierno es que los volúmenes de gas en poder de PPSA por los contratos de producción compartida son insuficientes como para inducir un cambio drástico en la demanda de gas de las industrias.

Esta demanda se redujo en los últimos años a partir del declive del suministro de gas desde Bolivia y por el aumento de las importaciones de GNL, que son más costosas.

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, ponderó los beneficios que el nuevo formato de comercialización del gas de la Unión traerá a los usuarios industriales.

«No solo satisfacemos una demanda de larga data de diversos agentes de la industria nacional, sino que también le damos al gas natural de la Unión una función de política pública. El gas natural de la Unión, vendido por el agente dominante –Petrobras– en el mercado brasileño a alrededor de US$ 12 por millón de BTU, podría llegar a la industria nacional a alrededor de US$ 5 por millón de BTU. Una reducción de más del 50%”, declaró el ministro.

En cualquier caso, PPSA aún debe resolver una negociación con Petrobras por el uso de su infraestructura de tratamiento y transporte de gas. El gobierno quiere que Petrobras aplique un costo menor por el uso de esas infraestructuras para el gas de la Unión. La expectativa oficial es celebrar una primera subasta de suministro de corto plazo en el último bimestre de este año.

, Nicolás Deza

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YPF activó el split de sus acciones

YPF concretó el martes 4 de agosto el desdoblamiento de acciones (split) de 1 a 10, que la compañía había anunciado el mes pasado. La decisión, que redujo proporcionalmente el precio por acción y las multiplicó por diez preservando el valor total nominal, tiene por objetivo declarado facilitar el acceso de pequeños inversores.

La operación fue comunicada a los tenedores previos de acciones de YPF describiendo que no deberían realizar ningun trámite y que el Split implicó que “por cada acción que tenía, ahora recibió 9 adicionales, sumando un total de 10. El valor nominal por acción pasó de AR$ 10 a AR$ 1, y el precio de cotización se redujo a una décima parte, sin alterar el valor total representado. La relación de los ADRs que operan en Nueva York también se modificó de 1:1 a 1:10.

El presidente de la empresa, Horacio Marín, anunció que próximamente permitirá comprar acciones directamente desde la APP YPF, con el objetivo de que cada vez más argentinos puedan invertir de forma simple.

La medida no implica cambios en el patrimonio de los accionistas ni en los derechos asociados a sus tenencias, se destacó. La operación implica pasar de 393.312.793 acciones ordinarias escriturales de $ 10 valor nominal cada una a 3.933.127.930 acciones ordinarias escriturales de valor nominal $ 1 cada una, según la nota presentada a la CNV. Cada acción mantendrá un voto.

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Vaca Muerta: cómo es el acuerdo de productividad para los petroleros que firmó Marcelo Rucci con empresas operadoras y de servicios

Marcelo Rucci de Petroleros Privados firmó el acuerdo de productividad para Vaca Muerta.
Marcelo Rucci de Petroleros Privados firmó el acuerdo de productividad para Vaca Muerta.

El acuerdo de productividad para Vaca Muerta que firmó el sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa con las cámaras de operadoras y empresas de servicios especiales abarcará incentivos para los trabajadores de las áreas de perforación, pulling y workover y podrá representar sumas extra de entre 200.000 y hasta 3 millones de pesos mensuales en el mes.

Es el primero en operativizar los salarios dinámicos que habilitó la reforma laboral impulsada por el gobierno de Javier Milei y viene a retomar el espíritu de la «adenda Vaca Muerta» acordada por el mismo sector en el 2017. Ese acuerdo, que firmó el entonces líder del sindicato, Guillermo Pereyra, fue punta de lanza para flexibilizar condiciones en pos de aumentar la productividad del no convencional.

Ahora, este nuevo régimen de incentivos, que se plasmó en tres actas del 24 de junio a las que tuvo acceso EconoJournal, abrirá un nuevo paradigma laboral en las operaciones que se realizan en Vaca Muerta.

El acuerdo fue refrendado por el titular del gremio, Marcelo Rucci, su adjunto, Ernesto Inal, y representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y de la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).

Este miércoles habrá una reunión en Neuquén con los dirigentes del gremio y las empresas para definir su instrumentación. El sector de Rucci pide que el pago tenga vigencia desde julio e incluso se llegó a deslizar en alguna reunión privada que, caso contrario, podría evaluarse una medida de fuerza.

En concreto, crea un Programa de Incentivo Variable por Resultados Operativos que busca «subir» a las áreas de perforación, workover y pulling a las gratificaciones salariales atadas a productividad que ya se habían implementado para los operarios de servicios de estimulación y fracturas.

El programa apunta a reconocer el crecimiento que tendrán estas actividades en los próximos años y la necesidad de «implementar herramientas que permitan que los trabajadores participen de los resultados derivados de las mejoras de desempeño operativo».

Será un piloto, con una duración de 12 meses desde la firma, y de aplicación exclusivamente para las actividades desarrolladas en la Cuenca Neuquina.

Desde la CEPH destacaron en contacto con este medio que el acuerdo constituye una herramienta orientada «a promover la mejora continua de los procesos de perforación», contribuyendo a la reducción de los tiempos operativos y al incremento de la productividad.

El programa apunta a «aumentar la cantidad de pozos perforados en un mismo período, con el consecuente impacto positivo sobre los niveles de producción», analizaron.

Eficiencia y reducción de tiempos

El acuerdo describe el incentivo como una «gratificación extraordinaria, variable y condicionada al cumplimiento efectivo de los objetivos» que tendrá carácter no remunerativo, aunque serán objeto de retención de la cuota sindical y de la mutual del sindicato, Meopp, en caso de corresponder.

También aclara que es el «único esquema de incentivos por productividad, desempeño operativo, eficiencia, reducción de tiempos de perforación o conceptos de naturaleza análoga» aplicable a estas operaciones.

Esto significa que cualquier otra gratificación, bono, premio o incentivo que estuvieran abonando hasta el momento las empresas de servicios por conceptos vinculados total o parcialmente a productividad «será absorbido y compensado» por los importes de este nuevo programa «hasta su concurrencia, siempre en el caso de que sean menores».

El acuerdo fue celebrado la semana pasada por el ministerio de Capital Humano de la Nación que conduce Sandra Pettovello como un «ejemplo concreto de las herramientas de negociación colectiva» impulsadas por la reforma laboral que impulsó el gobierno.

«Favorecen una mayor competitividad, el crecimiento de la actividad económica y la generación de empleo de calidad, alineando los intereses de los trabajadores y empleadores mediante incentivos vinculados a resultados», afirmó.

El cálculo para el incentivo en perforación

El acuerdo firmado para las operaciones de perforación abarca a los maquinistas, enganchadores, peones de boca de pozo, mecánicos, electricistas y soldadores que integren la tripulación permanente de los equipos.

El incentivo se determinará en función de la reducción de tiempos obtenida durante la fase operativa del equipo perforador.

El acta incluye un anexo técnico en el cual se fija la metodología de medición, los indicadores de desempeño (KPIs), los objetivos operativos y el mecanismo de conformación y distribución de la Bolsa de Incentivo Variable por Resultados Operativos.

Según estos parámetros, el adicional a cobrar por trabajador y por pozo sería el siguiente:

  • A partir de las nueve y hasta 12 horas de reducción por pozo construido: $500.000 por persona.
  • Mayor a 12 y hasta 18 horas de reducción por pozo construido: $1.000.000 por persona.
  • Mayor a 18 y hasta 24 horas de reducción por pozo construido: $1.500.000 por persona.
  • Mayor a 24 y hasta 48 horas de reducción por pozo construido: $2.000.000 por persona.
  • Mayor a 48 horas de reducción por pozo construido: $3.000.000 por persona.

Además, el acuerdo para este sector suma una cláusula que establece la incorporación, por cada equipo activo de perforación alcanzado por el acuerdo y por el plazo de un año, de una posición adicional «destinada específicamente a capacitación, entrenamiento y formación práctica en operaciones de perforación».

Ese personal tendrá prioridad en la conformación de futuras dotaciones de los equipos afectados a las operaciones.

El incentivo para workover

En el caso de las operaciones de workover, el incentivo será de aplicación exclusiva para quienes integren la tripulación permanente de los equipos y se desempeñen como peones de boca de pozo, enganchadores, maquinistas y zampistas.

Según el acta, involucra las maniobras de sacado de tuberías en pozos con desplazamiento, sacados de tuberías con caños llenos y cambios de guardia.

Las escalas del incentivo serían las siguientes:

  • A partir de las 12 y hasta 30 horas de reducción total por pozo en las tareas indicadas: $300.000 рor persona.
  • Más de 30 horas de reducción total por pozo: $600.000 por persona.

Los incentivos en pulling

Para el caso de las operaciones de pulling, el acuerdo alcanza, como los anteriores, únicamente a los trabajadores que integren la tripulación permanente de los equipos. Esto abarca a peones de boca de pozo, enganchadores y maquinista.

Las actividades incluidas son recambio de brida, fijado y librado del ancla, cambios de guardia y refrigerio, ritmos de maniobra o cantidad y tiempo de cada intervención.

En cuanto a las escalas para el incentivo, se detallan las siguientes en función de la reducción sobre los tiempos de intervención promedio por mes contabilizando la cantidad de pozos intervenidos y finalizados en el periodo mensual:

  • A partir de las 2 horas y 2,5 horas de reducción de tiempo de intervención promedio al mes en las tareas: $200.000 por persona.
  • Mayor a 2,5 horas y hasta 3 horas de reducción de tiempo de intervención promedio: $400.000 por persona.
  • Mayor a 3 horas y hasta 4 horas de reducción de tiempo de intervención promedio: $600.000 por persona.
  • Mayor a 4 horas de reducción de tiempo de intervención promedio al mes en las tareas indicadas: $800.000 por persona.

El acta aclara que los tramos no son acumulativos: el incentivo a abonar será el correspondiente «al tramo de mayor reducción horaria efectivamente alcanzado en el mes».

, Andrea Durán y Nicolás Gandini

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Vaca Muerta requerirá entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones de inversiones adicionales en infraestructura hasta 2030

Las cifras de US$ 15.000 a US$ 20.000 millones surgen de un relevamiento con empresas del sector y expresan inversiones orientadas exclusivamente a la matriz de transporte, compresión y puertos.

La inversión adicional en infraestructura que Vaca Muerta necesitará para capitalizar el escenario de precios altos generado por la guerra en Medio Oriente es de entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones hasta el 2030 según un reporte de BBVA Research.

La división de investigación de mercado del banco europeo en su último reporte de “Situación Petróleo y Gas” evaluó que el aumento de la producción, el consumo interno y la capacidad exportadora de la Argentina dependen estrictamente de destrabar el cuello de botella en logística y transporte de hidrocarburos desde Neuquén.

Inversiones adicionales en infraestructura para Vaca Muerta

La producción argentina de petróleo y gas natural batió récords en el último tiempo. La producción nacional de petróleo crudo promedió 860.000 bpd durante el 2025, el nivel más alto registrado en su historia. En gas, la producción se estabilizó por encima de 150 millones de metros cúbicos por día (MMBTU/d).

En midstream, el sistema ya habilitó un excedente exportable de petróleo crudo de 250.000 barriles por día. Sin embargo, el reporte subraya que «el país necesita entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones de inversión adicional en infraestructura crítica para desarrollar su potencial exportador». Las cifras surgen de un relevamiento con empresas del sector y expresan inversiones orientadas exclusivamente a la matriz de transporte, compresión y puertos.

La creciente producción se sustenta en elevados niveles de inversión, con un máximo histórico en 2024 y que se sostuvo durante 2025, reflejando el cambio estructural hacia los recursos no convencionales. La inversión prevista por las empresas para este año 2026 asciende a US$ 13.703 millones, un nuevo récord.

El Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) aparece como el vehículo habilitante de las inversiones recientes y futuras. De los 21 proyectos aprobados en el RIGI hasta el momento, 5 corresponden
al sector hidrocarburos y concentran inversiones por US$ 12.000 millones.

El impacto de la guerra en Medio Oriente

El conflicto que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán ha generado disrupciones sobre cerca del 20% del comercio global de petróleo, elevando la prima de riesgo geopolítico y tensionando
principalmente los precios internacionales del crudo y del gas natural licuado. La crisis representa la ventana de oportunidad más grande
de la década para productores emergentes con potencial rápido de
despliegue
.

BBVA Research mantiene el escenario base de un shock de materias primas persistente pero no disruptivo, caracterizado por una normalización gradual de los precios energéticos a partir del segundo semestre de 2026. Para el petróleo crudo, BBVA Research estima un escenario de resolución gradual, con un rango de precios de entre US$ 75 y US$ 90 dólares por barril Brent. El presente año cerraría con un precio de US$ 76,7 por barril.

En cambio, en un escenario de tensiones persistentes se incorpora una prima de riesgo que llevaría el rango de precios del Brent entre US$ 90 y US$ 100 por barril. En un escenario de disrupción severa en Ormuz el precio se dispararía a más de US$ 120 por barril.

Petróleo: la oferta estructural seguirá creciendo

Más allá de la volatilidad y la afectación de oferta, la producción petrolera
mundial mantiene una trayectoria de crecimiento estructural
, impulsada por el fracking. Las perspectivas para 2026 apuntan a una nueva
expansión de la producción mundial, impulsada principalmente por EE.UU., Brasil, Guyana, Canadá y la Argentina.

Visto de otra manera, el crecimiento de producción ocurrirá principalmente por fuera del esquema de la Organización de Países Exportadores de Petroleo y aliados (OPEP+), cuya participación relativa en la oferta global se va achicando.

«La ventana para monetizar Vaca Muerta permanece abierta, pero es limitada en el tiempo«, advierte BBVA.

, Nicolás Deza

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YPF realiza un split 10 a 1 para ampliar acceso a sus acciones sin alterar su valor

Este martes 4 de agosto, YPF llevó a cabo un split de sus acciones en el mercado bursátil argentino, dividiendo cada título en diez por uno. Esta maniobra busca reducir el precio unitario de las acciones $YPFD para ampliar la base de inversores potenciales sin modificar el valor total de las tenencias ni la estructura societaria de la empresa.

Un split consiste en fragmentar cada acción en varias partes más pequeñas, manteniendo constante el valor global que representa para cada accionista. En el caso de YPF, cada acción previa al 3 de agosto se transformó en diez, con una reducción proporcional en su precio.

La operación no altera ni el capital social ni los derechos de voto vinculados a las acciones. El capital social permanece en $3.933.127.930, pero ahora está representado por un volumen diez veces mayor de acciones ordinarias, que pasaron de 393,3 millones a 3.933,1 millones. Asimismo, el valor nominal por acción disminuyó de 10 pesos a 1 peso. Los accionistas reciben las nuevas acciones adicionales automáticamente y sin costo.

Este tipo de movimientos no impacta en la rentabilidad ni en los fundamentos de la compañía, sino que es una estrategia técnica para mejorar la accesibilidad y liquidez de las acciones en el mercado. Generalmente, un mayor número de títulos facilita un mayor volumen operado.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, explicó el propósito de la medida en un comunicado: “Queremos que cada vez más argentinos puedan ser parte del crecimiento de YPF. El split de la acción es un paso concreto para acercar el mercado de capitales y hacer más accesible la inversión en la compañía”.

Antes del split, YPF tenía el valor nominal más alto entre las empresas energéticas que cotizan localmente, lo que dificultaba el ingreso de pequeños inversores interesados en adquirir un lote completo. Con la reducción del precio por acción, la petrolera busca atraer a un público minorista más amplio, incrementar el volumen de transacciones y profundizar la liquidez del papel.

En la presentación ante la Comisión Nacional de Valores, YPF vinculó esta decisión a prácticas habituales entre compañías similares a nivel nacional e internacional, donde los splits son comunes para acciones con precios elevados.

El precio de las acciones de YPF alcanzó máximos históricos en mayo, impulsado por una combinación de factores, entre ellos un aumento superior al 90% en el precio del petróleo crudo en 2026 debido a tensiones en Oriente Medio, con el Brent cotizando por encima de los 110 dólares por barril. Además, el interés inversor en activos argentinos vinculados a Vaca Muerta se reavivó, y la capitalización bursátil de YPF superó los 20.000 millones de dólares. El ADR de la empresa acumuló una suba superior al 30% en el año.

Entre los inversores destacados, Stanley Druckenmiller aumentó significativamente su participación en YPF durante el primer trimestre de 2026, convirtiendo a la petrolera en uno de los focos principales de su cartera global, con una compra de más de tres millones de acciones por alrededor de 150 millones de dólares.

En el primer trimestre de 2026, YPF reportó las mayores ganancias trimestrales de su historia, con un beneficio de 1.594 millones de dólares y un margen del 32% sobre ingresos. Este resultado reflejó el crecimiento en la producción de shale y una reducción significativa de los costos operativos.

Dentro del mercado local, YPF es uno de los papeles con mayor volumen de operaciones en el índice S&P Merval. La baja en el precio por acción favorece la rotación de títulos al permitir operar con lotes más pequeños, facilitando el ajuste de carteras sin necesidad de inmovilizar grandes sumas en una sola posición.

Para los accionistas actuales, el split no requiere ninguna gestión, ya que las nuevas acciones se acreditan automáticamente y sin costo adicional. Las variaciones observadas durante el período de transición se deben únicamente a la metodología de valuación en las cuentas comitentes y no alteran el patrimonio real de los inversores.

Quienes estén considerando comprar acciones por primera vez encontrarán un precio de entrada más accesible por unidad, lo que facilita operar con montos ajustados a sus perfiles financieros. Sin embargo, este cambio no modifica los fundamentos de la empresa ni el análisis de riesgo que debe realizar cada ahorrista antes de invertir.

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El paro de prácticos afecta maniobras clave en Vaca Muerta y puertos argentinos

El conflicto desatado por la decisión de los prácticos y baqueanos de no aceptar nuevas operaciones ya empieza a generar un impacto significativo en el movimiento portuario nacional, afectando especialmente las maniobras vinculadas a Vaca Muerta. Más de 140 buques permanecen paralizados debido a esta medida, que responde a cambios regulatorios impulsados por el Gobierno.

La Prefectura Naval Argentina inició intimaciones en los domicilios de los profesionales para que retomen sus tareas, sin embargo, los prácticos insisten en que, como trabajadores independientes, pueden concluir las maniobras en curso pero rechazan asumir nuevos trabajos. Este rechazo llevó a la cancelación de la maniobra del buque semisumergible White Marlin, que debía transportar embarcaciones destinadas a operar en el oleoducto de Vaca Muerta.

Fuentes del sector petrolero confirmaron además que existen 12 operaciones comprometidas en el downstream, lo que evidencia la extensión del conflicto hacia actividades estratégicas para la energía en el país.

Desde el Centro de Capitanes de Ultramar explicaron que, aunque “los prácticos son profesionales independientes” y “no pueden interrumpir un trabajo iniciado, ese supuesto está penado por la ley”, tampoco tienen obligación de aceptar nuevos trabajos. En este marco, la Prefectura emitió un edicto notificando e intimando a 536 profesionales habilitados para el practicaje y pilotaje a ponerse a disposición inmediata, advirtiendo que la interrupción del servicio podría ser sancionada penalmente.

La normativa vigente, impulsada por Federico Sturzenegger, establece que el practicaje es un servicio público esencial para la seguridad de la navegación y la protección ambiental, e indica que los prácticos deben prestar servicio “en todo momento”, considerándose falta grave negarse a realizar operaciones salvo excepciones. No obstante, los profesionales sostienen que esta regulación no los transforma en empleados bajo órdenes directas ni les obliga a aceptar nuevos contratos.

Ante el agravamiento del conflicto, la Dirección de Policía de Seguridad de la Navegación (Polinave) consultó a los capitanes de ultramar sobre la posibilidad de reemplazar temporalmente a los prácticos. Jorge Tiravassi, presidente del Centro de Capitanes, confirmó que la respuesta fue negativa, argumentando que asumir esas funciones sin la habilitación y experiencia específica pondría en riesgo la seguridad propia y de las tripulaciones.

El práctico es un especialista con profundo conocimiento de las zonas de navegación, incluyendo ríos, puertos, pasos y canales, por lo que su reemplazo no puede realizarse de forma improvisada. Aunque el decreto habilita a Prefectura a designar reemplazos entre distintos profesionales, la falta de personal preparado impide una sustitución inmediata.

El paro afecta a profesionales que operan en áreas clave como el Río de la Plata, Paraná, Uruguay, Bahía Blanca y los principales puertos marítimos del país. Cada nueva operación rechazada incrementa la cantidad de embarcaciones afectadas, perjudicando tanto a buques que esperan ingresar como a los que necesitan zarpar o trasladarse por canales regulados.

Con la paralización del White Marlin, el conflicto trascendió el ámbito portuario tradicional y comenzó a impactar proyectos energéticos estratégicos vinculados a Vaca Muerta, lo que pone en tensión la cadena logística y productiva de una de las zonas más importantes para el desarrollo energético argentino.

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EPECh de Chubut solicita operar en el Mercado Eléctrico Mayorista para comprar y vender energía

La Empresa Provincial de Energía de Chubut (EPECh) realizó una solicitud formal para incorporarse al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en calidad de comercializadora, lo que le permitiría comprar y vender energía eléctrica, celebrar contratos con generadores y grandes usuarios, y gestionar operaciones comerciales en el sector.

Este pedido fue presentado ante la Secretaría de Energía de la Nación y actualmente se encuentra en etapa de evaluación para determinar si surgen objeciones. La tramitación se realiza bajo el Anexo 31 de la Resolución 137/92, mediante cuatro expedientes iniciados durante el presente año.

La figura del comercializador en el MEM es fundamental, ya que actúa como intermediario en acuerdos de suministro sin necesidad de contar con centrales de generación o redes de transporte propias. De esta manera, la EPECh podrá desempeñarse en el mercado eléctrico nacional con mayor autonomía y flexibilidad.

Esta iniciativa se produce semanas después de la creación oficial de EPECh, una empresa estatal con un capital inicial de mil millones de pesos. Su objeto social abarca distintas áreas, incluyendo generación, transporte, distribución y comercialización de energía, además de proyectos en petróleo, gas, hidrógeno, combustibles sintéticos, energías renovables e infraestructura.

La autorización para operar en el MEM representa uno de los primeros pasos concretos de EPECh para consolidarse en el mercado energético nacional. La habilitación le permitirá contar con una herramienta clave para desarrollar negocios energéticos, comercializar tanto su propia producción como la de terceros y participar en contratos de abastecimiento.

Esta estrategia está alineada con el objetivo del Gobierno provincial de posicionar a EPECh como un actor relevante en diversos segmentos de la cadena de valor de la energía, fortaleciendo así su presencia y capacidad operativa en el sector.

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Cuba, sin luz por sexta vez en el año

Cuba sufrió este domingo un nuevo apagón de alcance nacional luego de que el Sistema Eléctrico Nacional registrara una desconexión total a las 22:43, hora local. La interrupción dejó sin suministro a La Habana y a las demás provincias de la isla, en un contexto marcado por una prolongada crisis energética.

La estatal Unión Eléctrica de Cuba (UNE) confirmó el colapso de la red, mientras el Ministerio de Energía y Minas informó que se pusieron en marcha los procedimientos destinados a restablecer el servicio de manera gradual.

El corte se produjo apenas un día después de una falla que había afectado a varias provincias del oeste del país, entre ellas Pinar del Río, Artemisa, Mayabeque, La Habana y Matanzas. En esa oportunidad, las autoridades habían atribuido la interrupción a la salida simultánea de dos líneas de transmisión de 220 kilovoltios.

Según un recuento de la agencia AFP, con el episodio de este domingo ya son seis los apagones generalizados registrados en Cuba desde el comienzo de 2026. Desde finales de 2024, en tanto, se contabilizan 11 colapsos de gran magnitud.

Por el momento, las autoridades no precisaron cuál fue la causa inmediata de la desconexión ni cuánto tiempo será necesario para normalizar completamente el suministro eléctrico.

Problemas en el suministro de energía: Cuba apunta contra las restricciones impuestas por Estados Unidos

El apagón volvió a exponer las dificultades que atraviesa el sistema energético cubano. Las principales centrales termoeléctricas de la isla tienen varias décadas de funcionamiento y enfrentan problemas de mantenimiento, averías y falta de recursos para sostener una generación estable.

La situación se agrava por la escasez de combustible. Antes de la interrupción, la UNE había calculado una disponibilidad de apenas 1035 megavatios durante el horario de mayor consumo, frente a una demanda estimada en 3200 megavatios. La diferencia representaba un déficit de 2165 megavatios.

El Gobierno de Miguel Díaz-Canel sostiene que las restricciones impuestas por Estados Unidos dificultan el acceso de Cuba al combustible y profundizan las dificultades para sostener el funcionamiento de la red. Washington, por su parte, atribuye la crisis a problemas estructurales de la economía cubana, la gestión estatal y la falta de inversiones.

La crisis económica que atraviesa la isla también está vinculada al bloqueo económico, comercial y financiero impuesto por Estados Unidos desde la década de 1960. Sus restricciones limitan el acceso de Cuba a mercados, financiamiento y determinados bienes y tecnologías, lo que, según el Gobierno cubano y organismos que han cuestionado la política estadounidense, obstaculiza el desarrollo económico, contribuye a la escasez y encarece distintos productos y servicios de la vida cotidiana.

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Nueva usina de Ushuaia: “Es una inversión que solucionará la necesidad de energía”

En el marco del histórico operativo logístico de descarga y transporte de más de 6200 toneladas de equipamiento para la construcción de la nueva usina de Ushuaia, el gobernador de Tierra del Fuego AIAS, Gustavo Melella, visitó el predio donde estará emplazada la planta. Estuvo acompañado de la Ministra de Energía, Gabriela Castillo, del Administrador de la Aduana de Ushuaia, Luis María Novoa y de representantes de la empresa china a cargo de la obra.

El gobernador destacó la dimensión de los trabajos de los últimos días y aseguró que “este es un momento muy importante para la provincia de Tierra del Fuego, especialmente para la ciudad de Ushuaia, porque es la solución definitiva para los próximos 35 años en la generación de energía”.

“Es una inversión real, concreta, que algunos quizás no creían, pero que es una realidad, con un gran movimiento logístico, un gran trabajo de muchos sectores de la ciudad y de la provincia”, agregó.

Asimismo, el mandatario recalcó que “no puede haber desarrollo, no puede haber más generación de empleo, no puede haber inversiones si no teníamos asegurada la energía en la ciudad de Ushuaia, y esta obra realmente solucionará esa necesidad por las próximas décadas”.

En los primeros 4 días del operativo se realizaron 192 viajes y se descargaron 206 bultos de un total de 1.813, con un peso acumulado de 2.351,3 toneladas. Están afectados a la tarea 15 camiones y 5 carretones además de maquinaria vial y equipos de la DPE que participan junto a tránsito del Municipio para asegurar el traslado seguro de la carga.

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Minería de litio: cuáles son los principales temas y desafíos que estudia la ciencia

La búsqueda de soluciones de almacenamiento de litio más eficientes es un eje de trabajo.

La expansión de la minería del litio plantea desafíos que están siendo abordados desde distintas disciplinas científicas. Desde la química a la antropología, pero también la ingeniería, la ciencia política y la biología, despliegan líneas de investigación sobre problemas tan diversos como el impacto socio-ambiental, los procesos de consulta y participación, los métodos de extracción, el reciclado de baterías y las nuevas combinaciones de materiales para sistemas de almacenamiento de energía más eficaces.

En este informe elaborado por EconoJournalse destacan algunos de los proyectos que hoy se están desarrollando en las universidades e institutos de investigación públicos del país.

Cambio de combinación para almacenar energía

El agregado de valor local está presente en varias líneas de trabajo alrededor del litio. Desde la química y la ingeniería, entre otras disciplinas, grupos de investigación del Conicet y las universidades nacionales de Jujuy (UNJu), La Plata (UNLP), San Luis (UNSL) y Buenos Aires (UBA), se enfocan en sistemas almacenamiento de energía, reciclado y procesos de extracción. En este último caso, en el INQUIMAE de la UBA se llevaron adelante las investigaciones que condujeron al desarrollo de un sistema de extracción directa de litio basado en procesos electroquímicos que fue patentado y el año pasado llevó a la creación de la startup Litiar.  

La búsqueda de soluciones de almacenamiento más eficientes es un eje de trabajo que lleva adelante Mariela Ortiz, doctora en Ingeniería de Materiales y responsable del grupo Conversión y Almacenamiento de Energía del Instituto de Investigaciones Fisicoquímicas Teóricas y Aplicadas (INIFTA) de la UNLP, que fue creado en 2011 para estudiar y desarrollar baterías de ion-litio.

Como estos dispositivos “tienen una densidad de energía muy baja, el desafío fue mejorar los materiales que están dentro para obtener, en un mismo sistema, más energía”, explica Ortiz. Junto con ese reto, también se proponen “valorizar otros insumos y minerales que hay en el país para adaptarlos e incorporarlos a la tecnología de baterías”. Si bien hacen investigación básica, “siempre apostamos por la aplicación”, advierte.

Este campo de estudio está migrando hacia las baterías en estado sólido, “que es una tecnología más avanzada y segura”, apunta Ortiz. De hecho, hoy trabajan con un equipo de la Universidad Tecnológica Nacional especializado en materiales polímeros para investigar sobre el desarrollo de electrolitos sólidos poliméricos que puedan emplearse en baterías.

Otra área de estudio son los nuevos materiales para acumular energía. “Cuando hablamos de almacenamiento en litio, hay una tecnología concreta y comercial, en el mercado desde los ’90, que es la de ion-litio; pero hay otras combinaciones posibles, como litio-azufre y litio-aire, que aún requieren investigación”.

Esas dos combinaciones “tienen, teóricamente, una densidad de energía hasta 10 veces más grande que la de ion-litio”, afirma Ortiz. “Si el sistema funcionara como la teoría dice y si los problemas intermedios se pudieran solucionar, podríamos aumentar en un factor de 10 la capacidad de energía para almacenar. Y con insumos menos contaminantes, más económicos y que están distribuidos en todo el territorio. Así se revalorizarían otros minerales que no hoy no están tan auge. Sería una tecnología muy versátil y competitiva para adaptarse a demandas y sistemas que requieran más energía, y podría convivir con otras soluciones de almacenamiento dado que responden a distintas necesidades”.

Reciclado, extracción y economía circular

En el Instituto de Investigación en Tecnología Química (INTEQUI), de la UNSL-Conicet, investigan sobre métodos extractivos de litio más económicos y sustentables, que consumen menos energía y emplean reactivos más amigables con el ambiente. Bajo este marco de trabajo avanzaron en el desarrollo procesos que permiten separar y recuperar selectivamente los metales que integran las baterías de ion-litio con el objetivo de que puedan ser reutilizados en procesos productivos. Han obtenido dos patentes y se realizaron publicaciones en revistas científica internacionales.

Respecto a los métodos de extracción que permiten el reciclado de metales estratégicos, trabajan sobre las baterías de ion-litio de dispositivos electrónicos y vehículos eléctricos. Una vez que las baterías terminan su ciclo de vida útil, pueden acumularse como residuos. “Si no se tratan adecuadamente, tienen metales como cobalto y níquel que pueden afectar al suelo y pasar a las napas freáticas”, explica Lucía Barbosa, doctora en química del INTEQUI. “Pero al mismo tiempo, son metales de interés y valor económico que conviene recuperar antes de que sean desechados, para recircularlos y que se incorporen en la cadena de valor”, completa. Y agrega que el litio que se recupera “no solo puede volver a usarse en baterías, sino también otras industrias, como la cerámica y del vidrio”.

El INTEQUI, de la UNSL-Conicet, investiga sobre métodos extractivos de litio más económicos y sustentables.

Sus estudios avanzaron sobre un proceso de extracción y recuperación de litio (carbonato de litio) y de cobalto (óxido de cobalto) a partir de los componentes de baterías agotadas. “Este método, basado en un proceso de ‘carboreducción’, utiliza reactivos de bajo costo y se ha desarrollado a escala de laboratorio con pequeñas cantidades, por lo que faltaría probar su escalabilidad, primero, en una planta piloto para seguir avanzando”, expresa. Sin embargo, advierte que a una escala mayor se debería optimizar la cantidad de agua que se emplea para separar los dos compuestos.

En el INTEQUI realizan esta investigación sobre baterías de autos tipo LFP que, además de litio, tienen hierro y fósforo. Son dispositivos en desuso que la fabricante de vehículos eléctricos Coradir les provee a través de un convenio. “Ese tipo de baterías se pueden tratar sin problemas para separar y recuperar los distintos componentes, no solo litio. También hemos trabajado con baterías de celulares que estaban bastante dañadas y, aun así, pudimos separar el material catódico para recuperar litio y cobalto”. Este método es efectivo para recuperar los metales de baterías en cualquier estado, “aunque se justifica hacerlo cuando están agotadas”.

La comunidad local en perspectiva

El impacto de la minería en las comunidades locales se aborda desde diferentes disciplinas. En abril pasado, la doctora en ciencias biológicas Andrea Izquierdo, del Instituto Multidisciplinario de Biología Vegetal de la Universidad Nacional de Córdoba-Conicet, obtuvo el premio internacional “Frontiers Planet” del que participan científicos especializados en temas ambientales. Fue reconocida por una investigación que analiza cómo el conocimiento local y de los pueblos originarios puede integrarse y contribuir a los marcos globales de sustentabilidad que se consideran en los estudios de impacto ambiental para la extracción de litio.

A través de una metodología que combinó el relevamiento de bibliografía científica y encuestas a habitantes de localidades de Catamarca, Jujuy y Salta sobre sus saberes y valores, Izquierdo propuso una serie de indicadores para medir el impacto socio-ambiental de la minería que incorporan la perspectiva, conocimiento y preocupaciones de las poblaciones cercanas a los yacimientos.  

Desde otra disciplina, Mariano Novas, doctor en ciencia política del Instituto de Investigaciones Políticas de la Universidad Nacional de San Martín-Conicet, estudia los conflictos socio-ambientales, las políticas públicas vinculadas a los recursos naturales no renovables (como la minería metalífera y no metalífera), y los procesos de participación ciudadana. Esto, en el marco “del contexto más amplio de expansión global de las cadenas de suministro vinculadas al litio y al cobre, y una gran demanda industrial sobre estos insumos”, precisa Novas. “La Argentina tiene un rol preponderante en esa discusión porque posee grandes yacimientos de ambos minerales”, completa.

En particular, plantea que la irrupción del régimen del RIGI, con el esquema de estímulos a la actividad, “reconfiguró la gobernanza y se está yendo a una gran velocidad con la explotación de estos recursos”. Este escenario “abre una discusión en términos de qué sucede en las comunidades y las asambleas de vecinos, o cómo se van a gestionar los conflictos”, se pregunta. Y agrega que, mientras las inversiones se aceleran, “no hay tantas capacidades institucionales, o las instituciones no están avanzando a la misma velocidad para gobernar sus impactos en el territorio; es decir, cómo se van a extraer esos recursos y el impacto, por ejemplo, en la cantidad y calidad del recurso hídrico”.

Al respecto, enfatiza que las provincias están dando respuestas muy diferentes a estas cuestiones. Novas pone el acento sobre las debilidades que suelen tener dos aspectos clave: las audiencias públicas y el acceso a información sobre los estudios de impacto.

En el primer caso, destaca que las instancias de participación suelen ser tomadas como meros “actos administrativos”, donde las comunidades se enteran tarde y tienen muy poco tiempo –minutos- para intervenir. Además, la “calidad de esa conversación pública es muy baja, no es significativa”, sobre todo si se tiene en cuenta que el proyecto minero será su vecino por 30 años. “Debería haber un diálogo entre las partes sobre cuestiones como el empleo y su calidad, qué a va pasar con los proveedores, cómo afectará al agua, la infraestrucra. Hay un gran déficit, todavía, en la generación de consensos y en la construcción territorial”, indica Novas. “Y es un aspecto a mejorar”.

Las audiencias públicas son cuestionadas por los investigadores porque suelen ser tomadas como meros “actos administrativos”.

En el segundo caso, Novas apunta que la disponibilidad de la información sobre los estudios de impacto ambiental suele tener déficits. De su trabajo de campo surge que “los informes no siempre están accesibles, suelen ser extensos y complejos, o con información poco clara y sin explicar, con lo que se pone en duda que las comunidades que viven en el área de influencia los puedan comprender”. Además, “se suelen enterar tarde”.

El acceso al agua

El impacto en las comunidades locales y en los recursos hídricos que tienen las tecnologías y actividades económicas vinculadas a la transición energética, como la minería, es una de las líneas de trabajo del Grupo de Estudios e Investigaciones Socio-Ambientales (GEISA) del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional de la Universidad Nacional de Salta-Conicet, cuyo responsable es el doctor en Ciencias Ambientales Lucas Seghezzo.

Especialista en evaluación socio-ambiental y de sustentabilidad de los sistemas de gestión del agua, el año pasado Seghezzo publicó un artículo de investigación sobre el impacto de la extracción del litio en un ecosistema árido como el de la Puna utilizando indicadores de huella hídrica. “Se trata de una medida de la cantidad de agua que se utiliza en todo un proceso industrial o productivo por unidad de producto, tonelada, kilo, etc.”, define.

Mediante la aplicación de una compleja metodología, el objetivo fue estimar el consumo de agua dulce y de salmuera en dos grandes proyectos mineros de litio que emplean distintos métodos de extracción: evaporación convencional y extracción directa. Mientras en el primer caso se calculó un consumo total de 51 metros cúbicos (51.000 litros) de agua por tonelada de producto, en el segundo fue de 135,5 (135.500 litros). “Para dimensionar el impacto, el consumo de agua dulce en el primer caso equivale al consumo anual de más de 30.000 personas, que representa por ejemplo 15 veces la población de la localidad de Susques –describe Seghezzo-. El otro proyecto equivale al consumo de agua de una ciudad de 141.000 personas, que representa 70 veces la población de Antofagasta de la Sierra”.

El consumo de agua por parte de la minería de litio es otro de los temas de investigación.

“El uso del recurso hídrico tiene un equivalente poblacional alto. Y en un año seco puede llevarse toda la recarga de agua, que es la cantidad que ingresa en un ciclo determinado y desempeña funciones ecológicas importante”, observa el investigador. “Este tipo de comparaciones son interesantes para promover la discusión y darle al uso del agua la magnitud que realmente tiene –agrega-. La recomendación principal es que se tengan en cuenta estos indicadores y estudios con evidencia científica como una fuente de información para la toma de decisiones”.

El grupo que dirige Seghezzo también ha integrado un enfoque multidisciplinario para abordar el impacto social, en las comunidades locales, de las actividades extractivas vinculadas a la transición energética. Bajo esa perspectiva, en el GEISA se han desarrollado estudios etnográficos que incorporan la categoría de “justicia ambiental” para comprender no solo cuáles son las tensiones y las demandas –de empleo, reconocimiento, infraestructura, transparencia de la información y acceso al agua- de las comunidades, sino también las formas de participación y las estrategias de micro política que llevan adelante para incidir en la distribución de beneficios.

, Mariana Pernas

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Mendoza tomó posesión de los bienes de Los Nihuiles y avanza hacia una nueva concesión

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, encabezó el pasado viernes en San Rafael, el acto de toma de posesión de los bienes que integran el Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles, tras la finalización del período de transición establecido luego del vencimiento de la concesión anterior.

La formalización de la recepción constituye un paso necesario para avanzar en una nueva etapa del sistema hidroeléctrico y en el proceso licitatorio nacional e internacional que permitirá seleccionar al futuro operador privado del complejo.

Durante la actividad, el mandatario estuvo acompañado por la vicegobernadora, Hebe Casado; la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el gerente general de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) y presidente de Hidroelectricidad Mendocina SA (HEMSA), Mauricio Pinti Clop. También participaron el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente; el presidente de la Cámara de Diputados, Andrés Lombardi; el apoderado de Hinisa, Gerardo Paz, y legisladores y concejales del Sur provinicial.

Mediante el acta suscripta entre la Provincia e Hidroeléctrica Los Nihuiles SA (Hinisa), quedó formalizada la finalización del período de transición y la restitución de los bienes afectados a la concesión. La recepción comprende las centrales Nihuil I, II y III; las estaciones transformadoras y de interconexión; las presas El Nihuil, Aisol, Tierras Blancas y Valle Grande, además del resto de las instalaciones, equipos y activos alcanzados por el contrato. El inventario completo de los bienes quedó incorporado como anexo del acta junto con la documentación correspondiente al estado de las instalaciones.

Durante el acto, Cornejo remarcó que el cierre de la concesión iniciada en la década de 1990 representa un paso clave para recuperar un activo estratégico de la provincia. En ese sentido, aseguró que “hemos podido recuperar la propiedad de estas centrales para la provincia de Mendoza” y explicó que mientras se desarrolla el proceso licitatorio, la operación continuará a cargo HEMSA (Hidroeléctrica Mendocina SA) con el mismo personal técnico y operativo para garantizar la continuidad del servicio.

El gobernador sostuvo que el nuevo esquema permitirá incorporar inversiones privadas para modernizar integralmente el complejo, al tiempo que generará nuevos recursos para la Provincia. “Vamos a recibir recursos nuevos en esa licitación y, además, los futuros concesionarios deberán realizar importantes inversiones para modernizar las instalaciones y garantizar la generación de energía”, afirmó.

Asimismo, recordó que dos (la II y la III) de las cuatro centrales fueron afectadas por el aluvión de enero de 2025 y señaló que el futuro concesionario deberá avanzar en la renovación tecnológica de todo el sistema. “Se van a renovar la I y la IV, se va a renovar la tecnología y se va a hacer mucho más eficiente la generación de energía”, indicó, y agregó que esas inversiones estarán a cargo de la empresa adjudicataria, mientras que la Provincia conservará los beneficios derivados del nuevo esquema concesionado.

Sobre la licitación, Cornejo explicó que “la nueva concesión tendrá una vigencia de 30 años” y estimó que la primera etapa del proceso podría completarse en los próximos meses, para luego avanzar con la evaluación de las ofertas y la adjudicación. Además, destacó que “el objetivo es generar la mayor competencia posible entre oferentes para asegurar inversiones que permitan renovar completamente las cuatro centrales durante la vigencia del contrato y fortalecer la producción de energía hidroeléctrica de Mendoza”.

En relación con las obras complementarias, el mandatario señaló que la Provincia decidió adelantar parte de la infraestructura necesaria sin esperar la adjudicación de la concesión. En ese marco, anunció que “en los próximos 15 días se licitará la reconstrucción del badén del Cañón del Atuel, con una inversión estimada en 1.000 millones de pesos, para restablecer la conectividad de la zona y mejorar el acceso al complejo”.

Un traspaso ordenado para garantizar la continuidad del sistema

El contrato de concesión para la generación de energía eléctrica mediante el aprovechamiento del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles había sido otorgado por 30 años y venció el 1 de junio de 2024.

A partir de entonces, el Gobierno de Mendoza dispuso un período de transición durante el cual Hinisa continuó operando el sistema para preservar la seguridad de las personas, los bienes y la continuidad del servicio. Tras los daños ocasionados por el aluvión de enero de 2025, la Provincia declaró la emergencia del complejo y extendió ese período hasta el 31 de julio de 2026.

Con la firma del acta comenzó además una etapa de colaboración de 90 días entre las partes para coordinar el intercambio de información y los aspectos vinculados al traspaso de la operación y el mantenimiento del sistema. En paralelo, HEMSA recibió formalmente los bienes en el estado en que se encuentran actualmente, incluidos aquellos afectados por el siniestro, mientras continúan las gestiones con las compañías aseguradoras para el cierre de la cobertura.

Hacia una nueva concesión con inversión privada

La toma de posesión de los bienes forma parte del proceso impulsado por el Gobierno de Mendoza para definir un nuevo esquema de concesión, operación, mantenimiento e inversiones para el Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles.

La Provincia y el Estado nacional llevan adelante una licitación pública nacional e internacional para seleccionar al futuro operador del sistema, de acuerdo con las competencias de cada jurisdicción. Mientras Mendoza administra los activos del complejo y el derecho de uso del agua, la Nación tiene a su cargo la concesión para la generación y comercialización de la energía. La adjudicación se concretará únicamente cuando ambas jurisdicciones coincidan en la selección del mismo oferente.

En ese contexto, la ministra de Energía y Ambiente explicó que la Provincia ya inició formalmente la etapa operativa transitoria mediante Hidroelectricidad Mendocina SA (HEMSA), creada para administrar el complejo hasta la adjudicación definitiva. Además, detalló que “Mendoza elaboró los pliegos técnicos vinculados con la seguridad de las presas, el plan de inversiones y la recuperación de las instalaciones afectadas por el aluvión, mientras que el Gobierno nacional licitará la concesión correspondiente a la generación de energía”.

Posteriormente, la funcionaria señaló que “los dos procesos deben avanzar en conjunto, porque no sirve que un adjudicatario tenga los bienes y otro tenga el derecho de inyectar energía al sistema; tiene que ser el mismo”.

Latorre explicó que el proyecto ya despertó interés de empresas nacionales e internacionales y comentó que ese escenario responde tanto a la recuperación del mercado energético como a la mejora de la remuneración de la energía generada. “Hoy el mercado remunera alrededor de 65 dólares por esa energía, cuando hasta hace poco estaba entre 15 y 17 dólares”, precisó.

Asimismo, destacó que durante el último año la Provincia avanzó, junto con Emesa, en la elaboración de los pliegos, el inventario de bienes y el saneamiento de los pasivos ocasionados por el aluvión, etapa en la que distintas empresas realizaron visitas técnicas para conocer el estado de las instalaciones.

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Río Negro abre cursos digitales gratuitos junto a Fundación YPF

El Gobierno de Río Negro abrió la inscripción a dos cursos digitales gratuitos, junto a Fundación YPF, para mayores de 18 años de Sierra Grande, Valcheta y San Antonio Oeste, con foco en las habilidades del futuro laboral.

Las propuestas son Data Analytics + IA y Project Management + IA. Ambas son de nivel inicial y se dictarán a través del programa Energía Digital de Fundación YPF a partir del 18 de agosto.

Las capacitaciones brindarán herramientas vinculadas con el análisis de datos, la Inteligencia Artificial y la gestión de proyectos, competencias que adquieren un papel cada vez más relevante en el mundo del trabajo.

La iniciativa forma parte del rumbo de desarrollo productivo y energético que impulsa la Provincia, con el objetivo de que el crecimiento de Río Negro se traduzca en más conocimientos, oportunidades y preparación para sus habitantes.

En esta etapa, la convocatoria está destinada a personas mayores de 18 años con residencia en Sierra Grande, Valcheta y San Antonio Oeste, tres localidades estratégicas de la región Atlántica.

Una agenda conjunta de formación y desarrollo

La propuesta profundiza el trabajo articulado entre el Gobierno de Río Negro y Fundación YPF, que sostienen una agenda común orientada a la capacitación, el empleo y el desarrollo territorial.

Con estas herramientas, la Provincia busca acompañar a las comunidades y preparar a las y los rionegrinos para que puedan ser protagonistas de las transformaciones productivas y tecnológicas que ya están en marcha.

Cómo inscribirse

Las personas interesadas pueden completar la inscripción a través de los siguientes enlaces:

Data Analytics + IA: https://lab.fundacionypf.org/formacion-digital/energia-digital/data-analytics–ia

Project Management + IA: https://lab.fundacionypf.org/formacion-digital/energia-digital/project-management–ia

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VMOS: inspeccionan obras y realizan controles en Punta Colorada

El Departamento Provincial de Aguas (DPA) realizó una inspección técnica en Sierra Grande, en el marco del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), para verificar el desarrollo de las obras en Punta Colorada y supervisar el cumplimiento de las condiciones establecidas para la protección de los recursos hídricos.

La recorrida estuvo a cargo de un equipo interdisciplinario de Recursos Hídricos del DPA, junto a personal de VMOS, y tuvo como objetivo evaluar distintos aspectos de la obra en los que el organismo tiene competencia. Entre ellos, se verificaron los usos de agua para pruebas hidráulicas, la gestión y control de efluentes, las tareas de construcción en el sector costero y marítimo, y el avance de las gestiones técnicas vinculadas al cumplimiento de la normativa vigente.

Durante la inspección se recorrieron diferentes sectores de las instalaciones de Punta Colorada. En la zona costera se verificó la toma de agua de mar utilizada para las pruebas hidráulicas de dos tanques de almacenamiento de crudo, así como el sistema implementado para la gestión y disposición de los efluentes generados durante esas tareas.

Además, se inspeccionó el avance de la perforación horizontal dirigida, una obra destinada a instalar el tramo de ducto que conectará la infraestructura terrestre con los ductos submarinos.

La recorrida también incluyó las tomas de agua dulce autorizadas por el DPA, donde se controla el volumen de agua utilizado de acuerdo con los permisos otorgados por el organismo.

Control técnico y cumplimiento de la normativa

En forma conjunta con representantes de la empresa, el equipo del DPA revisó el estado de las gestiones técnicas y administrativas necesarias para el desarrollo de los distintos frentes de obra.

Estas inspecciones forman parte de las acciones permanentes que lleva adelante el Departamento Provincial de Aguas para supervisar el uso responsable del recurso hídrico, controlar la gestión ambiental de las obras y garantizar que las actividades se ejecuten conforme a la legislación vigente, resguardando los recursos hídricos superficiales y subterráneos de Río Negro.

Cabe destacar que el aprovechamiento de los recursos energéticos representa una oportunidad para impulsar el desarrollo de Río Negro, generando inversiones, empleo y nuevas oportunidades para las comunidades. Por eso, el control técnico y ambiental de las obras es una herramienta clave para asegurar que ese proceso se desarrolle de manera responsable.

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Shell y Damián Betular sellan alianza para propuesta en estaciones de servicio

Damián Betular, uno de los referentes más destacados e influyentes de la pastelería argentina, se suma a Shell Select, la red de tiendas de conveniencia de Shell en Argentina para impulsar “Hacelo Select”. Con esta alianza estratégica, el chef se convierte en embajador de la marca con una campaña que invita a los clientes a elevar sus elecciones cotidianas y permitirse un pequeño momento de disfrute adicional.

En el marco de este acuerdo, Shell Select y Damián Betular tienen previsto desarrollar en conjunto una propuesta exclusiva de pastelería bajo el sello “Shell Select by Damián Betular”, que estará disponible en los próximos meses.

“Me gustó mucho la idea detrás de ‘Hacelo Select’ porque conecta con algo muy propio de mi oficio: cómo pequeños detalles pueden transformar completamente una experiencia. A veces no se trata de grandes cosas sino de permitirse un extra, un sabor distinto o una pausa para disfrutar. Veo que Shell Select viene impulsando esa evolución en el negocio de conveniencia y me entusiasma poder ser parte de ese camino.”, indicó Damián Betular.

Por su parte, Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina, destacó: “La unión entre Damián Betular y Shell Select surge de una afinidad muy natural entre dos marcas que comparten valores esenciales: la búsqueda permanente de la excelencia, la innovación, la calidad y la pasión por crear experiencias memorables. “Hacelo Select” representa exactamente esa filosofía: animarse a transformar un momento cotidiano en algo especial. Damián encarna esa idea a la perfección, porque ha construido su trayectoria elevando experiencias a través de la creatividad, la dedicación y la atención al detalle.”

A través de esta iniciativa, Shell Select reafirma su compromiso de seguir innovando dentro del segmento de conveniencia, incorporando nuevas propuestas y experiencias que aporten valor a sus clientes y fortalezcan el posicionamiento de la marca como referente de calidad y cercanía.

Acerca de Shell Select

Shell Select es la marca de tiendas de conveniencia de Shell presente en estaciones de servicio de todo el país. Con una red de más de 800 tiendas entre formatos Shell Select y Shell Shop, ofrece una amplia variedad de productos y servicios pensados para acompañar a sus clientes en cada momento del día, con foco en la calidad, la innovación y la mejor experiencia de compra.

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Federico Sbarbi Osuna asumió como CEO de Coral Energía con la mira puesta en llegar a 1 GW en 2030

Federico Sbarbi Osuna, nuevo CEO de Coral Energía

Federico Sbarbi Osuna asumió este lunes 3 de agosto como nuevo CEO de Coral Energía, la compañía del Grupo Corven dedicada al desarrollo, construcción y operación de activos de generación y almacenamiento de energía.

Su llegada se produce en un momento de expansión para la empresa, que proyecta ampliar su cartera de proyectos y alcanzar 1 GW de generación eléctrica hacia 2030.

Con una trayectoria de más de 25 años en el sector energético, Sbarbi Osuna tendrá a su cargo la conducción de la estrategia de crecimiento y consolidación de Coral Energía en el mercado argentino.

Entre sus principales desafíos estará acompañar el desarrollo de nuevos proyectos de generación renovable y almacenamiento, además de avanzar en la incorporación de nuevas fuentes de generación.

Una trayectoria vinculada a las renovables

Licenciado en Tecnología de la Información y con un MBA por la Universidad Austral, Sbarbi Osuna cuenta con experiencia en operaciones, desarrollo de negocios, estrategia corporativa y gestión de activos dentro del sector energético.

Antes de desembarcar en Coral Energía, se desempeñó como CEO de 360Energy, donde encabezó un proceso de crecimiento que permitió más que duplicar la capacidad instalada de la compañía en la Argentina y ampliar sus operaciones hacia otros mercados de la región.Previamente, desarrolló una trayectoria de más de dos décadas en Genneia.

Allí integró el Comité de Dirección y ocupó distintos cargos vinculados con Operaciones, Desarrollo Comercial y Estrategia, además de desempeñarse como COO.Su incorporación busca fortalecer la estructura de conducción de Coral Energía para acompañar una nueva etapa de crecimiento de la compañía.

Inversiones comprometidas por US$220 millones

Coral Energía cuenta actualmente con US$220 millones en inversiones comprometidas en distintos proyectos a nivel nacional y tiene como objetivo alcanzar 1 GW de generación eléctrica hacia 2030.La estrategia de expansión contempla el crecimiento de su cartera de proyectos renovables y de almacenamiento de energía, junto con la incursión en nuevas fuentes de generación.

La compañía busca ampliar su participación en el mercado energético argentino y desarrollar infraestructura que contribuya al abastecimiento energético y al crecimiento productivo de las regiones en las que tiene presencia.El almacenamiento aparece así como uno de los ejes de la estrategia de expansión de Coral, en un escenario en el que la incorporación de generación renovable plantea nuevos desafíos para la operación del sistema eléctrico y la gestión de la energía.

El desembarco de Coral EnergíaCoral Energía forma parte del Grupo Corven y está enfocada en el desarrollo, construcción y operación de activos de generación y almacenamiento de energía.La compañía fue creada con el objetivo de participar del proceso de transición energética en la Argentina y la región, combinando la capacidad de inversión y el respaldo industrial del grupo con el desarrollo de infraestructura energética.

Con la llegada de Sbarbi Osuna, la empresa apunta a profundizar esa estrategia y avanzar en una etapa de mayor escala, con el objetivo de ampliar su presencia en el sector y llevar su capacidad de generación hasta 1 GW durante los próximos cuatro años.

El desafío de consolidarse en el sector energético

El nuevo CEO asumirá la conducción de Coral Energía en un contexto de crecimiento de las inversiones vinculadas con la generación eléctrica y el almacenamiento en el país.Para la compañía, el desafío será transformar su cartera de proyectos en nueva infraestructura energética y avanzar en la concreción de las inversiones previstas, al tiempo que amplía su participación en distintas fuentes de generación.

La apuesta de Coral Energía es posicionarse como uno de los actores del sector energético argentino a partir de una combinación de generación renovable, almacenamiento y nuevos desarrollos, con una meta concreta: alcanzar 1 GW de capacidad hacia 2030.

, Redaccion EconoJournal

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Vaca Muerta impulsa récord en fusiones y adquisiciones: tercer mejor semestre en 15 años

El desarrollo de Vaca Muerta volvió a posicionarse como uno de los principales motores de la economía argentina. Durante el primer semestre de 2026, el crecimiento de la actividad en la formación no convencional impulsó el mercado de fusiones y adquisiciones (M&A), que alcanzó su tercer mejor desempeño desde 2010.

De acuerdo con un informe de PwC Argentina, entre enero y junio se concretaron 56 operaciones de compra y venta de empresas por un valor estimado de USD 5.700 millones, en un contexto de mayor estabilidad económica y renovado interés por invertir en el país.

El sector de Energía y Recursos concentró cerca de un tercio de todas las transacciones, con el segmento de oil & gas como protagonista. Entre las operaciones más relevantes se destaca la adquisición por parte de Vista de activos de Equinor en Vaca Muerta por alrededor de USD 1.100 millones.

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El informe también subraya un cambio en el perfil de los compradores: el 59% de las adquisiciones fueron realizadas por inversores argentinos, mientras que el 41% correspondió a grupos extranjeros, principalmente de Estados Unidos, Canadá y Europa.

Este comportamiento refleja mayor confianza del empresariado local y confirma el regreso de inversores internacionales que vuelven a incorporar a Argentina en sus estrategias de expansión.

Además del liderazgo del sector energético, Alimentos y Agro registraron su mejor semestre en seis años. Los sectores financiero, industrial, construcción, transporte y logística mantuvieron un nivel sostenido de operaciones, mientras que Tecnología, Medios y Telecomunicaciones mostró una desaceleración en línea con la tendencia global.

Las perspectivas para el resto del año también son favorables. PwC considera que 2026 podría convertirse en uno de los períodos más activos para el mercado argentino de fusiones y adquisiciones, impulsado por la estabilización económica, la reducción del riesgo país, el avance de reformas y las inversiones vinculadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

No obstante, el informe advierte que el ritmo de las operaciones podría moderarse a medida que se acerque el calendario electoral de 2027.

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Expansión de infraestructura energética y desafíos regulatorios en Vaca Muerta

El 3 de agosto de 2026, Transportadora de Gas del Sur (TGS) anunció un proyecto de inversión superior a USD 3.000 millones en la formación Vaca Muerta, destinado a desarrollar infraestructura para procesar y exportar líquidos del gas asociado al petróleo.

La iniciativa contempla la construcción de una planta en Tratayén (Neuquén) y un poliducto hacia Bahía Blanca, con el objetivo de acompañar el crecimiento del shale oil y evitar que la falta de capacidad de procesamiento limite la producción.

El CEO de la compañía, Oscar Sardi, explicó que el aumento del volumen de gas asociado al crudo plantea un nuevo desafío técnico: “Lo que estamos pensando y llevando adelante es la extracción de más productos: propano, butano y gasolina”, señaló durante una exposición ante la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados.

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El proyecto busca ampliar la capacidad de la planta de Tratayén para incorporar la extracción de propano y butano, productos con fuerte demanda internacional. El poliducto proyectado trasladará la mezcla de líquidos hacia una planta de fraccionamiento en el polo petroquímico de Bahía Blanca, donde se separarían los productos para su exportación.

Según estimaciones de TGS, la obra permitirá generar una capacidad exportadora cercana a USD 1.200 millones anuales en condiciones normales de mercado.

La construcción demandará aproximadamente 45 meses, con puesta en marcha prevista para los primeros meses de 2030. Durante la etapa de obra, TGS estima la generación de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos, además de acuerdos con productores de la cuenca para contrataciones de bienes y servicios.

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Expansión de infraestructura energética y desafíos regulatorios en Vaca Muerta

La expansión de las redes de transporte de energía en Argentina atraviesa una nueva etapa, con un mayor protagonismo del sector privado en el financiamiento de las obras. Un informe de la consultora Economía y Energía (E&E), dirigida por Nicolás Arceo, advierte que las diferencias regulatorias entre los sistemas de transporte de electricidad y gas natural podrían desalentar nuevas inversiones y limitar el desarrollo de proyectos estratégicos.

En el caso de la electricidad, el nuevo esquema reemplazó la planificación estatal por concesiones privadas. Los concesionarios financian las obras y recuperan la inversión mediante una tarifa específica que pagan los usuarios beneficiados, identificados por CAMMESA, con prioridad de pago garantizada.

Entre las primeras obras estratégicas figuran líneas de transmisión para aliviar restricciones en el AMBA, la Patagonia y la región Centro.

Para el gas natural, el régimen vigente no cuenta con un organismo que garantice el recupero de la inversión. La viabilidad depende de trasladar costos a tarifas o de la rentabilidad obtenida por quienes financian las obras. En este contexto, el Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) se consolidó como proyecto clave para la Cuenca Neuquina.

Su primera etapa incorporó 21 millones de m³ diarios de capacidad de transporte, generando ahorros acumulados por USD 2.327 millones entre 2023 y abril de 2026, gracias a la sustitución de importaciones de GNL y combustibles líquidos.

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La ampliación del gasoducto, impulsada por TGS mediante iniciativa privada, permitirá sumar otros 14 millones de m³ diarios desde Vaca Muerta a partir del próximo año. Esta expansión reducirá el consumo de combustibles líquidos en generación eléctrica y las importaciones de GNL en invierno, aunque tendrá un impacto limitado sobre el abastecimiento del norte argentino.

El informe advierte que la regulación vigente genera incentivos diferentes para ambos sectores. Mientras las obras eléctricas trasladan sus costos a la demanda una vez finalizadas, en el transporte de gas el riesgo económico recae principalmente sobre los generadores térmicos que financian la infraestructura.

La incorporación de nueva generación eólica y solar tiende a reducir el costo marginal del sistema eléctrico, disminuyendo la rentabilidad de las centrales térmicas que deben afrontar el repago de las ampliaciones de gasoductos.

La lectura técnica confirma que la coexistencia de dos esquemas regulatorios distintos para expandir las redes de electricidad y gas natural podría condicionar el desarrollo de la infraestructura energética en los próximos años.

Estas asimetrías dificultan la asignación eficiente de recursos y representan un desafío para acompañar el crecimiento de la producción de gas de Vaca Muerta y la demanda energética nacional.

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Información de Mercado, runrunenergetico.com

AES Argentina emite Obligaciones Negociables por hasta USD 50 millones

El 3 de agosto de 2026, AES Argentina anunció la emisión de Obligaciones Negociables (ON) por un valor nominal de hasta USD 30 millones, ampliable a USD 50 millones, con un plazo de 24 meses, amortización al vencimiento y tasa fija a definir. Los fondos se destinarán a inversiones en activos y bienes de capital, capital de trabajo y refinanciación de pasivos.

La licitación del instrumento se realizará el 4 de agosto entre las 10:00 y las 16:00 horas a través de distintos agentes colocadores, mientras que la liquidación está prevista para el 6 de agosto bajo la modalidad T+2. La organización y operación estará a cargo de Balanz Capital Valores.

Subsidiaria de The AES Corporation, AES Argentina cuenta con una capacidad instalada de 1.951 MW en activos térmicos, eólicos e hidroeléctricos, lo que representa el 4,4% de la capacidad total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

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Características de la emisión

  • Denominación y pago: en dólares MEP.
  • Plazo: 24 meses.
  • Tasa: fija, a determinar mediante licitación, con intereses pagaderos cada 6 meses.
  • Modalidad de pago: Bullet (amortización americana), con devolución íntegra del capital al vencimiento.
  • Suscripción mínima: USD 100.
  • Calificación crediticia: AA según FixScr.
  • Legislación aplicable: ley argentina.

La colocación contará con la participación de múltiples agentes, entre ellos Banco Galicia, Banco Santander, Banco Macro, BBVA, Banco Patagonia, Allaria, ICBC, Petrini Valores, Invertir en Bolsa, Banco Supervielle, Latin Securities, Adcap Securities, Invertironline, Global Valores, Portfolio Personal Inversiones, Neix y Facimex Valores.

La nueva emisión se inscribe en la tendencia del mercado de valores local, donde el sector energía lidera más de la mitad del financiamiento corporativo total del país. Para AES Argentina, representa un paso relevante en su estrategia de financiamiento, asegurando recursos para sostener operaciones críticas y ampliar inversiones en infraestructura energética.

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Información de Mercado, runrunenergetico.com

Exportaciones argentinas rumbo a USD 100.000 millones sin creación de empleo

Las exportaciones argentinas se encaminan en 2026 hacia un umbral histórico de USD 100.000 millones, con hidrocarburos, minería y agroindustria como motores principales. El superávit comercial acumuló USD 13.923 millones hasta julio y doce provincias registraron incrementos de ventas externas de entre el 14% y el 110% desde enero.

Sin embargo, de las 24 provincias del país, solo Neuquén, Río Negro y San Juan muestran un aumento en el número de asalariados privados formales, ligadas directamente a hidrocarburos y minería.

El Instituto de Estudios sobre la Realidad Argentina y Latinoamericana (Ieral) definió esta situación como un “crecimiento desbalanceado”: una expansión apoyada en sectores de alto valor exportador y baja intensidad laboral, que convive con el estancamiento de ramas que concentran la mayor parte del empleo nacional.

Comercio, industria y transporte crecieron en el primer semestre a tasas de entre 1,9% y 3,3%, pero sin traducirse en nuevos puestos de trabajo.

Los sectores líderes del boom exportador —hidrocarburos, minería metalífera y agroindustria— generan mucho valor por trabajador, pero pocos puestos de trabajo por dólar exportado. El agro emplea a 324.300 trabajadores registrados (5,2% del empleo privado formal), mientras que la minería ocupa a menos de 90.000.

En conjunto, dos de los tres pilares del crecimiento exportador concentran menos del 7% del total de asalariados privados del país, según datos del SIPA publicados por la Secretaría de Trabajo en junio.

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El empleo minero refleja esta paradoja: el rubro metalífero sumó 13.026 puestos en marzo, con un crecimiento interanual del 6,6%. Sin embargo, apenas 12 empresas concentran el 82% del empleo del sector, con una nómina promedio de 891 trabajadores cada una.

Además, el 90% de los montos comprometidos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aún no pasó del anuncio al desembolso, lo que significa que el empleo actual responde a operaciones consolidadas y no a nuevas inversiones.

El sector energético proyecta un salto mayor en el mediano plazo. YPF prevé que el desarrollo de Vaca Muerta generará hasta 90.000 puestos de trabajo para 2029, entre directos, indirectos y vinculados a obras de infraestructura. El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, estimó una demanda de alrededor de 40.000 trabajadores adicionales en el núcleo oil & gas en los próximos cuatro años.

Hoy, la cuenca neuquina emplea a poco más de 30.000 trabajadores directos, cifra que contrasta con los miles de millones de dólares que ya aporta al superávit comercial.

La lectura técnica confirma que Argentina enfrenta un dilema estructural: el boom exportador genera divisas récord, pero no empleo masivo. La experiencia de Chile con el cobre y los análisis de la Cepal y el FMI muestran que los sectores de recursos naturales funcionan como enclaves de alta productividad y baja absorción laboral.

En este contexto, la infraestructura y la diversificación productiva aparecen como variables críticas para evitar que el crecimiento exportador conviva con estancamiento en el empleo privado formal.

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Choque point, los sitios estratégicos del comercio internacional bajo tensión

Por el Ing. Nicolas Verini *

“Controlar un choque point importante es dominar el mundo”.El concepto mas extendido se aplica a los estrechos marítimos que conectan dos masas de agua por la que pasa una importante ruta del transporte marítimo.Los mas importantes son aquellos que acortan las distancias marítimas como el Canal de Panamá o el Canal de Suez otorgándole una gran importancia estratégica .De los 10 pasos mas importantes que existen en el mundo, cinco de ellos están en el Oriente Medio y en Asia. Se los considera estratégicos a nivel comercial y militar, muchos de ellos están situados  geográficamente en zonas calientes y de conflictos. Concentran ,centrales eléctricas, plantas de almacenamiento, puertos y terminales petroleras y de GNL ,polos industriales, refinerías, altamente concentrados y muy vulnerables.

Hechos recientes han demostrado que se han violado las leyes del transporte por mar y los imperios marítimos están validando medidas que alteran la logística del transporte y de tránsito por los pasos y estrechos subordinados a necesidades bélicas, alianzas políticas y comerciales que nos retrotraen a la época de la expansión colonial. El bloqueo de los estrechos es un acto de agresión ya que si se interrumpe la navegación y las cadenas de suministro se altera el equilibrio comercial global. Las economía de los países podrían ser insostenibles ya que alteraría el anormal funcionamiento de los hubs donde  se concentra la producción, transporte, almacenamiento y comercialización de los hidrocarburos, alimentos y minerales. Dubai, Amberes, Singapore, Rotterdam, Hamburgo, entre otros, ya lo sufren.

Estrecho de Ormuz

EEUU han bloqueado al Estrecho de Ormuz para castigar a Irán y esto puede provocar una respuesta espejo en el futuro por parte de China cerrando el Estrecho de Taiwán o Turquía el Bósforo. Cualquier otra potencia puede utilizar el mismo pretexto para perturbar el comercio mundial. Las grandes potencias y las intermedias ya tienen los elementos para poder hacerlo, han aprendido de Irán y de los EEUU, ya tienen los datos y su propia versión de cómo hacerlo. Sin querer, los EEUU le ha enseñado a China como contribuir a perturbar al mundo.

El Estrecho de Ormuz puede ser la “primera pieza del dominó a caer” en el contexto mundial y hacer que las reglas de transporte se vean alteradas y las zonas donde hasta hace poco eran de libre comercio, se conviertan en zona de piratería y de posibles guerras.

En el caso de Ormuz por allí se transporta el 30 % del comercio mundial de petróleo y el 50% de GNL. EL 30% del tráfico internacional de Internet en cables submarinos de fibra óptica. Por ese lugar pasan las exportaciones de crudo de Kuwait, Arabia Saudita, Iraq, Qatar, Abu Dhabi y Omán. Evitando pagar las primas impuestas por Irán ,los países importadores de petróleo, GNL, productos petrolíferos, petroquímicos y alimentos buscan otras rutas alternativas ,temerosos que la fórmula de Ormuz se universalice. La dependencia de Asia del Estrecho de Ormuz es muy  alta cuando se importa GNL: Paquistán el 26%, India 28%,Singapore 18%,Taiwan 27%,Tailandia 8% y China el 10%. Las importaciones de petróleo, GNL y fertilizantes por Occidente desde Ormuz  son vitales para mantener en marcha sus economías. Una tercera parte de las exportaciones de urea provienen de Qatar, de Irán y países del Golfo que actualmente están bloqueadas.

Los mercados internacionales ya han internacionalizado la magnitud de la crisis provocado por este inédito doble bloqueo de Ormuz que perjudica a ambas partes .No solo el petróleo afectaría a Irán, sino la del acero, ya que es junto a China, los EEUU y Alemania, la más alta del mundo con 32 Mill Ton que le genera ingresos por 1.890 Mill U$S. También la crisis de abastecimiento animal resulta de gran impacto en los países importadores, dada la fragilidad del sistema de almacenamiento y las reservas disponibles a largo plazo, ya que el mismo no cuenca con reservas estratégicas como sucede con el petróleo donde los Estados las pueden liberar en caso de emergencia.

Estrecho de Malaca

El otro nodo es el Estrecho de Malaca, un verdadero Talón de Aquiles para China por donde pasa el 80% del petróleo que consume. Esa ruta es controlada por Malasia, Indonesia y Singapur sede del mercado de productos petrolíferos y químicos más importante del Lejano Oriente. Es muy importante ya que acorta la ruta desde los países asiáticos al Golfo Pérsico, donde están localizadas las terminales el petróleo , GNL y fertilizantes y es la misma ruta en reversa que siguen los productos electrónicos, automóviles, células fotoeléctricas, chips, bienes industriales, textiles, tierras raras rumbo a Europa. Mas del 54 % del petróleo que importa China se origina en nueve países del Medio Oriente. Si se bloquea el Estrecho de Malaca la economía China y de otros países pueden estar sometidas a tensiones, ya que la única alternativa que le queda a China,Taiwan, Corea y Japón es la ruta del Ártico o por Siberia que están muy activas desde que se inició el conflicto de Ormuz.

Otra opción sería navegar por el Estrecho de Lambock, entre las Islas de Bali y Lambock en Indonesia por el Mar de Bali hacia el Índico. La ruta no es segura y es más larga ,siendo utilizada por los buques de gran tonelaje que no pueden pasar por Malaca. En Singapur hay importantes refinerías. China las tiene asociadas a Caltex-Singapore Refinig Co (SRC), donde procesa los crudos medianos y pesados agrios que provienen del Medio Oriente y los de Venezuela reequitetados o bajo sanciones, ahora en manos de los EEUU. Si bien China posee 1000 Mill bbl de petróleo en sus Reservas Estratégicas, después de usarlas, debe reponerlas y eso necesita de una logística de abastecimiento que no se interrumpa.

La coyuntura del mercado le ha permitido refinar crudo ruso Ural con alto contenido de azufre mejorando los rindes en las refinerías asiáticas, ahora que hay menos oferta de crudos del Medio Oriente por el cierre de Ormuz y cuya dinámica puede alterar los aprovisionamientos futuros desde las terminales del Golfo que están inoperables. La sanciones de los EE.UU. y de la UE contra Lukoil aislaron a las refinerías europeas del crudo ruso, resultando contraproducente pues aceleró una alianza energética rusa basada en la demanda de China, la India y Japón sin mayores riesgos. La ventaja de mezclar crudo Ural (31,5 API-1,5 S) con crudos siberianos permite igualar la calidad con los crudos del Medio Oriente y remplazar en mejores condiciones de seguridad, transporte y precio.

El precio es un factor determinante y tras la menor demanda india, que tiene que atender los compromisos con Arabia Saudita, atrae mas los pedidos de las refinerías chinas, ya que Rusia absorbe gran parte de la logística de seguros y transporte, asume el riesgo geopolítico y garantiza la estabilidad del precio y el suministro. El ESPO (Eastern Siberian Pacific Ocean) es una mezcla de la Siberia Central-Este que transporta el oleoducto Siberia Occidental-Pacífico cuyos volúmenes son cargados en el puerto de Kozimo, cerca de la frontera China, sin depender del Estrecho de Malaca. Las exportaciones EXPO de 950.000 bbl/d superan actualmente los volúmenes de Arabia Saudita según Kpler. ”La esperanza de exportación rusa habla chino”. Es un crudo que ha conquistado el mercado asiático con un Posting Price superior al Brent. No se descarta la posibilidad que otros países estén avanzando la idea de un peaje por Malaca contrario al modelo de puertos y rutas libres de Singapur, donde seguramente, de concretarse “la disconformidad China  se haría notar”.

Canal de Suez

El Canal de Suez, bajo control de Egipto, es la vía euroasiática más importante a Europa donde pasan el 15% del petróleo mundial y el 30 % de  contenedores, acortando en 8.900 km la distancia a Europa desde el Golfo Pérsico evitando circunnavegar el Africa.

Egipto fue un centro de influencia  muy importante de Inglaterra y Francia y  actualmente es de gran valor estratégico regional por la proximidad con los países del Mediterráneo. Si se interrumpen las exportaciones por Ormuz, parte del crudo Saudita puede ser evacuado desde sus yacimientos a través del oleoducto Trans Arabian Pipe Line evitando el Estrecho de Ormuz hacia la terminal de Yambú en el Mar Rojo, puerto petrolero, de contenedores y que posee una refinería.

La llegada de ese crudo a los mercados UE depende del Canal de Suez o del uso  alternativo del oleoducto SUMED que puede transportar hasta 2,4 Mill bbl/d  desde la terminal en el Mar Rojo conectado con Sedi Kerir  (Alejandría) en el Mediterráneo. Es una ruta alternativa para las exportaciones que provienen del Golfo Pérsico otorgando mayor seguridad y evitando bloqueos. Esto le ha hecho ganar importancia estratégica ante la crisis de Ormuz.

Por Suez navegan entre 18.000 a 20.000 buques por año. El Canal de Suez ya sufrió varios cierres desde su nacionalización debido a las guerras entre Egipto e Israel en 1967 y 1973. En 2021 un bloqueo del portacontenedores “Ever Given” paralizó el transito durante 6 días y afecto el tránsito de mercaderías por 9.500 Mill euros diarios, provocando un cuello de botella logístico global.

Paso de Bab al Mandeb

Bajo la presión bélica de los Huties, el ataque y secuestros de navíos por los Talibanes del Mar sumado a la inseguridad regional que impera de hace años en esa región y agravado por el aumento del costo de los seguros marítimos,   el comercio por el Estrecho de Bab al Mandeb ha disminuido un 37%.

Es  la vía de agua que comunica el Océano Indico con el Mediterráneo por el Mar Rojo cuando se navega rumbo a Suez. La posibilidad de utilizar VLCC y ULCC (Very y Ultra Large Crude Carrier) le ha permitido a las compañías de transporte evitar Bab al Mandeb eligiendo la ruta por el Cabo de Buena Esperanza bordeando el África. Es más larga y más cara pero resulta más segura. La distancia de 15.000 km desde el Golfo a Europa es casi el doble que navegar por Suez. El Estrecho de Bab al Mandeb, tambien conocido por Puerta de las Lágrimas o Puerta del Infierno por su peligrosidad es la entrada sur al Mar Rojo, situada en el Golfo de Adén cuya geografía africana comparten Yemen, Somalía, Djibouti y Eritrea  bordeando el Cuerno de África. La renuncia por parte de las navieras a navegar por Bab al Mandeb y el Mar Rojo, significó una perdida monetaria importante para Egipto cuya economía depende del tránsito de los navíos por el Canal de Suez.

Estrecho de Gibraltar

El Estrecho de Gibraltar es la ruta más importante de Occidente, donde el Mar Mediterráneo se une al Océano Atlántico. Es la ruta de entrada de los aprovisionamientos de GNL de los EE.UU. al Mediterráneo  y la salida del petróleo que exporta África con destino a las refinerías de los Países Bajos, Bélgica, Brasil, Portugal e Inglaterra. Próximo se encuentra la entrada del MedGaz , gasoducto submarino que une Argelia y España. Mas al este el gasoducto TransMed Enrico Mattei que interconecta Argelia con Túnez y el Mar Mediterráneo con Sicilia e Italia continental. Suministra el 36 % de sus importaciones.

Tras el cese operativo del gasoducto Magreb-Europa por Marruecos, Argelia redirigió ese flujo hacia hacia el TransMed. En 2021 Argelia no renovó el contrato, citando “practicas hostiles” por parte de Marruecos tras la ruptura de las relaciones diplomáticas. Marruecos perdió el derecho de paso y el suministro de gas argelino gratuito para sus centrales eléctricas, debiendo importar GNL de Rusia y el 95% de los combustibles para el consumo interno. El Estrecho de Gibraltar es también la ruta de salida del crudo y derivados ruso del Caspio y del Mar Negro y los cereales de Ucrania y Rusia. Es una zona geográfica con varios jugadores importantes: Inglaterra, España y Maruecos.

Gracias a su situación geográfica el puerto de Ceuta tiene un importante rol en el paso del estrecho y las comunicaciones con el Atlántico situada frente a la estratégica base británica de Gibraltar. Un lugar donde conviven diferentes culturas religiosas como la cristiana, la musulmana, la judía e hindú y región de alta presión migratoria desde el África cuyos equilibrios geopolíticos suelen ser precarios según los analistas. En el caso que el conflicto con Irán escale, el peso de Gibraltar y el mismo Mediterráneo, controlado por tres países de la OTAN, puede convertirse en un lugar de inspecciones de buques y de bloqueos, invocando cuestiones de “seguridad regional” llegando a afectar el comercio global de petróleo, combustibles, alimentos, cereales y fertilizantes. Si los EE.UU. “presionan a Irán en Ormuz, en un futuro no muy lejano, algunos países, esgrimiendo idénticos argumentos podrían condicionar el transporte y la libertad de paso por otros los puntos estratégicos vitales para el comercio.

Canal de Panamá

El Canal de Panamá es un activo estratégico para los EE.UU. quien ha manifestado su interés de recuperar el control de esa vía comercial  terminada de construir en 1914 y administrada hasta el 2000 por los EE.UU. El Tratado Torrijos-Carter ratificado por el Senado de los EE.UU. otorgaron a Panamá el control del Canal a partir del 1 de enero del 2000 cuando asumió la responsabilidad total de la operación y mantenimiento de esa vía oceánica.

Es una de las puertas principales de los contenedores de los EE.UU. y representa un 40 % de su comercio global. China controlaba los extremos comerciales de Panamá y la presión de los EE.UU. al gobierno panameño obligaron a los chinos de vender sus acciones. Hong Kong CK Hutchison Holdings acordó vender su participación del 90 % de Panamá Ports Co. que operaba los puertos en ambos extremos del Canal en 20.000 Mill U$S.

El control chino incluía las operaciones en los puertos de Balboa en el Pacifico y Cristóbal en el Atlántico. El actual sistema de subasta y derecho de paso se ha encuentra colapsado debido a que las compañías navieras buscan otra ruta alternativa a Ormuz para cumplir con los compromisos de transporte. El tiempo y los volúmenes perdidos en Ormuz son difíciles de recuperar y los desvíos de los cargamentos que debían navegar por el Atlántico, ahora lo intentan hacen por el Pacifico y viceversa, asumiendo tarifas y seguros más elevados para sus buques y debiendo desarrollar una nueva logística marítima. Japón ha inaugurado las importaciones de petróleo desde los EE.UU. Desde Texas, un carguero con 950.000 bbl ha atravesado el Canal de Panamá y descargado en Tokio para afrontar lo que representa un día de consumo. Una nueva ruta de abastecimiento está abierta. Tal vez sea una nueva oportunidad para China reflotar el proyecto de hace unos años de construir un nuevo canal interoceánico en Nicaragua a través de los lagos Cocibolca y Xolotán interconectando el Atlántico con Corinto en el Pacifico desafiando a Panamá.

Estrecho del Bósforo y Dardanelos

Bosforo-Dardanelos es el estrecho que comunica el Mar Negro con el Egeo y su enlace con el Mediterráneo. Es Turquía quien maneja los intereses regionales del transporte y comercio según lo estipulado en el Tratado de Montreaux  y otorga los derechos de  navegación a los países ribereños y no ribereños. El Acuerdo de Montreaux fue firmado en 1936 por diez países donde Inglaterra transfirió a Turquía la soberanía de los Estrechos del Bósforo y Dardanelos, regula el tránsito de buques de guerra de otros estados a través de los mismos y la entrada de buques de la Nato. Turquía recupero el pleno control que había perdido en 1918.

El paso de buques de los estados no ribereños está restringido. En tiempos de paz los buques mercantes  se benefician de la completa libertad de tránsito sin importar el pabellón ni la carga que lleven. La vulnerabilidad de Rusia en esa región es notable al no tener salida a otros mares calientes y ser un país cuyos principales puertos permanecen bloqueados durante el invierno. Es el apostadero natural de la flota rusa que le permite el acceso al Mediterráneo y siempre fue su punto débil desde hace siglos.

Es la ruta de sus petroleros desde los terminales y puertos en el Mar Negro.El cierre o limitaciones de ese paso sería un grave problema para Rusia y Ucrania ambos importantes exportadores de cereales. Hoy, la guerra con Ucrania lo ha convertido en un lugar estratégico donde la disputa comercial y militar se profundiza cada día. La pertenencia de Turquía a la Nato le permite tener la llave de la región, y negociar en forma independiente con todos los bandos beligerantes. Tiene el ejército más importante del Medio Oriente. Una actitud no amistosa de algunos de sus vecinos puede animar a Turquía a recurrir a la Nato, o a re-configurar nuevas alianzas regionales.

El petróleo de Mosul y Kirkuk de Irak ya se transportan por un oleoducto hacia la terminal de Ceyham en el Mediterráneo. El Director de la AIE ha propuesto recientemente la construcción de un nuevo oleoducto capaz de transportar crudo iraquí de los yacimientos de Bashra a la terminal turca de Cehyan reduciendo la dependencia del Estrecho de Ormuz y garantizando un mejor suministro de crudo a la UE, independizando al crudo iraquí de ser exportado por el terminal de  Basora en el Golfo Pérsico. Este oleoducto acompañaría los proyectos de Turquía de ampliar la red de oleoductos desde Ceyhan a los yacimientos de Kirkuk creando nuevas rutas de transporte alternativas y corredores energéticos más seguros hacia la UE, reflotando el IMEC Corredor Económico India-Oriente Medio-Europa que contaba con el apoyo de los EEUU.

Los Estrechos Daneses

Los Estrechos Daneses y la salida por el Mar Báltico es la ruta de los crudos y minerales rusos desde Primosk al mercado europeo, cuya ruta hacia el Océano Atlántico pasa por el Canal de la Mancha que está bajo mirada inglesa. Este país podría limitar su navegación. Los países ribereños que conforman un bloque hegemónico bajo el paraguas de la OTAN, ya han implementado acciones de seguridad marítima a los cargueros rusos, siendo interceptados sistemáticamente, en especial los de la Flota Fantasma. Dentro del escenario de la actual guerra híbrida en Ucrania, se han producido los atentados que dejó sin operar los gasoductos North Stream I y II.

También han sufrido cortes los cables submarinos de fibra óptica que transportan millones de datos por el Báltico, siendo este junto al Mar Rojo los más atacados. En este complicado contexto internacional aparece Rusia como un jugador importante desde el Mar Negro, el Mar Báltico y  Kozmino en Asia. El aumento del precio del crudo a más de 100 U$S/bbl, muy lejos de los 60 y 70 US$/bbl del inicio de la guerra de los EEUU e Israel contra Irán, le permite a Rusia embolsar US$ 670 Mill adicionales por semana, aprovechando el parcial relajamiento de las sanciones al petróleo y al gas, impuesto por los EE.UU. “para evitar el colapso energético en la UE”. Cada dólar de más que se paga, por el petróleo y el gas, fertilizantes, minerales y bienes industriales es uno menos para las deterioradas economías europeas que están en recesión y no crecen y uno más para sostener la industria de guerra de Rusia. En los EE.UU. aumentan los combustibles y en Occidente con Japón les falta  petróleo, subproductos y GNL. El pánico bursátil con el aumento de precios invaden los mercados, a la prima geopolítica del petróleo se le suma la especulativa y el riesgo de cierre del Estrecho de Ormuz ha complicado la logística y el transporte a escala mundial. Rusia demuestra que es un jugador todo terreno en un mundo de mares que se cierran. Su inmenso y rico territorio le permite abrir rutas terrestres que ningún bloqueo puede detener, sin que las prohibiciones impuestas puedan condicionar sus exportaciones ante las necesidades energéticas que el mundo le impuso y que ahora, las están haciendo caer.

La Ruta del Artico

La Ruta del Ártico, ya está activa. La Ruta “China-Europe Artic Express” que une los puertos de Shanghai y Zhouzan en China con Rotterdam, Hamburgo y Gdansk en Europa reduce en más de un tercio el tiempo de navegación entre el Canal de Suez y Europa, empleando 18 en comparación a los 28-30 días y además permite bajar los costos  de transporte en un 30% respecto a la ruta por Suez y un 50% evitando el Cabo de Buena Esperanza colaborando en reducir las emisiones de carbono.

En el 2024 una naviera china navegó la helada ruta marítima del norte NSR (Ruta Marítima del Norte) que une el Mar de Barents y el Estrecho de Bering recorriendo 5.600 km de la costa rusa. Era transitable solo en verano con apoyo de remolcadores rusos. Estratégica vía para el comercio Ruso-Chino. El apresurado deshielo está transformando al Ártico en uno de los epicentros de la geopolítica mundial abriendo nuevas  vías marítimas y la accesibilidad a los recursos naturales. Las grandes potencias están interesadas en la explotación del petróleo, el gas, los depósitos minerales metálicos como el Níquel, Cobalto, Cobre y Tierras Raras y los recursos pesqueros. China ha mostrado interés en la navegación, para integrar esa nueva ruta marítima a la Ruta Polar de la Seda dentro de la  Belt and Road Iniciative.

Ha intensificado la cooperación económica y las inversiones en Finlandia, Noruega, Islandia y Groenlandia, invirtiendo en minería, infraestructura, comprando viejas instalaciones militares de los EE.UU. y construyendo una flota de rompehielos con propulsión nuclear desarrollando nuevas alianzas con países de la región. Noruega ha situado al Ártico como prioridad de su política exterior incluye operaciones militares en el norte, Rusia ya tiene una estrategia ártica con una presencia militar de hace décadas con fuerzas especializadas y múltiples bases militares y ve a esta ruta el centro de exportación de petróleo y minerales con los puertos de Murmansk, Tiksi y Peevec.

Los EEUU han aumentado fuertemente su intención de anexarse Groenlandia siendo esta región un territorio autónomo de Dinamarca. El interés norteamericano viene de larga data, ya fue expuesta por el Pte. Truman en 1946 cuando quiso comprar a Groenlandia por US$ 100 millones. Argumentaba que quien controle el Ártico “controlaría las principales rutas marítimas”. A la explotación de los minerales, el gas y petróleo el premio mayor serían las reservas de Tierras Raras, mercado que actualmente controla mundialmente China, pudiendo romper su monopolio en el futuro.

* Ex Gerente Comercio Exterior YPF, Ex Director Instituto del Gas y Petroleo-UBA, Profesor de Comercio Internacional de Petroleo IGPUBA

Bibliografía

Ho Jiu Xi-China Daily, Asuntos Exterior Chino. “El bloqueo y despliegue militar son peligrosos e irresponsables”, Guo Jiankun, “China Continental principio una sola China” LiShangy.” Geopolítica Polar, Conquista de un continente que no existe. Andrea Rodriguez, OrdenMundial EOM. “Global Strategy, Augusto Conte de los Rios, “La Convención de Montreaux y la Guerra de Ucrania”, New Mundo, Offaslan Ozendem, “Rusia y Ucrania, como la Convención de Montreaux freno el paso de buques de guerra por el Bosforo”, Nicolas Verini, “El Nuevo Canal de Panamá”, Petrotecnia, Columbia University, Mohamed al Shabani, “Arriesgada Diplomacia de Teheran”, Columbia University, Columbia SIPA, Amos Hochslein, “Hasta donde se dirige la Guerra”, Financial Time, april 2026. “DQ hablan/c Rodolfo”, varios podcast. Source Kpler” ESPO Export by destination Countries”. “Oil Price”, Natacha Katona.com. “De Ormuz a Malaca, los pasos marítimos como arma geopolitica, Kerstein Knipp. DW 11/05/2026

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

AES Argentina lanza Obligaciones Negociables por hasta US$ 50 millones 

AES Argentina anunció una nueva emisión de Obligaciones Negociables.

AES Argentina, uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con más de 30 años de operaciones en el país, anunció la emisión de Obligaciones Negociables por un valor nominal de hasta  US$ 30 millones, ampliable hasta los US$ 50 millones, con un plazo de 24 meses, amortización al vencimiento y tasa fija a definir. 

En concreto, el instrumento podrá licitarse mañana 4 de agosto entre las 10:00 y las 16:00 horas a través de diferentes agentes colocadores. Su liquidación, en tanto, está prevista para el 6 de agosto bajo la modalidad T+2. La organización y operación estará a cargo de Balanz Capital Valores.

Subsidiaria de The AES Corporation, AES Argentina cuenta con una capacidad instalada de 1.951 MW distribuida en activos tanto térmicos, como eólicos e hidroeléctricos. En suma, un 4,4% de la capacidad instalada total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) argentino.

AES: ¿Qué características tendrá la emisión de Obligaciones Negociables?

De acuerdo con lo informado desde AES Argentina, la emisión de Obligaciones Negociables cuenta con una calificación AA según el FixScr y se regirá por ley argentina. Además: 

  • ON: Serán denominadas, integradas y pagaderas en dólares MEP.
  • Plazo estipulado: 24 meses.
  • Tasa: Fija, a determinar mediante licitación con intereses pagaderos cada 6 meses.
  • Modalidad de Pago: Bullet -o amortización americana- con devolución íntegra del capital al vencimiento. 
  • Suscripción mínima: U$S 100.

Finalmente, AES Argentina informó que los fondos serán utilizados para realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos.

Actuarán como agentes colocadores: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A.

La nueva emisión de Obligaciones Negociables de AES Argentina se inscribe de forma directa en la tendencia actual del mercado de valores local en donde el sector energía lideró más de la mitad del financiamiento corporativo total del país.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Ley de Tierras: la posición de Neuquén sobre la extranjerización y qué definirá el voto de Julieta Corroza en el Senado

Rolando Figueroa y la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza.
Rolando Figueroa y la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza.

El gobierno nacional volvió a realizar cambios en el capítulo de Ley de Tierras que integra la ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada que tratará este jueves en el Senado en su cruzada por obtener los votos que le faltan, tras frenéticas negociaciones durante el fin de semana. Los gobernadores serán, nuevamente, una de las llaves para destrabar el quórum y los apoyos en la Cámara Alta, pero quedaron en medio de fuertes presiones de quienes se oponen a habilitar una extranjerización ilimitada de los territorios.

El de Neuquén, Rolando Figueroa, salió este lunes a marcar una diferencia al anunciar un proyecto de ley que limitará la venta de tierras fiscales de la provincia a personas humanas o jurídicas argentinas. Lo hizo como una señal, principalmente, hacia organizaciones campesinas y mapuches que se habían mostrado en alerta frente al debate que se está dando en el Congreso Nacional.

Pero la posición que adoptará en el recinto la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, todavía no está tomada y, según pudo saber EN/CLAVE, se mantendrá reservada hasta conocer la versión final del proyecto.

La jefa de bloque de La Libertad Avanza, Patricia Bullrich, ya anunció que brindará una conferencia de prensa el martes acompañada por los senadores Nadia Márquez y Agustín Coto, presidentes de las comisiones de Asuntos Constitucionales y Legislación General del Senado, para explicar «puntualmente» la ley de Tierras.

Esta sería la versión 16 del dictamen que, a diferencia del último que se había difundido, volvería a imponer un límite para la extranjerización, aunque más elevado que el actual: pasaría del 15% al 25%, pero persisten dudas sobre si incluirá una distinción en cuanto a la distribución por departamentos.

El voto de Julieta Corroza

La posición del gobierno de Rolando Figueroa fue, desde el inicio, conservar el porcentaje límite sobre la superficie habilitada para vender a compradores extranjeros.

Como había contado EN/CLAVE, era uno de los puntos del dictamen del oficialismo sobre los que Corroza había pedido modificaciones y que no habían sido aceptados, a diferencia de lo que sí ocurrió con el pedido para mantener las restricciones sobre el uso de tierras afectadas por incendios forestales y el de quitar el capítulo que eliminaba el programa nacional de regularización de tierras en barrios de emergencia del Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap).

La senadora sostuvo su reclamo en una reunión que hubi este fin de semana, de forma virtual, con Patricia Bullrich y el resto de los jefes de bloque y también habría sumado un pedido para que se delegue en las provincias la reglamentación respecto sobre la posibilidad de venta de tierras a manos extranjeras.

Figueroa y Corroza se vieron este lunes en Plottier, durante la inauguración de la primera de las diez nuevas escuelas técnicas que está construyendo la provincia. Pero, según afirmaron fuentes con acceso a ambos, no salió de ahí una decisión. «Rolo le dijo que esté tranquila y que, cuando el dictamen esté definido, se toma una decisión», plantearon.

Es cierto que también hay cierta molestia en la gestión con el gobierno nacional porque, en paralelo a la insistencia de La Libertad Avanza para que La Neuquinidad aporte su voto el jueves, persisten las críticas del senador Pablo Cervi sobre la administración de Figueroa.

El fin de semana difundió una opinión titulada «¿Estamos invirtiendo bien la renta petrolera de los neuquinos?» en la que criticó el uso de las regalías en la paritaria estatal y el aumento de la planta de empleados públicos.

Con el mismo legislador libertario se mantiene abierta una disputa por la secretaría de la comisión de Energía: el lugar todavía es reclamado por Corroza, quien tendría el aval del titular, el catamarqueño Flavio Fama, para asumir cuando se conforme el cuerpo, pero.

Extranjerización en Neuquén

Según los datos actualizados por Nación al 2025, Neuquén tiene un porcentaje de extranjerización del 5,5%, muy por debajo del límite actual del 15%. Sin embargo, si se analiza ese indicador por departamento, aparece Lácar, en el sur del territorio, con un 54,17%. El dato se ubica tercero a nivel país, solo detrás de General Lamadrid en La Rioja (56,7%) y San Carlos (59,82%) en Salta.

Son más de 257.000 hectáreas dentro del departamento que tiene como principales ciudades a Junín de los Andes y San Martín de los Andes, que convive con tierras pertenecientes a Parques Nacionales y donde, prácticamente, no hay tierras fiscales.

El último mapa actualizado de la situación dominial de la provincia marca que la mayoría de las tierras fiscales que tiene Neuquén están en los departamentos del norte, Minas, Chos Malal y Pehuenches, y en algunas regiones del centro.

Muchas de esas tierras rurales son utilizadas para los caminos de trashumancia que recorren los crianceros en cada temporada y por eso el gobierno de Figueroa presentó este lunes un proyecto en la Legislatura de la provincia que fija una suerte de «blindaje» para su venta.

El fin de semana, la senadora Julieta Corroza se había reunido con referentes de organizaciones campesinas y de comunidades mapuches que le habían planteado su preocupación frente a la posibilidad de que la ley nacional habilite la venta a extranjeros de esas tierras de veranada e invernada.

El texto ingresado por el gobierno modifica la ley de Tierras Fiscales de Neuquén y establece que la provincia «promoverá el cumplimiento de la función social de la tierra fiscal, mediante su arrendamiento y enajenación en forma progresiva y orgánica a favor de los auténticos trabajadores del campo». Pero, principalmente, indica que «solo podrán adjudicarse tierras fiscales en venta o en arrendamiento a personas humanas o jurídicas argentinas».

«La tierra de la provincia de Neuquén será para argentinos», buscó diferenciar Figueroa.

, Andrea Durán

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Vaca Muerta acelera y la infraestructura corre para alcanzarla

La última semana de julio de 2026 dejó una serie de definiciones que confirman un cambio de época para la industria energética argentina. El crecimiento de Vaca Muerta corrió los límites en materia de perforación, en la capacidad de transportar, procesar y exportar. La señal dominante es que el crecimiento del petróleo de Vaca Muerta ya exige respuestas simultáneas. En gas, el foco inmediato continúa siendo el equilibrio invernal y el precio entregado al sistema eléctrico. El 2026 se perfila como el año en que la infraestructura se convierte en el principal cuello de botella —y en la principal oportunidad— de la industria energética argentina.

Argentina LNG

La convocatoria a audiencia pública para la planta de separación de gas en Plaza Huincul constituye el avance más relevante de la semana en el frente gasífero.
La planta es una pieza crítica dentro del megaproyecto Argentina LNG, que busca monetizar el gas de Vaca Muerta mediante exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL).
La audiencia se realizará el 10 de septiembre a las 11:00 en el hotel Antú Malal, sobre la intersección de la Ruta Nacional 22 y la Ruta Provincial 17. Allí se expondrá el estudio de impacto ambiental asociado a la construcción de la planta, una instancia que acerca el proyecto a una etapa más ejecutiva y reduce uno de los cuellos de botella del desarrollo gasífero.
El proyecto, liderado por YPF, contempla una inversión de US$25.000 millones y avanza en paralelo en otros frentes: recientemente se adjudicó la licitación de ductos dedicados por unos US$3.000 millones, y se acordó la firma de Cartas de Intención con productores como Chevron, Shell, Tecpetrol, Pampa y Vista.
La señal dominante es que el foco del sector ya no es descubrir recursos, sino construir infraestructura.

Oldelval
amplía capacidad

La noticia operativa más importante de la semana fue la decisión de Oldelval de repotenciar sus estaciones de bombeo para incorporar hasta 200.000 barriles diarios adicionales al sistema. La inversión demandará US$25 millones y busca sostener el crecimiento de Vaca Muerta hasta la entrada en operación plena de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
El sistema alcanzará en agosto el 100% de la capacidad ampliada inaugurada en marzo de 2025, un techo operativo que amenazaba con frenar la producción.
La intervención de Oldelval funciona como un puente, pero no reemplaza a VMOS, que sigue siendo la obra estructural necesaria para la evacuación de crudo.
La medida impacta directamente a YPF, Vista, PAE, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y demás productores de crudo neuquino. La capacidad adicional elevará el transporte desde Vaca Muerta hasta unos 730.000 barriles día, aunque el margen sigue siendo ajustado.

RIGI de US$5.800
millones para
Bandurria Norte

El 21 de julio, Vista Energy solicitó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar el bloque Bandurria Norte, un activo de 26.500 acres que controla en su totalidad. El proyecto contempla perforar y completar 332 pozos nuevos para alcanzar una producción aproximada de 50.000 barriles equivalentes por día, un volumen equivalente a casi un tercio de lo que hoy produce toda la compañía en el país.La inversión de US$5.800 millones representa una apuesta de escala por el shale oil y muestra que Vista busca convertir sus adquisiciones recientes en crecimiento productivo de largo plazo. El volumen comprometido incrementará la necesidad de infraestructura compartida —oleoductos, plantas, almacenamiento y servicios— y reforzará la competencia por equipos, arena, personal y capacidad de fractura.

Mediante la Resolución 166/2026, publicada el 22 de julio en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía aprobó un nuevo procedimiento para exportar hidrocarburos líquidos y derivados y creó un Registro Único de Operaciones.
El esquema reemplaza normas dispersas —algunas con más de treinta años— y elimina o simplifica pasos vinculados con la oferta previa en el mercado interno. La medida es probablemente la noticia regulatoria más importante de la semana.
Reduce la fricción administrativa y mejora la previsibilidad para productores, refinadores, traders y operadores de terminales.
Argentina está adaptando el marco regulatorio a un mercado con excedentes estructurales de crudo, en lugar de uno diseñado para proteger el abastecimiento ante la escasez. Resta esperar cómo funcionará en la práctica la garantía de abastecimiento interno y qué margen conservará el Gobierno para intervenir frente a faltantes o diferencias de precios.

Gas para generación: US$4,75/MMBtu en agosto

Una subasta solicitada por CAMMESA al Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) adjudicó alrededor de 27,9 millones de m³ diarios de gas interrumpible para centrales eléctricas durante la primera quincena de agosto.
El precio promedio ponderado en el Gran Buenos Aires fue de US$4,75 por MMBtu.
El dato ofrece una referencia concreta del valor marginal del gas en invierno y de la interacción entre productores de Vaca Muerta, comercializadores y generación térmica.
Aunque no tiene la escala estratégica de VMOS o de un gran proyecto RIGI, permite evaluar netbacks, transporte, sustitución de importaciones y disponibilidad del sistema durante el tramo final del invierno.

El ENReGE busca nuevo presidente
tras una renuncia sorpresiva

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, convocó a un Concurso Abierto de Antecedentes para designar al nuevo Presidente del Directorio del Ente Nacional Regulador Del Gas y La Electricidad (ENRGE), tras la intempestiva renuncia de Néstor Lamboglia.
Su vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo del organismo.
Mediante la Resolución 185/2026, se aprobaron los requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes.
Los postulantes tendrán diez días hábiles administrativos para presentar sus antecedentes.
Un Comité de Selección analizará las postulaciones, realizará entrevistas y elevará una propuesta de ternas a la Secretaría, que luego elevará al Ministro de Economía y al Poder Ejecutivo.
El ENRGE fue creado en julio de 2025 en el marco de la Ley de Bases, con el objetivo de unificar las funciones de los anteriores reguladores del gas y la electricidad. La selección de su presidente es clave para definir el rumbo regulatorio de los próximos años.

Vaca Muerta, consolidada

Más allá de las noticias puntuales, uno de los temas centrales de la semana fue la consolidación de Vaca Muerta como el principal motor de crecimiento de la economía argentina.
En mayo, Argentina batió su récord mensual de producción de petróleo, con Vaca Muerta representando el 69% de los volúmenes.
El petróleo crudo fue el producto más exportado de junio, con US$918 millones, superando a la agroindustria.
El desafío, advierten los analistas, pasa por transformar ese crecimiento en desarrollo más amplio y sostenerlo con infraestructura.
La semana dejó claro que el sector ya está dando respuestas en tres frentes simultáneos: más capacidad de transporte, inversiones masivas en nuevos desarrollos y reglas diseñadas para una industria exportadora.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

PUMA Pris suma nueva promoción junto a Mercado Pago

Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, continúa fortaleciendo su propuesta de valor con el lanzamiento de una nueva promoción en alianza con Mercado Pago, que se suma a los beneficios ya vigentes para sus clientes.
 
La nueva iniciativa comenzó el 01/08 y está dirigida a los nuevos clientes de Puma Pris: quienes realicen su primera transacción y paguen con Dinero en Cuenta de Mercado Pago, los sábados y domingos, recibirán un 10 % de reintegro y 150 Puntos Pris de regalo.

Esta nueva propuesta se suma a un esquema de beneficios que Puma Pris viene consolidando durante el año:
 
⦁ Miércoles Puma Pris: 10 % de descuento en la compra de Super, Premium e Ion Diesel pagando con la app en estaciones adheridas, con un tope de reintegro de hasta 50 litros por miércoles.

⦁ Bienvenida nuevos usuarios: quienes descarguen y se registren en la app Puma Pris y realicen su primera carga reciben 300 Puntos Pris de bienvenida, equivalentes a un voucher de $ 6.000 para su siguiente carga. Aplica en Súper con Cleantec, Premium con Cleantec Pro e Ion Diesel, y es acumulable con el descuento de los miércoles. Válida hasta el 31 de agosto de 2026.

⦁ Alianza con Personal Pay: 10 % de reintegro todos los sábados para quienes paguen sus cargas de combustibles Super, Premium e Ion Diesel desde la app Puma Pris con la tarjeta prepaga Personal Pay adherida como medio de pago. El beneficio tiene un tope de $ 4.000 por transacción, hasta dos operaciones por mes por usuario. La acreditación se realiza en la cuenta/billetera Personal Pay dentro de las 48 horas hábiles posteriores a la transacción. Válida hasta el 27 de agosto de 2026.

⦁ Visa AL2: beneficio exclusivo todos los días pagando con Tarjeta de Crédito Visa AL2 adherida como medio de pago en la app, con hasta 10 % de descuento según producto (Diesel, Ion Diesel, Super y Premium), no acumulable con otras promociones. Válido hasta el 31 de diciembre de 2026.
 
Además, los socios de Puma Pris suman puntos para canjear por descuentos que van desde los $ 3.000 hasta los $ 30.000.
 
Con estas iniciativas, Puma Pris consolida un esquema de beneficios sostenido a lo largo de la semana, combinando descuentos directos, acumulación de puntos canjeables y alianzas con actores clave del ecosistema de pagos y medios de pago digitales, reforzando su posicionamiento como una herramienta concreta de ahorro y fidelización para los consumidores argentinos.
 
Sobre Puma Energy

Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3.000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.

www.pumaenergyarg.com.ar

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Vaca Muerta: los detalles del proyecto de Compañía Mega para ampliar la producción de líquidos de gas natural

La compañía acaba de inaugurar las obras de ampliación en la planta de Bahía Blanca y ahora busca completar el proyecto con mayor capacidad de transporte desde Neuquén.

Compañía Mega encara una nueva ampliación en su infraestructura para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta, tras obtener el aval del Comité Evaluador para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa, presentada en marzo, contempla un desembolso estimado de US$ 360 millones que permitirá incrementar un 27% su capacidad de producción de líquidos del gas natural (NGLs).

El proyecto resulta clave para la dinámica de la producción no convencional. La compañía, cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), opera desde el año 2001 mediante la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos.

Al procesar actualmente cerca del 40% del fluido que se extrae en la Cuenca Neuquina, la firma actúa como un habilitador para los desarrollos en Vaca Muerta, ya que la mayor capacidad de separación en origen y el aumento en el transporte permiten destrabar el procesamiento del gas asociado.

En términos operativos, las obras en marcha permitirán incorporar aproximadamente 1.500 toneladas diarias adicionales de NGLs, equivalentes a una producción incremental anual superior a las 500.000 toneladas. Esta escala reforzará la balanza comercial energética, dado que la iniciativa tendrá un perfil marcadamente exportador.

Se estima que cerca del 80% del volumen adicional se destinará a los mercados internacionales a través de envíos de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante se volcará al mercado interno, fundamentalmente para asegurar el suministro de etano requerido por la industria petroquímica argentina.

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega. Foto: Dan Damelio.

«Esta aprobación constituye un paso estratégico para el desarrollo de infraestructura esencial para el crecimiento energético del país. Nos permite ampliar capacidades críticas para el procesamiento de líquidos asociados al gas natural (NGLs), acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y fortalecer la contribución a la generación de divisas, el abastecimiento energético y el desarrollo industrial», afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.

El plan de obras se extiende hasta 2028

El plan de obras contempla un cronograma de ejecución progresivo que se extenderá hasta fines de 2028 e intervendrá instalaciones clave a lo largo de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, fortaleciendo el sistema integrado que une la cuenca con el nodo portuario de Bahía Blanca a través de un poliducto de 600 kilómetros.

En el extremo inicial de la cadena, en Loma La Lata, provincia de Neuquén, se realizarán ampliaciones y adecuaciones enfocadas en el Slug Catcher, tareas de debottlenecking para eliminar cuellos de botella operativos, la incorporación de un nuevo turbocompresor y la instalación de un nuevo recipiente a presión de NGLs.

En el tramo de transporte se levantarán dos nuevas estaciones de bombeo ubicadas en General Roca (PS3), Río Negro, y La Adela (PS4), La Pampa. Finalmente, en la planta fraccionadora ubicada en el complejo de Bahía Blanca, se sumará infraestructura de almacenamiento para los líquidos, adecuaciones en las redes eléctricas y mejoras clave en los sistemas de vapor y condensado.

Durante su desarrollo, la etapa de construcción generará picos de empleo de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos vinculados a tareas de ingeniería, fabricación de equipos, logística, supervisión y servicios especializados.

A su vez, el proyecto prevé una participación de proveedores locales en las obras civiles, los montajes electromecánicos y los servicios industriales, consolidando el plan integral de expansión que la empresa lleva adelante para acompañar el volumen incremental de la producción nacional.

, Ignacio Ortiz

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Nuevos precios para los biocombustibles

La Secretaría de Energía fijó, a través de la Resolución 188/2026, en PESOS DOS MILLONES UN MIL SESENTA Y TRES ($ 2.001.063) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de agosto de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Asimismo, y mediante la Resolución 189/2026, Energía fijó en PESOS UN MIL SESENTA Y UNO CON OCHOCIENTOS SETENTA Y OCHO MILÉSIMAS ($ 1.061,878) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640.

También fijó en PESOS NOVECIENTOS SETENTA Y TRES CON DOSCIENTOS CUARENTA Y CUATRO MILÉSIMAS ($ 973,244) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.

Estos precios para el bioetanol regirán para las operaciones a llevarse a cabo durante agosto y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

PCR amplió el PE Mataco–San Jorge en PBA . Totaliza 276,6 MW

Con una inversión de U$S 55 millones, PCR puso en marcha la ampliación del Parque Eólico Mataco–San Jorge, ubicado en el partido de Tornquist, provincia de Buenos Aires. El proyecto incorporó seis nuevos aerogeneradores Vestas de 6,2 MW de potencia unitaria, que adicionan 37,2 MW al parque. De esta manera, Mataco–San Jorge alcanzó 276,6 MW de potencia, consolidándose como el complejo eólico de mayor capacidad instalada de la provincia de Buenos Aires.

La nueva etapa del proyecto obtuvo la habilitación comercial de CAMMESA para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), por lo que los nuevos aerogeneradores ya se encuentran inyectando energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), incrementando la capacidad de generación renovable del complejo.

Con esta ampliación, el Parque Eólico Mataco–San Jorge incrementa su aporte a la transición energética del país: genera energía renovable suficiente para abastecer el consumo de más de 340.000 hogares y evita la emisión de cerca de 480.000 toneladas de CO₂ por año.

El Director de Energías Renovables de PCR, Ariel Costanzo, afirmó que “La incorporación de esta nueva capacidad refleja el compromiso sostenido de la empresa con el desarrollo de las energías renovables y con las inversiones de largo plazo que acompañan la transición energética del país”.

PCR opera actualmente cuatro complejos eólicos con una capacidad instalada total de 582 MW, entre los que se encuentra el primer parque híbrido (eólico-solar) de la Argentina. Asimismo, la compañía avanza en la construcción del Parque Eólico Olavarría en alianza con ArcelorMittal Acindar, que ampliará su capacidad de generación renovable en 185,6 MW.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Pampa Energía invertirá USD 2.700 millones en planta de urea

El anuncio realizado en Casa Rosada por el presidente Javier Milei marcó un hito para la industria energética y agroindustrial argentina. El proyecto de Pampa Energía, aprobado por el Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), contempla una inversión de USD 2.700 millones destinada a construir la mayor planta de urea de Latinoamérica y una de las más grandes del mundo.

Capacidad de producción proyectada alcanza los 2,1 millones de toneladas anuales de urea, insumo clave para la agroindustria. Este volumen permitirá sustituir importaciones, reducir costos para el sector agrícola y fortalecer la balanza comercial del país. Durante la etapa de construcción se crearán más de 3.500 empleos directos e indirectos, mientras que en operación la planta dará trabajo a unas 300 personas, consolidando un impacto social y económico de gran escala.

Autoridades nacionales acompañaron el anuncio, reforzando el carácter estratégico del proyecto. Estuvieron presentes la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei; el jefe de Gabinete, Diego Santilli; el ministro de Economía, Luis Caputo; el secretario de Energía y Minería, Daniel González; la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti; y los directivos de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, Gustavo Mariani y Nicolás Mindlin. La presencia de funcionarios y empresarios subrayó la articulación público-privada como motor de desarrollo.

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Impacto regional se proyecta más allá de la frontera argentina. La planta no solo abastecerá al mercado interno, sino que también posicionará al país como referente regional en la producción de fertilizantes, un insumo estratégico para la seguridad alimentaria y la competitividad agrícola.

En un contexto global de creciente demanda de alimentos, la capacidad de producir urea a gran escala otorga a la Argentina una ventaja competitiva en el mercado internacional.

Marco regulatorio del RIGI se consolida como herramienta para atraer inversiones de gran escala. La estabilidad jurídica y fiscal que ofrece el régimen, sumada a la previsibilidad de largo plazo, resultan claves para proyectos de esta magnitud.

La iniciativa de Pampa Energía se integra a la estrategia nacional de diversificación productiva, generación de divisas y fortalecimiento de la infraestructura industrial.

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Vaca Muerta impulsa negocios digitales y energéticos

El gas de venteo de Vaca Muerta dejó de ser un pasivo ambiental para transformarse en energía que alimenta centros de datos y proyectos de Inteligencia Artificial. Este modelo de Cómputo Verde convierte el residuo en electricidad off‑grid, evitando saturar la red y reduciendo costos.

Según BigSur Energy, la Argentina puede posicionarse como proveedor global de capacidad de cómputo gracias a esta ventaja competitiva.

La técnica consiste en instalar usinas modulares y contenedores con servidores junto a los pozos, capturando el gas que antes se quemaba. El esquema nació en la minería de Bitcoin, con experiencias de YPF Luz y Tecpetrol, pero hoy se expande hacia la IA. Con más de 308 TCF de reservas de gas no convencional, Vaca Muerta ofrece un horizonte inmenso para monetizar energía digital.

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El modelo financiero se apoya en alianzas: las petroleras financian las usinas y las tecnológicas aportan módulos, software y operación, con un esquema de revenue share 80/20. Reformas regulatorias de 2025 habilitaron contratos bilaterales en dólares, mientras alianzas internacionales introdujeron software de autotuning para soportar las exigencias térmicas de la Patagonia.

La lectura técnica confirma que la convergencia entre recursos no convencionales, capacidad informática y talento local ubica a la Argentina en el centro del mapa global del procesamiento de datos. BigSur Energy proyecta un IPO en Wall Street en 2028, consolidando a Vaca Muerta como motor energético y digital más allá del petróleo.

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El salto productivo de Vaca Muerta pone al tren a Añelo en el centro de la agenda

La expansión de Vaca Muerta volvió a instalar el debate sobre la infraestructura logística necesaria para acompañar el crecimiento de la producción de hidrocarburos. En este contexto, la Unión Industrial Argentina (UIA) pidió acelerar la recuperación del sistema ferroviario de cargas y ubicó al corredor Bahía Blanca–Añelo entre las obras prioritarias para sostener el ritmo de inversiones en la Cuenca Neuquina.

El planteo se apoya en datos oficiales de la Secretaría de Energía, que muestran que Vaca Muerta explica entre 60% y 70% de la producción nacional de hidrocarburos. Para la UIA, este salto productivo exige una red de transporte más eficiente que reduzca la dependencia del camión, baje costos logísticos y permita movilizar grandes volúmenes de arena para fractura, caños, equipos y materiales críticos para el shale.

El proyecto central es el desvío ferroviario hacia Añelo, una obra de aproximadamente 83 kilómetros que conectaría la red existente con el principal nodo operativo de la industria no convencional.

La iniciativa forma parte del corredor Norpatagónico, que contempla intervenir 665 kilómetros de vías entre Bahía Blanca y la región neuquina, incluyendo renovación de tramos, modernización de infraestructura y construcción del acceso específico a Añelo.

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Las estimaciones del sector privado, citadas por la UIA y documentos técnicos de ADIFSE, calculan una inversión cercana a USD 800 millones. Una vez finalizada, la capacidad de transporte podría multiplicarse varias veces: de las actuales 700.000 toneladas anuales a un rango de 4 a 6 millones de toneladas por año, con formaciones de hasta 100 vagones y 25 toneladas por eje.

La lectura técnica confirma que este salto permitiría consolidar un esquema de logística multimodal donde el ferrocarril complemente al transporte por camión y reduzca la presión sobre rutas nacionales.

El debate sobre el tren a Añelo refleja un desafío estructural: la infraestructura logística avanza más lento que la producción de Vaca Muerta. Para la UIA, la falta de alternativas ferroviarias limita la competitividad de sectores orientados a la exportación y condiciona la capacidad de expansión del shale.

La lectura técnica integrada muestra que el corredor Norpatagónico es una pieza clave para transformar el crecimiento productivo en desarrollo económico sostenido.

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Mega invertirá USD 360 millones tras obtener la aprobación del RIGI

Compañía Mega obtuvo la aprobación oficial para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con un proyecto de USD 360 millones destinado a ampliar su capacidad de procesamiento de líquidos del gas natural (NGLs). La validación fue otorgada por el Comité Evaluador del RIGI, que aprobó el expediente presentado el 18 de marzo de 2026, enmarcado en el sector de petróleo y gas.

La lectura técnica confirma que la iniciativa busca acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta, que ya aporta entre 60% y 70% de la producción nacional de hidrocarburos según datos de la Secretaría de Energía.

La inversión permitirá incrementar en 27% la capacidad de producción de líquidos del gas natural, equivalente a 1.500 toneladas diarias adicionales y más de 500.000 toneladas anuales. Mega informó que el 80% de esa producción incremental se destinará a exportación —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% abastecerá el mercado interno, con foco en etano para la industria petroquímica.

La lectura técnica muestra que la ampliación refuerza la integración entre Vaca Muerta y el polo petroquímico de Bahía Blanca, clave para la generación de divisas y el abastecimiento industrial.

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El cronograma prevé obras hasta fines de 2028, con intervenciones en cuatro provincias. En Neuquén, se ampliará el complejo de Loma La Lata mediante la incorporación de un nuevo turbocompresor y mejoras operativas. En Río Negro y La Pampa, se construirán dos nuevas estaciones de bombeo en Roca y La Adela.

En Buenos Aires, la planta fraccionadora de Bahía Blanca sumará nuevas instalaciones de almacenamiento y adecuaciones en sus sistemas eléctricos y de vapor. Documentación técnica presentada al RIGI confirma que estas obras buscan aumentar la capacidad de transporte y fraccionamiento de NGLs dentro del sistema integrado que Mega opera entre la Cuenca Neuquina y el polo exportador.

Durante la etapa de construcción, el proyecto alcanzará picos de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos, vinculados a ingeniería, fabricación de equipos, logística, construcción y servicios especializados. La lectura técnica muestra que la ampliación también impulsa la participación de proveedores locales, fortaleciendo la cadena petroquímica y energética.

Mega procesa actualmente cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un sistema que conecta Vaca Muerta con Bahía Blanca.

Con esta ampliación, la empresa busca consolidar su capacidad de procesamiento, potenciar exportaciones y acompañar el crecimiento sostenido de la producción energética argentina. La aprobación del RIGI posiciona al proyecto como una de las inversiones industriales más relevantes del año dentro del sector petroquímico.

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Capex impulsa Vaca Muerta y pide bajar costos

El CEO de Capex, Adolfo Storni, afirmó que Vaca Muerta tiene niveles de productividad comparables con los principales desarrollos no convencionales de Estados Unidos, pero advirtió que la reducción de costos será clave para acelerar inversiones y sostener la competitividad.

En una entrevista en el ciclo In Talks With de la Cámara Argentino-Texana, el ejecutivo destacó que Argentina “tiene todo por hacerse” en petróleo y gas, con un horizonte de crecimiento más amplio que el de cuencas estadounidenses maduras.

Capex organiza su actividad en tres unidades de negocio: producción convencional de hidrocarburos, generación energética (térmica, eólica y solar) y desarrollo no convencional. Storni explicó que cada segmento cumple una función distinta: la generación aporta estabilidad de ingresos, el convencional genera volumen y flujo de caja, y el no convencional representa la principal plataforma de crecimiento futuro.

Actualmente la compañía desarrolla pozos en Agua del Cajón (Neuquén) y proyecta ampliar operaciones hacia Cinco Saltos Norte (Río Negro).

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El ejecutivo señaló que los costos de infraestructura, transporte, arena de fractura, abastecimiento de agua, impuestos y equipamiento encarecen la actividad. Estimó que la industria podría ahorrar hasta USD 3 millones por pozo si logra avanzar de manera coordinada sobre esas ineficiencias.

También remarcó que, a diferencia de Estados Unidos, en Argentina las operaciones dependen aún de diésel y gasoil, lo que incrementa los costos frente al uso de gas y electricidad en Texas.

Storni destacó que el sector resolvió varios cuellos de botella en financiamiento, equipos de fractura y transporte de petróleo, aunque persisten dificultades en perforación y logística de arena. Señaló que ya se analizan alternativas ferroviarias y nuevas rutas para mejorar el abastecimiento.

Además, subrayó que Argentina volvió a captar el interés de compañías, proveedores de servicios e inversores internacionales, con proyectos de transporte y licuefacción que comienzan a conseguir capitales.

La lectura técnica confirma que el negocio energético argentino atraviesa una etapa de dinamismo y ebullición inédita. Si se completan los ajustes pendientes, Vaca Muerta podría alcanzar condiciones similares o incluso superiores a Texas, consolidando su rol estratégico en el mercado global de hidrocarburos y gas natural licuado.

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Santa Fe pide a Nación frenar el impacto tarifario eléctrico sobre el sector productivo provincial

El gobierno de Santa Fe pidió al Gobierno Nacional revisar los fuertes aumentos en los costos de energía que reciben usuarios vinculados a la producción en la provincia debido a la aplicación de una resolución de la Secretaría de Energía de la Nación, “que golpea severamente a las industrias y grandes comercios santafesinos”, se indicó.

“Ante la preocupación generalizada y los reiterados reclamos de distintos sectores productivos, que alertaron al Ministerio de Desarrollo Productivo sobre incrementos de hasta el 500 % en las facturas de energía, el Gobierno de Santa Fe inició gestiones ante el Gobierno nacional para impulsar medidas que atenúen el impacto de esos aumentos”.

Desde la Empresa Provincial de la Energía (EPE) explicaron que la suba extraordinaria no responde a una decisión de la Provincia, sino a la aplicación de la Resolución 976/23 de la Secretaría de Energía de la Nación, implementada por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa).

La normativa incorpora nuevos conceptos tarifarios, denominados “Cargo Estabilizado Grandes Usuarios de Distribución (GUDIs)” y “Ajuste Complementario de Potencia GUDIs”, cuyo costo es trasladado a las distribuidoras para su cobro a los usuarios alcanzados.

El ministro de Desarrollo Productivo de Santa Fe, Gustavo Puccini, adelantó que en los próximos días mantendrá una audiencia con autoridades nacionales para plantear la situación y explorar alternativas que permitan amortiguar el impacto tarifario en un contexto de caída de la producción y retracción del consumo.

Alcance

El funcionario precisó que en Santa Fe el universo afectado alcanza a unas 340 industrias y cooperativas. “La preocupación está dada por el fuerte incremento de los costos operativos en un escenario de baja actividad económica. Estamos hablando de cuatro facturas consecutivas con aumentos crecientes que ponen en jaque a las industrias”, afirmó.

El Gobierno Provincial advirtió que los conceptos incorporados por la Resolución 976/23 registraron un incremento cercano al 500 % (491,9 %) en apenas un mes, al comparar las facturas correspondientes a abril y mayo de 2026. En algunos casos, los recargos adicionales superaron los 200 millones de pesos entre un período y otro.

En marzo -facturación recibida en mayo- el monto superó los 414 millones de pesos; en abril -factura de junio- ascendió a 1.271 millones; en mayo -factura de julio- trepó a 7.110 millones; mientras que para la factura de agosto se proyecta un total superior a los 14.300 millones de pesos. Según el Gobierno Provincial, este traslado lineal de costos elimina la previsibilidad financiera y deteriora la competitividad de las empresas santafesinas.

Desde la EPE remarcaron que Cammesa determina estos cargos y establece los montos que las distribuidoras -como EPE, EPEC o Enersa, entre otras de la Región Centro- deben incorporar en la facturación de los grandes usuarios. De este modo, el impacto se traslada como un cargo fijo o variable adicional dentro del cuadro tarifario correspondiente a industrias y grandes comercios.

Uno de los planteos que Puccini llevará a la Secretaría de Energía será que instruya a Cammesa para habilitar un mecanismo de diferimiento temporal de los saldos facturados durante los meses críticos -junio, julio y agosto-. La propuesta busca distribuir esos costos hacia los meses de primavera y verano, cuando los cargos previstos por la Resolución 976/23 disminuyen significativamente, con el objetivo de suavizar el impacto sobre la estructura de costos de las empresas.

Zonas Frías

Por otra parte, Puccini adelantó que otro de los temas que volverá a plantear ante el Gobierno nacional y legisladores nacionales será la modificación del régimen de Zonas Frías. Según explicó, la iniciativa no solo afecta a los usuarios residenciales de la provincia, sino también a los sectores productivos.

Además, cuestionó un apartado del proyecto que prevé la condonación de deudas a las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur. “Consideramos que esa medida perjudica a los santafesinos, porque nuestra provincia mantiene las cuentas al día con Cammesa y, sin embargo, no recibe ningún beneficio. No es el camino condonar a quienes no cumplen y aumentarles los costos a quienes están al día”, sostuvo el ministro.

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Río Negro licita áreas maduras con inversión de 12 millones de dólares

El Gobierno de Río Negro lanzó la semana pasada el Concurso Público Nacional e Internacional para otorgar la concesión integrada de las áreas Puesto Flores–Estancia Vieja y Puesto Prado, con el objetivo de reactivar su producción.

La convocatoria establece una inversión mínima de USD 11.990.200 durante los primeros cinco años y busca impulsar la actividad hidrocarburífera convencional, reactivar áreas maduras y aprovechar mejor los recursos energéticos.

Mediante el Decreto 701/2026, el Gobierno Provincial declaró de interés público la iniciativa presentada por la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial S.A. (EDHIPSA), aprobó el Pliego de Bases y Condiciones y autorizó el llamado al concurso nacional e internacional.

El procedimiento contempla el otorgamiento de una única concesión de explotación para las áreas Puesto Flores–Estancia Vieja y Puesto Prado. La integración permitirá unificar la planificación, optimizar los recursos técnicos y económicos y avanzar en la recuperación gradual de la producción.

La decisión se enmarca en un rumbo energético que busca sostener la actividad en los yacimientos convencionales, incorporar nuevas inversiones, preservar las fuentes de trabajo y asegurar la continuidad operativa con criterios de seguridad y cuidado ambiental.

Inversión para reactivar pozos

El programa mínimo de trabajos estará concentrado durante los primeros cinco años de la concesión e incluirá la reactivación de pozos inactivos o de baja productividad mediante tareas de pulling y workover, además de nuevos punzados, repunzados y fracturas hidráulicas.

Estas intervenciones permitirán mejorar la recuperación de hidrocarburos, optimizar los proyectos existentes y maximizar el aprovechamiento de las reservas remanentes. El monto de inversión establecido podrá ser mejorado por las empresas interesadas durante el proceso competitivo.

La concesión integrada constituye una herramienta para dar previsibilidad a la operación de las áreas y generar las condiciones necesarias para recomponer sus niveles productivos. Río Negro avanza así con planificación y decisiones concretas para fortalecer una actividad estratégica para el desarrollo provincial.

La apertura de ofertas está prevista para el 4 de septiembre, a las 12, en la sede del organismo provincial en Cipolletti.

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Gobernadores destacaron la ampliación del gasoducto Cordillerano

“Estamos pensando en llevar gas al mundo, pero primero es importante llevar el gas a rionegrinos y neuquinos en cada uno de los rincones de nuestras provincias”, afirmó al gobernador Rolando Figueroa este viernes, al participar por videollamada de un acto realizado por su par Alberto Weretilneck en la ciudad rionegrina de Bariloche y al que también se sumó el mandatario de Chubut, Ignacio Torres.

Durante el anuncio de la obra de gas para 980 vecinos de esa localidad rionegrina, los mandatarios se refirieron al trabajo conjunto que realizaron para poder recuperar la capacidad del Gasoducto Cordillerano y ampliar el acceso al gas natural en la región cordillerana de las tres provincias.

El gobernador neuquino sostuvo que la decisión de fortalecer la infraestructura energética responde a una visión compartida entre las provincias patagónicas, que busca consolidar el desarrollo de la región sin perder de vista las necesidades de las comunidades locales.

Por su parte el gobernador de Río Negro remarcó que la ampliación del servicio fue posible gracias al trabajo conjunto entre las tres jurisdicciones junto con Camuzzi. Recordó que el financiamiento otorgado por el Banco Provincia del Neuquén y el Banco del Chubut permitió ejecutar las obras de repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico, luego de que el proyecto quedara paralizado.

“Si no hubiese sido por las tres provincias, que asumimos una obra que el Estado nacional dejó paralizada, hubiese sido imposible estar viviendo este momento”, afirmó el mandatario rionegrino, al señalar que las obras benefician tanto a Bariloche como a localidades neuquinas como Villa La Angostura, Junín de los Andes y San Martín de los Andes.

Por su parte, el gobernador de Chubut agradeció a todos los que hicieron posible la concreción de esta obra. Coincidió con Figueroa al decir que “estas son las obras que dignifican, que hacen la diferencia y el hecho político de habernos reunido tres provincias para poder financiar una obra más que importante, porque además de las plantas compresoras que se estaban oxidando en Rosario, también se conectó el gasoducto San Martín con el gasoducto Cordillerano y le pudimos dar factibilidad a más de 12.000 familias”.

Figueroa también destacó que la cooperación entre las provincias permitió avanzar en soluciones concretas para los vecinos y aseguró que el próximo desafío será continuar ampliando la infraestructura energética para garantizar un abastecimiento seguro y suficiente en toda la región cordillerana. “Estoy muy agradecido por este trabajo en conjunto que llevamos a cabo, defendiendo lo nuestro, eso es muy importante”, opinó.

“Defendemos nuestra gente, nuestra tierra y estoy convencido que de la mano de la obra desde Alicurá hasta Villa La Angostura vamos a lograr trabajar juntos para que llegue la energía como corresponde a los barilochenses también. Creo que es el gran trabajo que se nos viene ahora para poder lograr entre todos que la energía fluya para nuestra gente”, consideró al marcar el rumbo del próximo proyecto.

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Irán negó un acuerdo con EEUU para reabrir el estrecho de Ormuz y desmintió a Donald Trump

Las autoridades iraníes rechazaron este domingo las afirmaciones del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, sobre un supuesto pedido de Teherán para evitar nuevos ataques y negaron que exista un acuerdo para modificar las condiciones de circulación por el estrecho de Ormuz.

La agencia semioficial iraní Mehr calificó de “nueva mentira” la versión difundida por Trump, quien había anunciado la suspensión de ataques al sostener que se habían establecido los parámetros de un acuerdo. Según el medio, fuentes militares aseguraron que las Fuerzas Armadas iraníes se encuentran en máxima alerta y preparadas para responder ante cualquier escenario.

Otros medios iraníes también cuestionaron al mandatario estadounidense. El diario Kayhan sostuvo que Trump volvió a retroceder después de varios días de amenazas contra Irán, mientras que Mehr señaló que el presidente presentó su decisión de no atacar como una concesión.

La controversia también se trasladó al estrecho de Ormuz. Un informe difundido por el canal israelí Channel 12 indicó que Trump habría cancelado los ataques luego de que el canciller iraní, Abbas Araghchi, aceptara una propuesta para garantizar la apertura de la estratégica vía marítima.

De acuerdo con ese reporte, basado en fuentes diplomáticas, el supuesto entendimiento habría sido impulsado por Qatar y Estados Unidos y contemplaría que los barcos ingresaran al Golfo Pérsico por el sector iraní del estrecho y salieran por aguas de Omán. El gobierno omaní habría aceptado la propuesta a cambio de garantías sobre su cumplimiento por parte de la Guardia Revolucionaria iraní.

Sin embargo, la agencia Fars desmintió esa información. El medio citó a un integrante del equipo negociador de Irán, quien aseguró que el reporte israelí era falso y advirtió que el estrecho continuará cerrado mientras Estados Unidos mantenga lo que Teherán considera acciones hostiles.

El funcionario sostuvo además que los barcos que pretendan atravesar la zona deberán coordinar su paso con la Guardia Revolucionaria, una fuerza de línea dura que representa uno de los principales obstáculos para cualquier eventual acuerdo y cuya posición no siempre coincide con la de los sectores diplomáticos que participan de las negociaciones con Washington.

El estrecho de Ormuz permanece en el centro de la tensión regional por su importancia estratégica para el comercio energético mundial. Desde el inicio de la guerra, Irán mantiene restringido el tránsito marítimo y exige autorización y el pago de tasas a los buques que buscan atravesar esta ruta.

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Impacto en los surtidores: Energía autorizó subas de hasta 4% en los biocombustibles

La Secretaría de Energía aprobó un incremento de hasta 4% en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 188 y 189/2026 publicadas este lunes en el Boletín Oficial.

La medida se da tras la actualización parcial en el valor de los impuestos a los combustibles, por lo que este factor sumará mayor presión en los costos del sector, pudiendo trasladarse a los surtidores en las próximas semanas.

De esta manera, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil subió un 4%, quedando en $2.001.063 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante agosto y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar trepó 1,74% y se fijó en $1.061,878. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso una suba del 1,75%, ubicando el nuevo valor en $973,244.

El documento oficial precisó que el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Asimismo, aclaró que los nuevos precios fijados “son los valores mínimos a los cuales deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.

En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para modificar los precios “tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender en el contexto actual, fijando excepcionalmente precios que se ajusten a dicha necesidad”.

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Campaña en Chubut impulsa debate sobre pasivos ambientales y exige respuestas a YPF

En Chubut se lanzó una campaña destinada a abrir el debate sobre los pasivos ambientales que afectan a la provincia, con especial énfasis en Comodoro Rivadavia. La iniciativa busca informar de manera clara y accesible, generar conciencia y fomentar la participación ciudadana ante esta problemática ambiental, sanitaria y económica.

Como parte de la campaña, se instalaron afiches en diversos espacios públicos de Comodoro Rivadavia que contienen datos, preguntas frecuentes y referencias sobre las consecuencias de los pasivos ambientales. Además, durante la inauguración de la Feria Internacional del Libro local, se distribuyeron materiales informativos para incentivar a la comunidad a profundizar en el tema.

El eje central de esta propuesta es el sitio web pasivosambientales.info, que reúne información actualizada, explicaciones y contenido periodístico para comprender qué son estos pasivos, cómo se originan y por qué representan un desafío para la provincia. La plataforma también analiza el abandono de áreas petroleras tras la salida de YPF de la región, cuestiona el acuerdo firmado entre la gobernación y la empresa estatal, y denuncia la ausencia de planes efectivos de remediación ambiental.

Esta iniciativa busca poner en agenda una discusión de largo plazo y facilitar el acceso a información pública sobre un tema que habitualmente queda fuera del debate cotidiano, pese a su impacto directo en el territorio. La plataforma ofrece artículos sobre antecedentes históricos, el estado de pozos abandonados y las acciones en marcha para establecer responsabilidades y avanzar en la reparación ambiental.

Los contenidos de la campaña también se difunden a través de sus perfiles en redes sociales (@pasivosambientalesinfo), donde se comparten materiales audiovisuales y novedades vinculadas a los pasivos ambientales en Chubut, reforzando así la visibilidad y el compromiso ciudadano.

En paralelo, la Municipalidad de Comodoro Rivadavia emitió una carta abierta en la que anuncia que impulsará una demanda judicial contra YPF para que la Justicia verifique si la petrolera cumplió con la recomposición de los pasivos ambientales dentro del ejido urbano. El Municipio también remitirá los antecedentes a la Comisión Nacional de Valores (CNV), considerando que se trata de un asunto relevante para una empresa que cotiza en mercados de capitales y que tiene compromisos públicos en materia de sostenibilidad.

El documento municipal destaca que “durante más de un siglo, el nombre de YPF y el de Comodoro Rivadavia fueron prácticamente inseparables” y que la ciudad fue la cuna de la industria petrolera argentina. Sin embargo, señala que esta historia también dejó “una deuda pendiente con la comunidad”, en forma de pozos abandonados, instalaciones industriales obsoletas, ductos, suelos afectados y numerosos pasivos ambientales que aún no han sido resueltos.

En la carta se afirma que esta situación no es solo una afirmación retórica, sino que está respaldada por años de documentación, expedientes administrativos, auditorías ambientales, inspecciones oficiales y planes de remediación. El Municipio concluye con un mensaje claro dirigido a YPF y a la comunidad: “Comodoro Rivadavia no desconoce todo lo que YPF significó para su historia. Pero precisamente porque esa historia fue extraordinaria, la ciudad espera una respuesta igualmente extraordinaria.”

El texto finaliza con una reflexión que sintetiza la posición municipal: “Existe un principio que no admite negociación. El ambiente no pertenece a una generación. Pertenece también a quienes todavía no han nacido. Y ninguna sociedad puede construir un futuro sostenible mientras permanezcan sin resolver las consecuencias ambientales de su propio pasado.”

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Pampa Energía presentó un proyecto al RIGI para invertir 2.700 millones de dólares en una planta de urea

El presidente Javier Milei participó de la presentación del proyecto de Pampa Energía, aprobado por el Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), para la construcción de una nueva planta de producción de urea, junto al presidente de la compañía, Marcelo Mindlin, y funcionarios nacionales, en el Salón de la Ciencia Argentina de la Casa Rosada.

La inversión prevista asciende a 2.700 millones de dólares. Durante la etapa de construcción, el proyecto generará más de 3.500 puestos de trabajo entre directos e indirectos. Una vez en operación, la planta empleará alrededor de 300 personas y producirá 2,1 millones de toneladas anuales de urea.

También participaron de la reunión la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei; el jefe de Gabinete de Ministros, Diego Santilli; el ministro de Economía, Luis Caputo; el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti; el CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani; y el director ejecutivo de Pampa Energía, Nicolás Mindlin.

La inversión

Pampa Energía construirá una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial de Bahía Blanca, que hacia fines de 2029 producirá 2,1 millones de toneladas anuales de urea. Será el comienzo de un nuevo negocio para Pampa Energía y abrirá una nueva fuente de generación de divisas para el país, con un aporte estimado de alrededor de 1.000 millones de dólares anuales entre sustitución de importaciones y exportaciones. La producción tendrá como principal mercado de exportación a Brasil, que importa entre 7 y 8 millones de toneladas de urea por año. El proyecto ya fue presentado para su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que “Es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica. Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo. Permitirá generar divisas, conquistar nuevos mercados y conectar el gas de Vaca Muerta con uno de los sectores más importantes de la economía argentina, como es el campo”.

Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto impulsará una importante generación de empleo y desarrollo para Bahía Blanca y su región. Durante la etapa de construcción demandará más de 3.500 puestos directos en su pico de obra, además de miles de empleos indirectos asociados a la cadena de valor. Una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región. Asimismo, ofrecerá oportunidades de incorporación a colaboradores de la compañía de otras áreas que deseen sumarse a este nuevo proyecto.

El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE. Tecnimont, líder global en ingeniería y ejecución de grandes proyectos industriales, se enfocará en las actividades de ingeniería y procurement, mientras que SACDE estará a cargo de la construcción. MAIRE combina las capacidades de ingeniería de proyectos de clase mundial de Tecnimont con el portafolio tecnológico líder de Nextchem —al frente de la Business Unit STS de MAIRE— para desarrollar proyectos industriales de gran escala a nivel global. Tecnimont cuenta con una sólida trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.

La tecnología será provista por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon y KBR, dos de las compañías líderes a nivel mundial en tecnologías para plantas de fertilizantes.

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Cómo se trasladan por ruta los componentes de un parque eólico de 180 MW desde el Puerto de Bahía Blanca a Olavarría

Transporte de una pala por ruta. Foto: Noticias Olavarría.

Desde mayo y hasta diciembre se realiza un importante dispositivo de traslado de componentes eólicos por rutas de la Provincia de Buenos Aires: palas, bujes y nacelles son llevados desde el Puerto de Bahía Blanca hacia Olavarría, donde se construye un parque eólico de 29 aerogeneradores y 180 megawatts (MW).

Desde que comenzó el desarrollo de la industria eólica en el sur y centro bonaerense hace casi una década, los operativos de transporte de componentes importados desde el puerto bahiense hacia distintos puntos de desarrollo eólico (Tornquist, Coronel Rosales, Tandil u otros) son conocidos por quienes atraviesan la zona por la magnitud y espectacularidad de la carga. Componentes blancos por toneladas, palas de más de 70 metros. Dispositivos que circulan en formación con coches guía y acompañamiento policial.

Según se informó desde Vialidad Nacional a EconoJournal, estos dispositivos arrancan en torno a las 8 de la mañana, dado que los vehículos con este tipo de cargas no pueden circular de noche y deben hacerlo con luz solar. Cada traslado es avisado con anticipación por las empresas especializadas en cargas sobredimensionadas: para cada tramo debe haber un permiso.

Transporte de componentes eólicos desde Bahía Blanca hasta Olavarría. Foto: gentileza CSM.

Una de ellas, CSM, empresa encargada de transportar bujes, nacelles y trenes de potencia desde Bahía Blanca a Olavarría, dijo a EconoJournal que ya se completó el traslado de componentes correspondientes a 10 de los 29 aerogeneradores y que dicho trabajo terminará a fin de año. En simultáneo, CSM también transporta palas hacia el parque eólico Vientos Bonaerenses en Tornquist, donde se realiza una ampliación. Las torres, por otra parte, son transportadas desde fábrica en Florencio Varela.

Las palas para el parque de Olavarría son trasladadas por otra empresa de carga sobredimensionada, Coamtra.

El carretón que transporta nacelles, explicó CSM, tiene cinco ejes, cada uno con ocho ruedas, lo que le permite llevar más peso, y un carro compensador que ayuda a distribuirlo. Para no dañar las rutas, Vialidad Nacional le exige no sobrepasar los límites de peso por eje. Las nacelles, además, tienen un voladizo: sobresalen del carretón.

Debido a todas estas particularidades, cada dispositivo de traslado por ruta Bahía Blanca-Olavarría es acompañado por Vialidad Provincial (la ruta 51 es bonaerense), policía y un coche guía de la propia empresa, que va por delante con señalamiento y limita los sobrepasos de otros vehículos.

¿Recorrido? Para el parque eólico de Olavarría, los carretones van desde el Puerto de Ingeniero White en Bahía Blanca, por la Ruta Nacional 252 hasta el cruce con la Ruta Nacional 3 Sur, para tomar luego la Ruta Provincial 51.

Tres buques con palas y componentes

Tres buques con componentes eólicos para el de Olavarría y otros parques arribaron entre mayo y julio de 2026 al puerto bahiense: el Star Dalmatia (+1000 toneladas), el Star Nordkapp (+6000 toneladas) y el Star Louisiana (+6000 toneladas), según datos brindados a EconoJournal por el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca.

¿Peso por pala? Aproximadamente 22.800 kilogramos. 

Palas arribadas al Puerto de Bahía Blanca en el buque Star Dalmatia en mayo de 2026. Foto: ArgenPorts.

Proyecto eólico bajo RIGI en Olavarría

El Parque Eólico Olavarría es un desarrollo conjunto de PCR y Acindar Industria Argentina de Aceros S.A., del grupo ArcelorMittal, según confirmó la Corporación Financiera Internacional (IFC), del Grupo Banco Mundial, en un comunicado de marzo de este año, con un cierre de paquete de proyecto habilitado para iniciar construcción bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El proyecto contempla la instalación de 29 aerogeneradores Vestas y una inversión total estimada en 275 millones de dólares para 180 megawatts (MW) de potencia instalada. Acindar, por su parte, comprará la energía renovable generada para avanzar en la descarbonización de su producción industrial.

El financiamiento se completó con un ingreso de FinDev Canada, que confirmó un préstamo de 30 millones de dólares a GEAR PEO, la sociedad vinculada a GEAR I S.A., de la que participan PCR y ArcelorMittal Acindar, destinado tanto a la construcción del parque como a la ampliación de la infraestructura de transmisión entre Olavarría y Ezeiza.

PCR señaló en un comunicado que se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

, María Eugenia Rodríguez

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Energía Nuclear: una ventana de oportunidad para el despegue inversor

A nivel global, la energía nuclear se está reevaluando como una fuente de generación eléctrica que ofrece un suministro constante y libre de emisiones de carbono, complementando la intermitencia de las fuentes renovables. En este contexto, el gobierno argentino ha diseñado un plan para atraer inversión privada a su sector nuclear.

Argentina tiene una base sólida en este campo. Desde la creación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en 1950, el país ha desarrollado un ecosistema científico-industrial que incluye a la empresa de tecnología INVAP y a la operadora Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA).

Las tres centrales atómicas de nuestro país -Atucha I, Atucha II y Embalse- han aportado de forma consistentemente estable entre un 7% y un 8% de la energía eléctrica al Sistema Argentino de Interconexión.

El instrumento legal para este cambio es la Ley de Bases y Puntos de Partida (N° 27.742), que declara a NASA «sujeta a privatización», complementado por el Decreto 695/25 del Poder Ejecutivo Nacional y la Resolución 1751/25 del Ministerio de Economía de la Nación.

El esquema estipulado prevé la transferencia de hasta un 44% del paquete accionario de NASA al sector privado mediante un proceso de licitación pública, mientras el Estado Nacional conservará el 51% del capital social y los derechos de voto, asegurando el control en decisiones estratégicas.

Un camino de capitalizar los proyectos de infraestructura

El objetivo principal de esta capitalización es financiar proyectos de infraestructura considerados clave. En primer lugar, se busca asegurar los fondos para la obra de Extensión de Vida Útil de la Central Nuclear Atucha I, que ya cuenta con un grado de avance técnico superior al 50%.

En segundo lugar, se necesitan fondos para la ampliación del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II) en Atucha II. Para un inversor, esto representa la entrada a un negocio que provee aproximadamente el 7% de la energía eléctrica del país, con demanda garantizada y un flujo de caja regulado.

Esta estrategia implica también un cambio de rumbo respecto a la administración anterior. Se cancelaron los acuerdos con la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC) para la construcción de una cuarta central, lo que detuvo los megaproyectos con financiamiento estatal.

La nueva política abre la oportunidad a que consorcios privados, principalmente de origen occidental, presenten propuestas basadas en otras tecnologías, como los reactores de agua ligera y uranio enriquecido.

Este giro local se alinea con una tendencia internacional marcada. En Estados Unidos, por ejemplo, el sector experimenta una demanda masiva de electricidad proveniente de los centros de datos de Inteligencia Artificial, lo que ha llevado a empresas como Microsoft a firmar contratos históricos para reabrir centrales cerradas, como Three Mile Island.

En paralelo, China lidera la expansión global de forma absoluta, con 61 reactores comerciales en operación y 39 en construcción, estimando que para 2050 la energía nuclear represente el 22% de su mix energético.

Proyectos locales en pausa e interés externo

En nuestro país, mientras proyectos de diseño propio como el reactor CAREM 25 mantienen sus obras civiles en pausa, las nuevas perspectivas de expansión se estructuran bajo un novedoso paradigma amparado en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

El foco comercial ya ha comenzado a materializarse con propuestas de corporaciones norteamericanas, como Nano Nuclear Energy, para inyectar capital en firmas estratégicas locales como Dioxitek, con el claro objetivo de optimizar el procesamiento doméstico de uranio y proyectar al país como un exportador confiable hacia el mercado estadounidense.

En conclusión, el gobierno ha establecido un marco legal para permitir la entrada de capital privado en la operación de las centrales nucleares. El fin es utilizar esos fondos para modernizar y extender la vida útil de la infraestructura existente, reorientando a su vez la estrategia de expansión futura hacia proveedores tecnológicos occidentales y un esquema de financiamiento corporativo.

La ejecución de este plan dependerá ahora de la apertura del proceso de licitación y del interés que demuestren los inversores.

*Socio en Brons & Salas

, Sebastián Álvarez *

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Pymes del biodiésel proponen cambios en la asignación del corte del proyecto oficial de biocombustibles

La CEPREB propuso elevar la mezcla obligatoria al 12,5% en lugar del 10% planteado por el Poder Ejecutivo, pero con otra distribución de cuotas para no perjuicar a las pymes.

Las pymes regionales elaboradoras de biodiésel, agrupadas en la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), presentaron una propuesta alternativa al proyecto de ley oficial para fijar un esquema federal de reparto del corte obligatorio. La iniciativa busca elevar la mezcla y segmentar las cuotas entre productoras de menor escala, firmas no integradas y aceiteras exportadoras. Con este planteo, aseguran, se podrían resguardar las plantas de producción, y evitar la concentración del mercado sin oponerse al debate en el Congreso.

La entidad propuso elevar la mezcla obligatoria al 12,5% en lugar del 10% planteado por el Poder Ejecutivo, distribuyendo la cuota en un 5% para las 17 plantas pyme regionales, un 2,5% para las 8 compañías no integradas y el 5% restante para las grandes industrias aceiteras.

Tal como informó en EconoJournal, el avance de la ley de biocombustibles en el Senado reabrió la agenda legislativa del sector energético, por lo que las firmas de menor escala intentan consensuar modificaciones específicas en el texto antes de su eventual sanción.

El gobierno de Javier Milei pretende obtener la aprobación de un nuevo proyecto de ley que aumenta los cupos mínimos del biodiésel y bioetanol, desregula el mercado y establece un esquema basado en los precios de paridad de importación. Hay tres iniciativas diferentes que se debaten actualmente en comisiones, aunque la del oficialismo es la que cuenta con el aval para alcanzar el dictamen.

El planteo de la CEPREB apunta a resolver la asimetría de costos que enfrentan las unidades productivas del interior frente a los complejos integrados. Al abastecerse de materia prima a través de las mismas aceiteras con las que competirían en el mercado de combustibles, las pymes advierten que «una apertura del mercado sin cupos reservados y con la habilitación del coprocesamiento refinador desplazaría de forma inmediata a las plantas de menor escala«.

«La discusión no es contra nadie. Es a favor de que la ley respete la inversión de las pymes del interior del país y los puestos de trabajo que están en riesgo. El resultado de una buena ley lo define la escala, y ahí las plantas regionales pyme no tienen forma de competir con las plantas no integradas y con las aceiteras, que son las productoras de la materia prima: el aceite», señalaron en CEPREB.

La propuesta es un corte mayor y otra distribución

Actualmente, el segmento pyme cuenta con 25 instalaciones industriales ubicadas en Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos, La Pampa y San Luis, que aportan 900.000 toneladas anuales para cubrir el cupo vigente del 7,5%. Al ser plantas diseñadas para escalas de hasta 50.000 toneladas por año, la falta de una cuota segmentada pondría en riesgo la continuidad de 10.000 puestos de trabajo directos e indirectos en localidades donde constituyen los principales empleadores industriales.

Para fundamentar la necesidad de este esquema, el sector toma como referencia un mecanismo de segmentación ya presente en el borrador del Poder Ejecutivo, con el resguardo otorgado al bioetanol de caña de azúcar frente al bioetanol de maíz. Las empresas argumentan que la preservación de la actividad industrial del norte del país responde a un criterio socioeconómico y territorial que resulta igualmente aplicable al entramado del biodiésel.

Según proyecciones de la CEPREB, «la suba del corte al 12,5% generaría un incremento de la demanda equivalente a 600.000 toneladas anuales. Esta expansión permitiría incorporar la producción del complejo exportador santafesino mediante el crecimiento del volumen del mercado», y evitaría la quita de cuotas o la paralización del volumen que procesan las plantas del resto de las provincias.

Adicionalmente, las plantas regionales traccionan una red agroindustrial aguas arriba que involucra a cerca de 400 pymes extrusoras de aceite de soja. Este esquema permite agregar valor a la producción agrícola en origen y consolidar redes de proveedores en las provincias. Por eso, insisten en que «los porcentajes de corte no son una concesión discrecional, sino que se otorgan a quien acredita el cumplimiento de los requisitos de inversión previstos por la normativa, con independencia de la escala o la estructura societaria de cada empresa».

Con este planteo, las pymes buscan acordar una mesa de trabajo en las comisiones del Senado para incorporar el esquema de reparto en el dictamen final. «El sector no busca bloquear una nueva ley, sino que ésta se construya con previsibilidad. La Ley 27.640 estableció ese marco: a quien invirtiera bajo sus condiciones se le garantizaba un porcentaje de corte y un período de recupero», aseguran.

, Ignacio Ortiz

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CONCURSO PÚBLICO NACIONAL E INTERNACIONAL Nº 01/26 ÁREAS HIDROCARBURÍFERAS PROVINCIA DE RÍO NEGRO

OBJETO: Concurso Público Nacional e Internacional N° 01/26 con destino a la calificación y selección de empresas para la adjudicación de Concesiones de Explotación y eventual exploración complementaria con objetivo convencional de hidrocarburos aplicable sobre el bloque integrado por las áreas hidrocarburíferas “PUESTO FLORES – ESTANCIA VIEJA” y “PUESTO PRADO”, de conformidad con lo dispuesto por el art. Nº 124 de la Constitución Nacional y los arts. Nº 70 y 79 de la Constitución Provincial.

PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES: Podrá adquirirse en la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, calle Los Arrayanes y Los Sauces, ciudad de Cipolletti, CP 8324, Provincia de Río Negro (Teléfono: +540299-4782299), a partir del día 05/08/2026. El valor del mismo es de USD 5.000.

PAQUETES DE INFORMACIÓN TÉCNICA (sistematizada y digitalizada): Del Bloque PUESTO FLORES – ESTANCIA VIEJA / PUESTO PRADO USD 78.439.

FORMA DE PAGO: Depósito en la Cuenta Corriente N° 900003916 a la orden del Fondo Fiduciario para la Capacitación, Desarrollo y Fiscalización la Actividad Hidrocarburífera (FoFCaDeFHi), Banco Patagonia S.A.; Sucursal 2650; CBU 0340265000900003916006 (CUIT: 30-71552775-4).

PRESENTACIÓN DE OFERTAS: En la sede de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, los días hábiles hasta el 04/09/2026 a las 10 horas.

APERTURA DE OFERTAS: El día 04/09/2026, a las 12:00 horas, en la sede de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente de la Provincia de Río Negro.

GARANTÍA DE MANTENIMIENTO DE OFERTAS: Equivalente al 1% del Monto Total de la Oferta, de acuerdo con lo dispuesto en el punto 11.10 del Pliego de Bases y Condiciones.

CONSULTAS E INFORMES:

www.energia.rionegro.gov.ar;  licitacion@energia.rionegro.gov.ar ; teléfono: +54 0299 4782299 (interno 1014). –

, Redaccion EconoJournal

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MEGA obtuvo la aprobación de su proyecto de inversión bajo el RIGI

Compañía Mega S.A., empresa líder del segmento de midstream de líquidos del gas natural (NGLs) en la Argentina, informa que el Comité Evaluador aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de su proyecto de ampliación, consolidando una nueva etapa de crecimiento orientada a acompañar el desarrollo sostenido de Vaca Muerta y a fortalecer la infraestructura energética nacional.

El proyecto, presentado el 18 de marzo de 2026 a través del VPU Compañía Mega S.A. – Sucursal Dedicada, corresponde a la ampliación de un proyecto preexistente dentro del sector Petróleo y Gas, subsector procesamiento, fraccionamiento, compresión y licuefacción. La iniciativa contempla una inversión total estimada de aproximadamente USD 360 millones.

“Esta aprobación constituye un paso estratégico para continuar desarrollando infraestructura esencial para el crecimiento energético de la Argentina. Nos permite ampliar capacidades críticas para el procesamiento de líquidos asociados al gas natural (NGLs), acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y fortalecer nuestra contribución a la generación de divisas, el abastecimiento energético y el desarrollo industrial del país”, afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.

El cronograma de ejecución de las obras se extenderá hasta fines de 2028 y contempla hitos de avance progresivos entre 2026 y 2028. Las obras abarcarán instalaciones ubicadas en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, fortaleciendo toda la cadena de valor de procesamiento y transporte de líquidos asociados al gas natural.

En Loma La Lata, provincia de Neuquén, se realizarán ampliaciones y adecuaciones vinculadas al Slug Catcher, procesos de debottlenecking, la incorporación de un nuevo turbocompresor y un nuevo vessel de NGLs. Sobre el poliducto se construirán dos nuevas estaciones de bombeo en General Roca (PS3) y La Adela (PS4). En tanto, en la planta fraccionadora de Bahía Blanca se incorporará almacenamiento de NGLs, adecuaciones eléctricas y mejoras en el sistema de vapor y condensado.

La ampliación permitirá incorporar aproximadamente 1.500 toneladas diarias adicionales de NGLs, equivalentes a un incremento cercano al 27% de la capacidad actual de producción, generando una producción incremental anual estimada superior a 500.000 toneladas.

El perfil comercial de la iniciativa será marcadamente exportador. Se estima que aproximadamente el 80% de la producción incremental se destinará a los mercados internacionales, principalmente a través de exportaciones de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante abastecerá el mercado interno, fundamentalmente mediante el suministro de etano para la industria petroquímica argentina.

La ampliación de Compañía Mega consolida su rol de habilitador fundamental para el crecimiento de la producción de gas y petróleo de Vaca Muerta. El proyecto permitirá incrementar la capacidad de separación y procesamiento de líquidos en origen y la monetización del gas natural para las empresas productoras de hidrocarburos.

Con esta inversión, Compañía Mega refuerza su posición como uno de los actores centrales del sistema energético argentino. Actualmente la Compañía procesa cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera una infraestructura integrada que comprende separación, transporte, fraccionamiento y facilidades de almacenamiento y carga portuaria, conectando Vaca Muerta con el complejo petroquímico y exportador de Bahía Blanca.

Durante la etapa de construcción, el proyecto generará además un importante impacto económico y social, con picos estimados de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos vinculados a actividades de ingeniería, fabricación de equipos, logística, supervisión, construcción y servicios especializados. Asimismo, prevé una participación destacada de proveedores locales en obras civiles, montajes electromecánicos, transporte y servicios industriales y profesionales.

La aprobación del proyecto bajo el RIGI se integra al plan integral de expansión que Compañía Mega viene desarrollando para consolidar la capacidad de procesamiento de líquidos asociados al gas natural, potenciar las exportaciones argentinas y acompañar el crecimiento sostenido de la producción energética del país.

Acerca de Compañía Mega S.A.

Compañía Mega, es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGLs (líquidos del gas natural), entre ellos el etano, propano, butano y gasolina natural.

La compañía opera instalaciones estratégicas en Loma La Lata (Neuquén) y Bahía Blanca (Buenos Aires), conectadas a través de un poliducto de aproximadamente 600 kilómetros. Procesa cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina, es el principal exportador argentino de GLP y uno de los principales proveedores de etano para la industria petroquímica nacional.

Contacto de Prensa
Fabián Varela
Jefe de Relaciones Institucionales y Comunicaciones Externas
fabian.varela@ciamega.com
+54 9 11 3604-3817

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Super regalías, PIB y el drama de la calle

«Neuquén se está transformando en una provincia industrial». El gobernador Rolando Figueroa celebró de esa manera el proyecto de YPF para construir, a 25 kilómetros de Cutral Co y Plaza Huincul, la Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) que esta semana dio un paso clave: la convocatoria a una audiencia pública en septiembre para presentar el estudio de impacto ambiental a la comunidad de la comarca petrolera.

La gestión depositó buena parte de su capital político en el proyecto para exportar GNL a partir del gas de Vaca Muerta y necesita presentar avances concretos. Principalmente, porque el proyecto Argentina LNG aún no tiene cerrado el financiamiento internacional por 14.000 millones de dólares que, según Horacio Marín, podría ocurrir recién a fines del 2026. Si eso se concreta y si está previsto que la primera molécula salga por puerto rionegrino recién en 2030, todo lo que ocurra en el medio será administrar ansiedades.

«No va a empezar mañana», advirtió el intendente de Huincul, Claudio Larraza, aunque la expectativa para esa localidad es alta: la construcción de la mega planta promete demandar más de 4.500 trabajadores en su etapa intensiva y las pymes esperan tener un lugar en la cadena de valor del proyecto.

En el durante, la Provincia avanza con su plan «Neuquén en obras» con la aceleración de infraestructura, principalmente en rutas y escuelas, al que le aplicará un «booster» desde el segundo semestre con los ingresos recibidos por la colocación de deuda internacional.

Sin descuidar la pata electoral o apuntando a ello. Figueroa viajó el jueves a Villa Pehuenia, en el centro oeste de la provincia, para continuar con las reuniones de «informe de gestión» que ofrece a intendentes y público para entusiasmar con lo que está haciendo el gobierno.

Sortear la paritaria estatal

En paralelo, avanzó esta semana en la resolución de la paritaria estatal y quedó a un paso de cerrar las negociaciones salariales con los sindicatos hasta el año que viene. No fue gratuito, claro, porque demandó presentar una oferta que incrementará significativamente la partida de personal, que concentra el 70% el gasto corriente de la provincia.

ATE, el sindicato con mayor número de afiliados, aprobó la propuesta el viernes a la mañana por «amplísima mayoría».

«Listo, no hay nada más», afirmó una fuente de gobierno tras el cierre de la ronda de negociaciones. 

Los sindicatos llegaron a la mesa convencidos de ir a buscar una diferencia porque estaban al tanto del superlativo mes de regalías que había tenido Neuquén. Las de petróleo crecieron un 70% por efecto de la suba de precios del barril, pese al esfuerzo que hizo el Ejecutivo por guardarse el dato. A principios de mes, el informe de ejecución de recursos estuvo disponible en el sitio del ministerio de Economía, pero desapareció de la web cuando se abrió la paritaria.

Una alta fuente de la cartera prometió que se retomará la publicación esta semana. En el gobierno consideran que junio fue un mes «extraordinario» y que los gremios lo extrapolaron como si se tratara de una regularidad, al reclamar que se vuelque parte de esas súper regalías a recomponer los salarios. Si bien la guerra en Medio Oriente sigue, no esperan que julio arroje un resultado similar a este.

Muerte en un cajero

Neuquén, que según los datos difundidos esta semana por Fundar, ya asemeja su PIB per cápita al de Estados Unidos, con 77.608 dólares por habitante, navega a diario en esa contradicción entre cifras récord, anuncios millonarios y las urgencias cotidianas.

El martes a la madrugada, un hombre de 40 años en situación de calle murió adentro de un cajero automático en el centro de la capital. Acudía regularmente al desayunador de la Catedral, los fieles lo conocían como Carlitos, y padecía consumos problemáticos. La secretaria de Emergencias de la provincia, Luciana Ortiz Luna, dijo que lo habían asistido en otras ocasiones e incluso lo habían invitado al parador que montó el gobierno para dar refugio a las personas que no tienen dónde dormir en invierno.

El obispo Fernando Croxatto alertó que hay un aumento de las personas en situación de calle en Neuquén y un «acostumbramiento» a esa situación, sobre la que pidió «no ser indiferentes». En una nota con el Diario Río Negro, afirmó que «falta una decisión política de afrontar el tema», con redes estables de contención para salud mental y un abordaje de fondo sobre la pobreza.

El relevamiento que difundió el ministerio de Capital Humano de la Nación en abril de este año ubicó a Neuquén como la quinta provincia con más personas en situación de calle, con una cifra que superó las 400. Otros diagnósticos, como el de Red Solidaria, dan cuenta de más de 670, número discutido por el gobierno provincial. 

El refugio de emergencia que organizó la gestión de Figueroa este invierno por segundo año consecutivo llegó a albergar a más de 100 personas en una noche durante el pico de demanda. Esta vez con una particularidad: «prioridad para los neuquinos».

, Andrea Durán

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Cuál es la particularidad del mercado argentino de gas que complica el diseño tarifario y la cobertura del pico de consumo en invierno

Durante el período invernal, la demanda total del fluido crece un 40%.

El mercado argentino de gas natural posee una serie de especificidades que lo distinguen a nivel global: se trata de un mercado profundo —con más de 9,5 millones de clientes residenciales—, que registra una variación o swing muy marcado entre los niveles de consumo que se registran en invierno y en verano. Durante el período invernal, la demanda total del fluido crece un 40% y, a diferencia de lo que sucede en Europa o EE.UU., otros mercados maduros y extensos de gas, no cuenta con sistemas naturales o artificiales de almacenamiento para cubrir el pico de consumo con gas acopiado en esos reservorios. No existe en el mundo un mercado que combine esas particularidades.

De esa fisonomía única se desprenden un conjunto de derivadas interrelacionadas: la primera es cuál es la alternativa más eficiente —con qué fuentes de energía o combustibles de producción local o importada— y a su vez, la más económica; la segunda variable es cómo distribuir entre todos los usuarios del sistema energético el costo real del suministro invernal de gas y electricidad.

Los congelamiento o atrasos recurrentes de las tarifas domiciliarias de energía que caracterizaron a las administraciones kirchneristas que gobernaron el país durante la mayor parte de este siglo inviabilizaron y postergaron el debate en torno a esta problemática estructural del mercado energético argentino. Se hizo costumbre durante esos años que el Estado cubriera el costo creciente de cobertura de la demanda de gas y electricidad con subsidios del Tesoro nacional.

El desarrollo de Vaca Muerta como un ingente reservorio de gas natural que permite repensar y planificar el diseño del mercado energético a mediano y largo plazo —y que habilitó la ampliación de la infraestructura de transporte y exportación de gas— y la normalización del sistema de tarifas que instrumentó el gobierno de Javier Milei funcionan como un punto de partida para resetear una discusión que en términos de país representa una cuenta pendiente.

Algunas preguntas que orbitan sobre esta agenda: si Vaca Muerta es un reservorio de gas que garantiza el suministro doméstico durante las próximas décadas, ¿cómo aprovechar esa producción para impulsar soluciones eficientes y económicas que permitan cubrir el fuerte swing de consumo que se dispara en el invierno?; en un escenario de máxima, ¿es conveniente desarrollar infraestructura de transporte de gas desde Neuquén hacia el resto del país? ¿O podría pensarse en instalar generación térmica en Vaca Muerta y construir líneas de transmisión —incluso en corriente continua— hasta los centros de consumo?; ¿Cómo conjugar el gas natural con otras tecnologías de generación renovable —como la energía eólica y la fotovoltaica— que la Argentina ha impulsado exitosamente en los últimos años?; ¿Cuál es el rol estructural que deberían tener las grandes baterías (BESS) a corto y mediano plazo? ¿Qué oportunidades abre a futuro la construcción de terminales de exportación de Gas Natural Licado (GNL) como las de Southern Energy que maximizarán y aplanarán la producción del hidrocarburo en los próximos años?

EconoJournal consultó a cuatro especialistas en energía, con trayectorias que combinan la consultoría con el paso por el sector público para empezar a adentrarse en esos interrogantes. Se trata de Daniel Gerold, de la consultora G&G Energy Consultants; Nicolás Arceo, titular de Economía & Energía; Carlos Casares, ex interventor del Enargas (2024-2026) y subsecretario de Hidrocarburos; Mauricio Roitman, director de la comercializadora Energeia y ex presidente del Enargas (2018-2020).

Daniel Gerold: «Hay que evaluar las alternativas físicas y económicas de abastecimiento de la demanda máxima»

Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants.

Daniel Gerold explicó en el streaming de EconoJournal que Argentina tiene una demanda estacional de gas que es igual a la de Europa o Estados Unidos, pero remarcó que en esos dos mercados hay lugares de almacenamiento subterráneo para el gas. “Nosotros carecemos de eso. La demanda es empuntada y es carísimo el abastecimiento de la punta. Esa característica estuvo siempre, pero ahora se amplificó. La demanda eléctrica y de gas no crece, pero en el pico crece y tenés que abastecerla porque la demanda es residencial y sino la abasteces te arman un piquete como hay cada vez que hay un corte de luz en Buenos Aires. Es un tema súper complejo”, remarcó.

EconoJournal le consultó luego cuál podría ser la alternativa:

«Lo que hay que pensar y las autoridades deberían evaluar son las alternativas físicas y económicas de abastecimiento de la demanda máxima de electricidad y del gas natural, con sus análisis económicos y de abastecimiento, para que se decida cuál sería la mejor y los interesados pudieran participar, concursar, competir para ese abastecimiento.

Porque como es un tema tan complicado y le cuesta tanto a los consumidores pagarlo, hay que tratar de que, si lo van a pagar, como debe ser, que sea del modo más adecuado posible.

Y a veces los gobiernos hacen licitaciones o contratan a través de Cammesa, o como el gobierno anterior, que hizo un gasoducto, y no sé si están las alternativas para que la opinión pública o la opinión pública especializada pueda ver la mejor alternativa económica.

En Brasil tienen un esquema muy distinto, con un organismo que planifica y analiza, con profesionales independientes. No es vinculante, pero hacen estudios y analizan cuáles son las alternativas económicas y las someten a la discusión pública en Internet. Hay gente que opina con y sin fundamentos y después se decide licitar. Y concursan las empresas privadas.

En Argentina es distinto, porque se confía en que el mercado toma la mejor solución. Pero sería bárbaro si la empresa toma el riesgo; si después hay un cargo fijo que le garantiza cierto repago a su inversión, como es lógico, ahí es una decisión de los gobiernos y a lo mejor no es la más económica.

Hay que garantizar el abastecimiento para los máximos de demanda. ¿Qué se va a hacer? ¿Gasoductos, líneas de transmisión eléctrica, centrales renovables, centrales a gas, centrales a gasoil o a LNG? ¿Qué conviene más? ¿Hacer un nuevo gasoducto, ampliar la exportación de LNG? Ese tipo de alternativas, cada una tiene sus ventajas y desventajas, y se traducen en costos económicos o no”.

Carlos Casares: «Garantizar el abastecimiento de invierno para el 100% de la demanda es antieconómico»

Carlos Casares, ex interventor del Enargas (2024-2026) y docente universitario (Univ. Austral e ITBA).

Casares dijo que cubrir el pico invernal es una ecuación costosa y repasó las soluciones que ya se usan en otros países para atenuarlo.

«Garantizar el abastecimiento de invierno para el 100% de la demanda es antieconómico, porque el consumo pico de invierno representa menos del 6% del volumen total anual y menos del 15% de los días del año. Los costos de infraestructura de transporte para abastecer solo esos picos de demanda, mayores a 140 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y hasta 160 MMm3/d, no son económicamente viables.

Este dilema de costo de infraestructura versus utilización existe en todas partes del mundo, donde la diferencia térmica entre invierno y verano es amplia y el gas natural participa fuertemente en la calefacción.

La solución a dicha problemática tiene varias opciones de mitigación.

La más antigua es la conmutación, por parte de la generación eléctrica y algunas industrias, a combustibles sustitutos en ese 15%, o menos, de días del año.

La segunda, y una de las más utilizadas en Europa y Estados Unidos, son los almacenamientos subterráneos, en los alrededores de los grandes centros consumidores; pero lamentablemente en Argentina no hemos encontrado disponibilidad de reservorios confiables cerca de los grandes centros consumidores.

Las plantas de peak shaving (abastecimiento de pico), como la que Naturgy BAN tiene en General Rodríguez, o el barco FRSU (unidad flotante de almacenamiento y regasificación) que Enarsa tiene en Escobar.

Las instalaciones satélite de almacenamiento de LNG y/o LPG, para resolver de forma distribuida y localizada las restricciones que se imponen en el sistema de transporte durante los días de consumo pico. En Argentina esto todavía no existe, pero es una opción que muchas industrias e incluso generadores de energía eléctrica están utilizando. Esta opción puede ser cara, pero seguro que menos que usar gasoil o dejar de producir.

Si bien hoy en día las restricciones de suministro en invierno ocurren más seguido, es porque la capacidad de transporte hace más de diez años que no crece como debería, mientras que el consumo residencial sí. Sumado al hecho de la fuerte declinación de la producción de la Cuenca Noroeste y en alguna medida también de la Cuenca Austral, que debe ser reemplazada por la Cuenca Neuquina. Una vez terminadas las ampliaciones en curso de la IP de TGS, las restricciones en invierno van a aflojar, pero no desaparecer.

En todo sistema de transporte de gas natural hay un tema operativo que no se resuelve si no es con restricciones al consumo: si de repente hay un crecimiento significativo de la demanda prioritaria, no hay otra opción que restringir los consumos con transporte interrumpible; luego aplican las asistencias entre distribuidoras, y finalmente limitar los suministros a generación eléctrica, industrias y GNC, para asegurar el sostenimiento de la demanda prioritaria. La normativa desde su origen así lo prevé e inclusive Gas del Estado lo aplicaba.

Asimismo, si se cae la producción, el efecto es idéntico, porque si no se ajusta el consumo, las presiones de ingreso a las ciudades (city gate) caen por debajo de los valores de seguridad. Hay que tener en cuenta que el gas viaja a velocidades de 20 a 25 km/h, por lo que reponer un pico de demanda o una caída de la producción puede llevar hasta dos días.»

Nicolás Arceo: «La reducción de la estacionalidad viene a partir de la conformación de vectores de demanda planos a lo largo del año»

Nicolás Arceo, director de la consultora Economía & Energía.

Arceo señaló que lo que se viene achicando, en términos relativos, es la distancia entre el pico y el valle, gracias al crecimiento de una demanda de base que traerán los proyectos de exportación de GNL.

“El inicio de las terminales licuefactoras de exportación, el proyecto de Southern Energy y potencialmente el de YPF de LNG, van a bajar la incidencia de la estacionalidad en términos porcentuales.

Va a haber un ladrillo de demanda mucho más grande y estable a lo largo de todo el año. La reducción de la estacionalidad viene a partir de la conformación de vectores de demanda de largo plazo, planos a lo largo del año. Eso lo dan dos cosas: las terminales licuefactoras de exportación y, potencialmente, el desarrollo de la industria petroquímica.

No veo alternativas vía tarifaria para lograr bajar el empuntamiento del pico en invierno, porque centralmente el aumento del consumo en invierno está asociado a razones climáticas y de confort de las viviendas. Se podría aumentar un poco las tarifas en el pico invernal, bajaría marginalmente un poco el pico, pero el punto central para bajar la estacionalidad en términos relativos es conformar vectores de demanda, ladrillos de demanda, estables a lo largo del año. Y eso lo da el procesamiento industrial o la licuefacción, porque los mercados regionales de exportación no tienen volumen como para atenuar la estacionalidad.

El proyecto de Southern Energy de LNG ya está lanzado: el primer buque ingresa en 2027, el segundo buque en 2028, y eso va a dar una demanda de entre 25 y 27 millones de metros cúbicos día planos a lo largo del año. Las terminales licuefactoras de exportación de YPF: la decisión final de inversión se tomaría a lo largo del segundo semestre de este año, con lo cual es bastante concreto.

Esto no reduce el pico. Lo que hace el crecimiento de la demanda es reducir la diferencia entre pico y valle, porque en el valle hay una demanda cada vez más significativa. Hoy hay una demanda en valle en torno a los 100-110 millones de metros cúbicos día; en picos va a 180. Una vez que entren las terminales licuefactoras, esa demanda en valle va a ser mucho más alta. En pico también, pero la diferencia entre pico y valle se reduce”.

Mauricio Roitman: «El problema se soluciona con más mercado, no con intervenciones del Estado»

Mauricio Roitman, ex presidente del Enargas (2018-2020), presidente de Energeia y docente universitario (ITBA).

Para Roitman, la respuesta pasa menos por sumar infraestructura a cargo del Estado y más por mantenerreglas y diferencias de precios estacionales.

«No hay que hacer nada extraño: mantener reglas de mercado que incentiven el arbitraje verano/invierno y reglas claras para las expansiones de transporte de gas y electricidad y de generación eléctrica (spot caro en invierno e incentivos a la contratación de largo plazo). Con eso me refiero a importación de GNL, almacenamiento de gas y eléctrico, manejo de la producción de gas de manera óptima de acuerdo a los precios, intercambios eléctricos con países vecinos y otras alternativas disponibles de optimización.

En el norte y litoral del país, las diferencias de precio van a hacer rentables las obras de transporte de gas. En el futuro, también va a ayudar a disminuir las diferencias de precios la exportación de GNL (SESA, Argentina LNG y GNL del Plata). En resumen, el problema se soluciona con más mercado —manteniendo reglas y diferencias de precios estacionales—, no con intervenciones del Estado.

El RIGI, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, es una buena herramienta para acelerar las inversiones en infraestructura necesarias para que el proceso de ajuste del mercado se realice más rápido.»

, Redaccion EconoJournal

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Las tarifas residenciales de la electricidad y del gas tendrán aumentos promedio de 1,8 % y de 3 % en agosto.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) dio a conocer, a través de una serie de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial, los cuadros tarifarios que se aplicarán en el mes de agosto para los usuarios de gas por redes, categorías Residenciales -con y sin subsidios-, y Clubes de Barrio y de Pueblo, y también para usuarios de electricidad domiciliaria en el AMBA (Edenor y Edesur).

En el caso de la Electricidad, la Secretaría de Energía indicó que el aumento promedio será de 1.8 por ciento (en AMBA,) ya que en el resto de las jurisdicciones provinciales depende del ente regulador local.

Asimismo, se indicó que respecto del suministro de Gas el incremento promedio será de 2,99 por ciento, a nivel nacional.

Al respecto, y a modo de ejemplo, cabe señalar que según los nuevos cuadros tarifarios para el Gas por redes en el AMBA, la actualización para un usuario Residencial R2.3 (consumo anual entre 801 a 1000 metros cúbicos) será en agosto de casi el 4 por ciento comparado con la tarifa de julio.

Cabe referir que la S.E. resolvió además prorrogar para agosto el 25 % extra de “bonificación” para usuarios parcialmente subsidiados (SEF) de gas natural y gas propano indiluido por redes; y mantener el “extra de bonificación” en electricidad de 16,59 por ciento. Los consumos que excedan el nivel base establecido para ambos servicios se facturarán con tarifa plena.

Los aumentos dispuestos por el ENReGE se detallaron en las resoluciones 337 a 375/2026 y se calculan en base a la aplicación consecutiva de la cuota mensual (en total son 31) surgida de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) del 2025, y la actualización también mensual por un índice que combina la variación del IPIM y del IPC del mes anterior.

En el caso del gas, también por la variación del precio en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) , lo que incluye el precios del gas producido en el país más el precio del GNL que se importa particularmente en el invierno.

Al respecto la S.E. dependiente del ministerio de Economía, definió también la aplicación del denominado Precio Anual Uniforme (PAU) (expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU) para “aplanar las facturas a lo largo del año”.

Asimismo, Economía dispuso recientemente, a través de la S.E. (Resolución 167) que “Durante la vigencia de la emergencia energética, declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada ahora hasta el 31 de diciembre de 2027, las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) serán calculadas e incorporadas a las facturas cada dos meses, a partir de agosto.

Las DDA constituyen un mecanismo de ajuste en las tarifas de gas que compensa la brecha entre el precio estimado del gas y el costo real pagado (del gas natural local y del GNL importado) por las distribuidoras del servicio.

Para el caso de las distribuidoras de electricidad en el AMBA. se estableció para Edenor una actualización del Costo Propio de Distrbución (CPD) en agosto de 1,78 % y un Valor Agregado de Distribución medio (VAD) de $ 69,394. Para Edesur el CPD se incrementa en 1,71 %, y el VAD será de $ 63,540.

Para las Transportadoras de Electricidad en alta y media tensión, los valores horarios y valores mensuales por el equipamiento regulado se actualizan en el 1,35 %.

Las resoluciones oficializadas corresponden a las transportadoras Transcomahue, Transba, Transnoa, Distrocuyo, Transpa, EPEN, Yacylec, Transacue, Litsa, Limsa, Interandes, Enecor, Edersa, DPEC, y las distribuidoras Edenor y Edesur.

En el caso del gas comprenden resoluciones para las transportadoras, y distribuidoras TGN, TGS, Enarsa, Gas Link, Refinería del Norte, Transportadora Gas del Mercosur, Gasoducto Norandino, Compañía Entrerriana de Gas, Enel Generación Chile, Gas andes, Litoral Gas, Naturgy Ban, MetroGas, Distrbuidora Gas del Centro, Distrbuidora Gas Cuyana, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, y Camuzzi Gas del Sur.

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Vaca Muerta necesitará hasta 8 millones de toneladas de arena en 2027: el desafío logístico que enfrenta la industria

De izquierda a derecha: Francisco Firpo, Gustavo Maluéndez, Nicolás Gandini, Guillermo Murphy y Sabina Trossero.

La demanda de arena para fractura en Vaca Muerta puede llegar a crecer de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 hasta 8 millones entre 2026 y 2027, un 45 por ciento. Ese incremento llevará a las operadoras a perforar más pozos no convencionales, que necesitan arena como agente sostén para completar la fractura. Pero la logística necesaria para trasladar ese volumen —camiones, rutas, puertos— no acompaña el ritmo de crecimiento de la industria. Hasta el momento, cada operadora buscó soluciones individuales, aunque el problema exige una estrategia conjunta entre los actores de la cadena.

«Es uno de los grandes cuellos de botella que va a tener el desarrollo de Vaca Muerta», dijo Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, en una nueva edición del ciclo Aguas Arriba, de la que también participaron Francisco Firpo, presidente y socio fundador de SIXCO Logística Integral; Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine, empresa minera que provee arena a Vaca Muerta desde sus canteras en Entre Ríos y Río Negro; y Sabina Trossero, socia de Trossero & Co., consultora especializada en energía y minería, con la moderación del director de EconoJournal, Nicolás Gandini.

El ciclo Aguas Arriba propone recorrer la cadena de valor del sector energético, para poner el foco en los proveedores que sostienen el desarrollo de Vaca Muerta, en un momento en que el negocio empieza a marcar el terreno para los próximos años. En esta edición, ese lugar lo ocupó la arena, un insumo que no aparece en el debate público, pero es crítico para la operación: «El set de fractura no puede parar ni una hora, porque es la máquina crítica de todo el proceso, y las operadoras solo cuentan con stock de arena para dos o tres días», explicó Murphy. Eso vuelve especialmente sensible una logística que hoy conecta orígenes situados a más de 1.200 kilómetros de distancia de los pozos.

“Las cerca de 25.000 etapas de fractura de 2025, deberían crecer a 30 mil o 35 mil etapas entre 2026 y 2027. Eso supone más o menos entre 7 y 8 millones de toneladas de arena”, agregó Murphy.

Arena premium versus arena de cercanía

La industria distingue tres calidades de arena para fractura. La denominada tier 1 corresponde a la cuenca de Ibicuy, al sur de Entre Ríos. Es la de mayor calidad, con 99% de sílice —el mineral que le da dureza al grano y que resulta clave para que la arena resista la presión de la roca sin triturarse— y menos de 100 NTU de turbidez, la unidad que mide cuánto residuo queda en el agua tras el lavado y que indica qué tan limpio se encuentra el material. La tier 2 es la arena de río, que también se denominan de Entre Ríos, pero en realidad es extraída de la costa del Paraná —en la zona de Zárate y Campana—, que requiere un proceso de lavado adicional y un 94% de sílice. La tier 3 es la arena de cercanía, extraída de la cuenca de Río Negro, con una granulometría más gruesa, pero con menor costo de transporte.

De acuerdo a un diagnóstico sobre el consumo de arena de las distintas operadoras, el 75% proviene de Entre Ríos y el 25% restante de fuentes de cercanía. Sin embargo, Maluéndez señaló que ese porcentaje atribuido a Entre Ríos no es enteramente arena de cantera: «La mitad es de cantera y la otra de río, de menor calidad», indicó.

“Por una decisión estratégica, la arena de Tecpetrol viene 100% de Entre Ríos. Priorizamos el valor del pozo a largo plazo, que creemos que nos rinde más con una arena de buena calidad, que el ahorro inmediato de una arena de peor calidad», explicó Murphy. Vaca Muerta todavía no cuenta con estadísticas propias sobre el impacto de la calidad de arena en la productividad, pero la experiencia de Estados Unidos —donde los pozos fracturados con arena de menor calidad muestran rendimientos por debajo del resto— respalda esa decisión.

“Por una decisión estratégica, la arena de Tecpetrol viene 100% de Entre Ríos», aseguró Guillermo Murphy.

El cuello de botella logístico

El viaje de un camión cargado de arena entre Entre Ríos y Neuquén debería demandar 48 horas, pero hoy tarda entre 70 y 75 horas, un 60% más de lo esperado. “Hay un montón de factores que ralentizan el transporte; problemas en algunas canteras de carga y descarga o el clima», explicó Firpo. A esas demoras se suma el hecho de que cada operadora exige condiciones específicas de carga, descarga y tipo de camión, que convierte a las empresas de transporte en proveedores altamente especializados.

Hoy hay entre 4.000 y 4.300 camiones asignados al transporte de arena entre Entre Ríos y Neuquén, que realizan en promedio seis viajes por mes. Para cubrir el crecimiento proyectado de la demanda, la industria debería sumar entre 1.000 y 1.500 camiones hacia 2028, un 30% más de la flota actual.

“Hay un montón de factores que ralentizan el transporte; problemas en algunas canteras de carga y descarga o el clima», explicó Firpo.

Frente a la falta de una solución de infraestructura a gran escala, la industria adoptó dos cambios operativos para aliviar la presión sobre el transporte. El primero es la migración hacia la monomalla. Tradicionalmente, la arena se tamiza en cortes de malla estrechos y específicos —por ejemplo, 30/70 o 40/70— lo que exige un proceso de selección más fino. La monomalla reemplaza esos cortes por un rango de malla único y más amplio, como 30/140, que acepta granos de tamaños más variados. Eso resulta clave para la arena de cercanía, naturalmente más gruesa que la de Entre Ríos.

El segundo es el traslado de arena húmeda a granel. En el esquema tradicional, la arena se lava, se seca y se empaca para su transporte. El nuevo sistema elimina el secado y el empaque: la arena se traslada húmeda y a granel, y en el pozo un equipo especial la descarga directamente hacia el set de fractura, sin necesidad de manipular cajas. Cristamine ya incorporó esta tecnología. «Trajimos de Estados Unidos la distribución de un equipo de última tecnología para abastecer arena húmeda en el pozo. Hoy hay en la cuenca dos equipos trabajando», dijo Maluéndez. El método resulta menos conveniente, sin embargo, cuando la arena debe recorrer distancias largas, como ocurre con la de Entre Ríos, porque implica transportar también el agua que contiene, lo que encarece el flete.

«Trajimos de Estados Unidos la distribución de un equipo de última tecnología para abastecer arena húmeda en el pozo», aseguró Gustavo Maluéndez.

Una de las alternativas que surgió durante la charla fue la construcción de un tren dedicado para transportar arena desde Entre Ríos. Sin embargo, los tiempos de ejecución la dejan fuera de las soluciones inmediatas: aunque el proyecto arrancara hoy, no estaría operativo antes de 2029 o 2030, mientras que el pico de demanda de arena se espera para 2028. También se mencionó la opción de un esquema multimodal —combinar barco y tren, o barco y camiones—, ambos con la misma limitación: cada trasvase de la arena entre distintos medios de transporte suma costos y genera pérdidas de material.

Otra de las ideas de la industria para aprovechar mejor la flota es la integración con la logística del agro. «Creo que Diamante es una oportunidad, por la cercanía de Rosario. Para tener dimensiones, Rosario recibe 50 millones de toneladas de soja, abastecida por miles de puntos del país», planteó Firpo. La propuesta es que los mismos camiones que llevan arena a Vaca Muerta regresen cargados con cereales, en lugar de volver vacíos, lo que permitiría repartir el costo del combustible entre dos cargas y mejorar la eficiencia general del sistema.

GNC y contratos largos: cómo bajar el costo del transporte

El combustible representa cerca del 30% del costo del transporte de arena, uno de los componentes más caros de todo el esquema logístico. El diésel que consumen hoy los camiones es importado, mientras que el gas natural comprimido (GNC) se produce de forma local, lo que abarataría sustancialmente el costo por litro.

El directivo de Tecpetrol se entusiasma con el desarrollo de gas como combustible. Entre las alternativas de gas, el GNC aparece como la opción más conveniente para el corredor Entre Ríos-Neuquén, porque no requiere licuar el gas —un paso adicional que sí exige el GNL— y su autonomía de 600 a 700 kilómetros es suficiente para cubrir el trayecto con una o dos paradas.

En la práctica, vuelve a aparecer como obstáculo la infraestructura  —hoy no existen suficientes estaciones de carga rápida a lo largo de la ruta, y sería necesario desarrollar un corredor con varias estaciones para que los camiones puedan cargar sin demoras—, y el financiamiento.

“Todavía no lo vemos 100% viable», explica Firpo. Las condiciones actuales para comprar un camión cuyo repago recién se logra a seis años, son en pesos, a tasas más altas que las que consigue, por ejemplo, un productor agropecuario. Contar con contratos de transporte a varios años y en dólares permitiría bajar sustancialmente esa tasa de financiamiento, y estabilizar el costo de la flota en el largo plazo, según Firpo. Ese punto conecta con un reclamo compartido por los proveedores de arena: hoy los contratos suelen renovarse año a año, lo que dificulta planificar inversiones de mediano plazo. Contratos más largos, de cuatro o cinco años, darían a estas empresas la seguridad necesaria para invertir con otra perspectiva.

, Redaccion EconoJournal

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El Gobierno aplicará un aumento parcial de los impuestos a los combustibles desde agosto

El Gobierno confirmó la actualización de los impuestos que gravan a la nafta y el gasoil correspondientes a las actualizaciones de 2024, 2025 y primer trimestre de 2026. El resto de la totalidad del aumento, la Secretaría de Energía lo pospuso para entrar en vigencia a partir del 1° de septiembre.

En las páginas publicadas en el Decreto 693/2026 que lleva las firmas del presidente Javier Milei, el ministro de Economía Luis Caputo y el jefe de Gabinete de Ministros, Diego Santilli, dispusieron que “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir parcialmente los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.

En esa línea remarcaron que “el incremento total en los montos de impuesto a que se refiere el primer párrafo de este artículo que resulte del remanente de las actualizaciones correspondientes a los años calendario 2024 y 2025, y al primer trimestre del año calendario 2026, en los términos del artículo 7° del Anexo del Decreto N° 501/18, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de septiembre de 2026, inclusive”.

El Gobierno informó sobre el aumento parcial mediante un cuadro donde estableció los montos. Para el grupo compuesto por la nafta sin plomo y la nafta virgen, se aplica un incremento en el monto fijo actualizado del gravamen de $ 10,572 correspondiente al artículo 4° del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos. Por otro lado, este producto no registra ningún valor de incremento bajo el tratamiento diferencial del artículo 7°, inciso d), mientras que en el Impuesto al Dióxido de Carbono (artículo 11) se establece un incremento de $ 0,648.

En el caso del gasoil, se detalla un incremento de $ 9,511 en el monto fijo actualizado del gravamen según el artículo 4° del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos. A diferencia de las naftas, este combustible sí presenta un incremento por tratamiento diferencial conforme al artículo 7°, inciso d), el cual asciende a $ 5,150. Finalmente, para este mismo producto, el incremento en el monto fijo actualizado según el artículo 11 del Impuesto al Dióxido de Carbono es de $ 1,084.

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El Gobierno oficializó los aumentos en las tarifas de luz y gas: cuánto se pagará a partir de agosto

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) oficializó los nuevos esquemas tarifarios que comenzarán a regir a partir de agosto de 2026 para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Las resoluciones, publicadas este viernes, alcanzan a usuarios residenciales (con y sin subsidio), clubes de barrio, entidades de bien público y usuarios-generadores.

Tarifas de luz: aumentos promedio de hasta 1,78%

Mediante las resoluciones 374/2026 y 375/2026 publicadas en el Boletín Oficial, el organismo regulador estableció el ajuste en los valores que cobran Edenor y Edesur, impulsado principalmente por el Costo Propio de Distribución (CDP):

  • Edenor: registro de suba del 1,78%. El Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio se fijó en $69,394.
  • Edesur: incremento del 1,71%. El VAD Medio ascendió a $63,540.

En el documento aclararon que ambas distribuidoras cuentan con un plazo de cinco días corridos tras la notificación para publicar los nuevos cuadros en diarios de mayor circulación zonal.

La disposición también contempla la adecuación tarifaria para los sistemas de medición autoadministrada y actualiza los montos correspondientes al Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y al Costo de la Energía No Suministrada (CENS). Además aclararon que el esquema de subsidios energéticos continúa activo según los niveles de ingreso familiar y topes de consumo.

Gas: nuevos cuadros tarifarios para Metrogas y Naturgy BAN

En paralelo, se actualizaron los valores para el servicio de gas natural por red. Las facturas deberán detallar expresamente el Precio Anual Uniforme (PAU) y las bonificaciones aplicables bajo el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Metrogas

Para los usuarios residenciales sin subsidios, los valores a partir de agosto serán los siguientes:

  • Categoría R1 (Capital Federal): Cargo fijo de $4.350,12 y cargo variable de $155,74 por m³ (para consumos de hasta 1.000 m³ anuales).
  • Categoría R1 (Provincia de Buenos Aires): Cargo fijo de $5.023,67 y cargo variable de $157,32 por m³.
  • Categorías superiores y grandes demandas: Los cargos fijos ascienden de forma progresiva hasta un máximo de $103.928,59, con un variable de $146,28 por m³.

Naturgy BAN

  • Cargos fijos: Parten desde $4.350,12 (CABA) y $5.023,67 (PBA) en los escalones más bajos; se ubican en $12.896,90 en tramos intermedios y alcanzan los $103.928,59 en los segmentos de mayor consumo.
  • Cargo variable: Se fijó en $208,66 por m³, integrando una deducción de -$4,78 por diferencias diarias acumuladas (valor efectivo final de $203,88 por m³).
  • Estructura de costos: El costo del gas retenido se posicionó en $8,72 y el costo de transporte en $100,48 por m³.

Composición del precio del gas: el Precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) representa el 72,88% del cargo variable, mientras que el transporte explica el 25,58% (con la ruta TGS – Neuquén – GBA representando el 59,61% del transporte total).

Esquema diferenciado para entidades sociales

Tanto en energía eléctrica como en gas, las entidades de bien público y los clubes de barrio y de pueblo mantienen una estructura tarifaria protegida con costos sensiblemente menores.

Diferenciados según subzonas y escalas de consumo, los cargos fijos parten de $1.782,38 y escalan a $19.086,21, mientras que el cargo variable se mantiene en $148,96 hasta llegar a $195,02 en los tramos superiores de consumo.

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La Unesco pidió frenar las obras del oleoducto de Vaca Muerta en el Golfo San Matías

La construcción de la terminal del oleoducto de Vaca Muerta en el Golfo San Matías volvió a toparse con un nuevo obstáculo. La Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura (Unesco) le pidió al Estado argentino que suspenda todas las obras en esa zona y que presente “urgentemente” información adeuda sobre el impacto ambiental que el proyecto podría tener.

“Solicita al Estado Parte (Argentina) que suspenda cualquier obra de construcción en curso relacionada con el proyecto hasta que se haya presentado al Centro del Patrimonio Mundial la evaluación solicitada”, dice el documento difundido hoy en la 48.ª sesión del Comité del Patrimonio Mundial que se está desarrollando en Busan, Corea del Sur.

La polémica principal es que el puerto de Punta Colorada está sobre las costas del Golfo San Matías, ubicado a apenas unos 30 kilómetros de la Península Valdés, Patrimonio de la Unesco y una zona protegida de la provincia. En diciembre de 2024, YPF inició la construcción del oleoducto de 437 kilómetros que busca transportar crudo desde el yacimiento a la costa patagónica.

El proyecto quedó en medio de una polémica en su momento porque el Golfo San Matías, destino final del oleoducto que nace en la Cuenca Neuquina, fue un área protegida por ley hasta septiembre de 2022, cuando las autoridades cambiaron la legislación para poder hacer posible este proyecto. En agosto pasado hasta la Iglesia se metió en la discusión, con una carta enviada por el Roberto Álvarez, obispo de Rawson, al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, haciéndose eco de las inquietudes de ciudadanos y ambientalistas.

Ahora la Unesco expresó que “toma nota con preocupación de los altos riesgos que plantea el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), que incluiría el transporte de combustibles fósiles a través de una terminal portuaria, ubicada en el Golfo de San Matías” y le puso fecha al Estado argentino para que envíe la documentación que falta: el 1 de febrero de 2027.

En el mismo documento, el organismo de Naciones Unidas señala que “observa con preocupación que ya se están realizando las obras preliminares en la terminal portuaria y que, según se informa, la exportación de petróleo comenzará a operar en 2026”.

En cuatro oportunidades, la Unesco pidió al Estado argentino información complementaria sobre la construcción del oleoducto de Vaca Muerta que tiene una desembocadura en Punta Colorada, en el Golfo San Matías y advirtió sobre el “riesgo potencial de daño irreversible al Valor Universal Excepcional (VUE) del sitio” .

Recordó también que dicha terminal fue posible por el cambio en la legislación introducido en 2022, durante el gobierno de Alberto Fernández, y que no hubo un “proceso participativo adecuado” para realizar la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) y poder así determinar el impacto en la fauna marina, los riesgos de colisión con cetáceos, la contaminación acústica submarina y los posibles derrames de petróleo.

A pesar de los reiterados reclamos de información, la respuesta llegó recién el pasado 15 de diciembre de 2025, cuando Argentina envió al Centro del Patrimonio Mundial una evaluación donde se detallan “las medidas de mitigación y gestión ambiental para las fases de planificación, construcción, operación y mantenimiento del proyecto, así como los mecanismos de monitoreo y control”.

Sin embargo, para la Unesco “no está claro si la EIA (Evaluación de Impacto ambiental) evalúa adecuadamente los posibles impactos del proyecto” y si efectivamente se puede “garantizar que no haya impactos negativos”. El organismo también resalta que “existe información limitada sobre cómo se gestionarían los posibles riesgos durante la fase operativa del proyecto en caso de incidentes accidentales”.

Por último, también destaca que existe una dificultad “vinculada a la fragmentación de las responsabilidades institucionales entre las jurisdicciones provinciales”, es decir entre Río Negro y Chubut. “El Comité del Patrimonio Mundial, Toma nota con preocupación de los altos riesgos que plantea el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur”, sintetiza el documento.

En octubre del año pasado, la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza (UICN), la mayor red global ambiental, exhortó al Gobierno argentino y a la provincia de Río Negro a restablecer la protección ambiental del Golfo San Matías y les pidió suspender los proyectos que amenacen su biodiversidad.

“El Congreso Mundial de la Naturaleza de la UICN 2025, en su sesión de Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos): EXHORTA a la República Argentina y a la provincia de Río Negro a derogar toda norma que disminuya el umbral de protección del Golfo San Matías, incluyendo el restablecimiento de la protección brindada por la Ley 3308, y a garantizar la conservación de la biodiversidad cancelando todo proyecto que pudiera comprometerla”, señaló la resolución votada por la UICN.

Y agregó que la Ley 3308 “fue modificada de manera inconsulta, apresurada y regresiva en el año 2022 poniendo en riesgo la integridad ambiental del Golfo San Matías a partir de proyectos que allí buscan instalarse”.

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Tierra del Fuego: regresó a Tolhuin el generador Cummins 2 y comienza la etapa final para su puesta en funcionamiento

El Ministerio de Energía de Tierra del Fuego, en coordinación con la Dirección Provincial de Energía, concretó el regreso a Tolhuin del grupo generador Cummins 2, luego de que el equipo fuera sometido a un mantenimiento integral en talleres especializados de Buenos Aires.

El Cummins 2 es uno de los equipos que integran la usina de Tolhuin y había sido trasladado para realizar un mantenimiento mayor, necesario tras alcanzar cerca de 30 mil horas de funcionamiento. La intervención incluyó la revisión completa de la unidad y el reemplazo de distintos componentes.

El equipo, de aproximadamente 15 toneladas, fue descargado y ubicado dentro de la usina mediante un operativo coordinado especialmente para su traslado y posicionamiento.

El jefe del Departamento Tolhuin de la DPE, Néstor Oyarzo, explicó que en los próximos días arribará desde Buenos Aires personal técnico especializado, que trabajará junto con los equipos de la Dirección Provincial de Energía en su instalación y puesta a punto.

Las tareas incluirán las conexiones mecánicas y eléctricas, la revisión de los sistemas auxiliares y las pruebas necesarias para comprobar su correcto funcionamiento. Una vez finalizado este proceso, el Cummins 2 podrá reincorporarse al sistema de generación eléctrica de la ciudad.

La recuperación del equipo permitirá mejorar la disponibilidad operativa de la usina y contar con mayor respaldo ante posibles contingencias, como parte de las acciones que se desarrollan para recomponer progresivamente el sistema eléctrico de Tolhuin.

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El alza del petróleo impulsó las exportaciones y permitió que la Argentina saliera favorecida en el intercambio comercial

En el segundo trimestre de 2026, los términos del intercambio comercial subieron 5% contra el mismo período del último año, en donde destacaron el alza de los precios en los combustibles y energías como consecuencia del alza del petróleo internacional.

Los términos del intercambio se dieron como consecuencia del índice de precios de las exportaciones (13,7%) e importaciones (8,2%), debido a que el aumento de los precios de venta al exterior fue superior al de los precios de compra.

En términos de valor, el segundo trimestre se caracterizó por una suba de las exportaciones de 30,9% -explicada tanto por mayores precios como por mayores cantidades-, mientras que las importaciones tuvieron una disminución de su valor de 0,8%, debido a que el aumento de los precios fue compensado por una reducción de las cantidades importadas.

Los datos corresponden al informe difundido por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).

Dada la escalada del conflicto en Medio Oriente y la suba del precio internacional del petróleo, el rubro de Combustibles y Energía (CyE) representó el 17,3% de las exportaciones, con una suba de precios de casi 40% (38,5%) y de 33,9% en las cantidades. El segmento aumentó su participación en cinco puntos porcentuales (p.p.) respecto de igual período del año anterior.

El incremento en los precios se explicó por el aumento de 46,1% en los precios del petróleo crudo, mientras que el de las cantidades se dio por mayores embarques de crudo y gas de petróleo.

  • Manufacturas de Origen Industrial (MOI): representaron el 26,5% de las exportaciones, con subas en los precios de todos los subrubros y en las cantidades (12,1%).
  • Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA): representaron el 32,9% de las exportaciones, con subas en los precios (11,9%) y en las cantidades (10,2%).
  • Productos Primarios (PP): representaron el 23,4% de las exportaciones, sin variación en los precios y con un aumento en las cantidades (17%).

Las exportaciones superaron los US$ 49.000 millones

Con estos resultados, el primer semestre del año cerró con un valor total de US$ 49.454 millones en exportaciones, 24,4% mayor al mismo semestre de 2025. El mismo estuvo influenciado por el aumento de los precios (9%) y las cantidades (14,2%).

En cuanto a las importaciones, el índice de precios aumentó 6,1% y el de cantidades descendió 9,4%. El valor importado alcanzó los US$ 35.531 millones, lo que implicó un descenso interanual de 3,9%.

Así, el índice de los términos de intercambio registró una variación positiva de 2,7%.

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Tomás Beamonte, CEO de Bio4: “Nos hubiese gustado más, pero valoramos el 15% de corte de bioetanol que propone la ley de Biocombustibles”

Tomás Beamonte, CEO de Bio4.

Bio4, una empresa agroindustrial con casi 30 socios, anunció este jueves que invertirá US$ 70 millones en tres años para ampliar su capacidad de producción de bioetanol de la planta que tiene en Río Cuarto, en la provincia de Córdoba. Además, informó que acaba de finalizar otra ampliación que incrementó en un 25% su capacidad productiva.

El objetivo del nuevo plan de inversión de Bio4 es poder pasar de 500 a 900 metros cúbicos diarios de producción de bioetanol elaborado a base de maíz, que luego las refinadoras lo mezclan con las naftas. Una vez finalizada las obras, la planta, inaugurada en 2012, demandará cerca de 800.000 toneladas de maíz por año. Se trata de una escala relevante para el sector desde el punto de vista industrial y agregado de valor en origen.

EconoJournal entrevistó a Tomás Beamonte, CEO de Bio4, que dio detalles sobre el plan de ampliación de la producción de la empresa y analizó el impacto que tendrá en la industria la nueva Ley de Biocombustibles que tiene media sanción en el Congreso.

“Nos hubiese gustado un porcentaje mayor, pero valoramos mucho el 15% de corte de bioetanol que propone el proyecto de ley de Biocombustibles y la posibilidad de incorporar autos flex (permiten mayor mezcla de combustibles con etanol) que propone el proyecto” señaló Beamonte.

Respecto al esquema de precios para los biocombustibles que propone el proyecto de ley, añadió que “más allá del mecanismo que se va a desarrollar, los precios no deberían cambiar. Pero lo vamos a ver en la práctica”.

El objetivo del nuevo plan de inversión de Bio4 es pasar de 500 a 900 metros cúbicos diarios de producción de bioetanol.

–¿Qué significa para Bio4 el nuevo plan de inversión?

Esta expansión de la capacidad de producción de Bio4 es la más importante de nuestra historia. Creemos que la ampliación estará operativa a mediados de 2028. En la actualidad estamos con una producción de 500 metros cúbicos por día, por eso vamos a casi duplicar la producción con el nuevo proyecto.

–La inversión la anunciaron mientras se está debatiendo la nueva ley para los biocombustibles.

La inversión responde a una demanda de bioetanol que proyectamos para el mercado de biocombustibles argentino que va a tener un hecho relevante que es el avance del corte de bioetanol al 15%, que viene llevándose adelante vía un decreto de la Secretaría de Energía de marzo de este año, pero que va a quedar marcado por la nueva ley de biocombustibles que en este momento está en el Senado. Este porcentaje de corte impacta en el sector con un 25% más de demanda de toda la industria. Desde Bio4 apuntamos a acompañar esta demanda con el crecimiento de la oferta de bioetanol. Es importante marcar que la nueva ley habilitará a los autos flex, que requerirá un proceso más lento, pero que va a abrir la posibilidad a un mayor de uso de bioetanol. Lo tomamos como una clara señal para el mercado.

–¿Qué características tiene la planta de Río Cuarto que van a ampliar?

Es una planta de etanol a partir de maíz. Nosotros somos una biorefinería donde no solo hacemos bioetanol, sino que trabajamos con co-productos como el aceite técnico de maíz, burlanda, que es proteína vegetal, biogás, energía renovable y biofertilizantes. Son productos que están asociados a nuestra biorefinería.

–¿Cómo cree que impactará la Ley de Biocombustibles puntualmente en el sector de bioetanol?

Nos hubiese gustado un porcentaje mayor, pero valoramos mucho el 15% de corte de bioetanol que propone el proyecto de ley de Biocombustibles y la posibilidad de incorporar autos flex. Apoyamos la ley. Si bien todavía falta que se apruebe en el Congreso, la mirada de nuestra compañía es que la ley habilita a un mayor uso de bioetanol. Creemos que es importante la señal de largo plazo que propone. Alienta la inversión.

–El monto de la inversión que anunciaron no alcanza para el mínimo que exige el RIGI. ¿Cree que hace falta algún esquema para sectores productivos como los bios, que tienen otra dimensión para aplicar en el RIGI?

El RIGI está teniendo mucho éxito traccionando inversiones de importancia. En nuestro sector un esquema así generaría lo mismo. Obviamente tiene que haber un mercado que acompañe, porque si no, por más esquema promocional que haya no se podría avanzar en inversiones nuevas. Es decir, sin demanda en el mercado no va a haber más inversiones. Por eso es muy importante el corte al 15%. Brasil tiene un corte más grande (en etanol acaba de pasar al 32% de mezcla con naftas) y tiene habilitado los motores flex, que implica un porcentaje de mezcla virtuoso porque hay un aliento a desarrollar la industria y la competitividad porque, en mercados como el brasileño, los clientes lo eligen cuando les parece económicamente viable.

–Con la nueva Ley de Biocombustibles la Secretaría de Energía no fijará los precios de los biocombustibles como hasta ahora ya que se va a establecer un esquema basado en la paridad de importación. ¿Qué impacto observa en el corto plazo en el sector?

El nuevo marco regulatorio dejaría al mercado la regulación del precio entre oferta y demanda, sin la participación de la Secretaría de Energía. Hemos tenido momentos con complicaciones y falta de actualización de los precios, que generaban una falta de previsibilidad a largo plazo. En el caso del precio del bioetanol no debería haber un cambio significativo. Más allá del mecanismo que se va a desarrollar, los precios no deberían cambiar. Pero lo vamos a ver en la práctica. Lo mismo ocurrirá con los cupos, que no van a correr más como ocurre hasta ahora. Es decir, cada productor va a abastecer al mercado según lo que pueda producir.

–¿Qué visión tiene sobre el futuro del bioetanol en la Argentina?

Veo al bioetanol como un vector que va a tenar cada vez más relevancia en la transición energética por su escalabilidad, competitividad y seguridad de abastecimiento porque se hace con materia prima local. El etanol complementa al combustible y con el aumento del corte vemos un potencial muy grande para esta industria.

Una vez finalizada la obra de ampliación, la planta de Río Cuarto procesará cerca de 800.000 toneladas de maíz por año.

, Roberto Bellato

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Prorrogan para agosto las “bonificaciones extraordinarias” a usuarios de gas y electricidad incluidos en el SEF

La Secretaría de Energía prorrogó para el mes de agosto la “bonificación adicional extraordinaria” del veinticinco por ciento (25 %), , sobre el consumo correspondiente, aplicable a los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes, beneficiarios del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el Decreto 943/2025.

Ahora, mediante la resolución 187/2026 se prorroga la medida similar establecida para el mes de mayo de 2026 (Resolución S.E. 111/26), para los usuarios del gas comprendidos por el esquema de subsidio parcial del SEF.

Asimismo, la R-187 establece para el mes de agosto una “bonificación adicional extraordinaria” del 16,59 %, sobre el consumo base de Trescientos (300) kilovatios hora (kWh) mensuales de los usuarios de electricidad Residenciales, beneficiarios del Régimen de SEF. Lo que exceda al consumo base se facturará con la tarifa plena.

Las bonificaciones adicionales extraordinarias ahora dispuestas se adicionarán a la bonificación general prevista en el Decreto 943/25, en los términos del Artículo 8°.

Por el Artículo 7° del Decreto 943/25 se determinaron las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano indiluído por redes, a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen de SEF.

Asimismo, también quedarán alcanzadas por la bonificaciónen las facturas las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218.

En los considerandos de la R-187 se puntualiza que corresponde prorrogar para los usuarios beneficiarios del SEF de gas por redes (natural y propano indiluido), la bonificación adicional extraordinaria (25 %) para el mes de agosto “debido al incremento de la demanda estacional y a los mayores requerimientos de abastecimiento, incluyendo importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles sustitutos, cuyos costos se encuentran expuestos a la volatilidad de los mercados internacionales”.

Y en el caso de la energía eléctrica, corresponde aplicar una bonificación adicional extraordinaria del 16,59 %, por el mes de agosto sobre el consumo base de los usuarios residenciales beneficiarios del SEF, con la intención de morigerar el impacto tarifario”.

“La medida se enmarca en los principios de gradualidad, razonabilidad y previsibilidad que orientan el proceso de reestructuración del régimen de subsidios energéticos, procurando evitar variaciones abruptas en los montos de facturación durante los meses de mayor consumo”, sostuvo Energía.

La R-187 instruye al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) a adoptar las medidas necesarias para la implementación de lo dispuesto, incluyendo su reflejo en los cuadros tarifarios y en los mecanismos de facturación correspondientes.

Lo dispuesto en esta resolución debe ser notificado por el organismo regulador a las Distribuidoras y/o Licenciatarias del servicio público de distribución de electricidad y de gas natural.

También, a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) , a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos, a los Entes Reguladores Provinciales, a la Cooperativa Eléctrica de Río Grande Limitada, y a la Dirección Provincial de Energía de Tierra del Fuego, y a las empresas prestadoras del servicio de distribución de energía eléctrica, ya sean cooperativas, concesionarias u organismos dependientes de gobiernos provinciales.

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De diésel a GNC sin escalas: la invención que promete reducir costos de combustible

La invención fue desarrollada por Adolfo Rutgerson Fackelmann, contador público y aficionado a los autos.

El 14 de noviembre pasado, Adolfo Rutgerson Fackelmann se subió a una camioneta Ford Ranger para conducir un viaje que uniría Córdoba, su ciudad natal, con Río de Janeiro. ¿Cuál era su meta? Demostrar y terminar de validar en ese vehículo un sistema de su invención por medio del cual un motor diésel, sin modificaciones en su estructura, puede funcionar mayoritariamente con GNC y solo una mínima cantidad del combustible original para la función de encendido. Como resultado, logró documentar que en ese trayecto de 3.100 km el coche consumió 264 metros cúbicos de gas natural vehicular y 28,25 litros de diésel.

Ese fue el primer destino de un trabajo iniciado 20 años atrás, cuando Rutgerson Fackelmann, contador público y aficionado a los autos, comenzó a profundizar en los aspectos técnicos de los motores junto con un cliente que le acercó un proyecto de desarrollo de tecnología.

Con el paso del tiempo y la evolución de la gestión electrónica en la mecánica automotriz, creó una metodología que –asegura- permite que un motor diésel funcione con gas natural y alcance una alta sustitución del combustible tradicional (que es más costoso), sin perder rendimiento.

El destino siguiente será introducir su invención en el mercado. “Con la implementación de nuestro sistema, las flotas de vehículos diésel podrían utilizar gas en una altísima proporción, superior al 90%, y así reducir notablemente los costos operativos en cuanto a combustible. La inversión inicial sería razonable ya que no deben realizar modificaciones en el motor. Solo deben incorporar el equipamiento convencional de GNC. Además, conservan la posibilidad de seguir empleando diésel si lo necesitan”, afirma el contador.

Y agrega que está conversando con una firma de Brasil para comercializar su sistema mediante un joint venture. A nivel local, mantiene contactos con una petrolera para realizar pruebas en su parque de camionetas Toyota Hilux, y en breve hará lo propio en el ómnibus de una empresa de transporte público de Córdoba. 

Gasoleros: reducir el consumo sin cambios

El reto que se propuso Rutgerson Fackelmann no es menor. “El motor diésel es más fuerte y tiene mejor rendimiento en el uso del combustible –explica-. En los motores nafteros, por ejemplo, se ha utilizado desde hace varios años la conversión a GNC o, incluso, a gas licuado de petróleo. Es un tema complejo; en motores diésel se han usado sistemas duales, que emplean diésel y gas, pero nunca han logrado sustituir más del 40% o 50%, en promedio, de diésel por gas. En cambio, con esta tecnología he logrado un reemplazo superior al 90%”.

“En breve la vamos a probar en un ómnibus urbano, que sería la situación más extrema debido al tipo de operación de un vehículo de pasajeros, que arranca, frena y acelera varias veces por el tránsito y la congestión típica de una ciudad. En este caso, voy a lograr reemplazar más del 85% del diésel por gas en promedio”, anticipa.

La metodología que desarrolló el inventor cordobés no implica realizar intervenciones ni cambios en el motor del coche. “Requiere instalar un equipo de GNC convencional homologado, de quinta generación, con sus cañerías, cilindros y regulador, ya que se debe inyectar gas en el conducto de admisión. Solo cambia la gestión electrónica porque es preciso comunicarse con la unidad de control del motor (ECU, por su sigla en inglés) original del vehículo para administrar que se inyecte el mínimo de diésel para efectuar el encendido y que luego se vaya inyectando el gas como sustitución. Solo usamos un 10% o 15%, como máximo, de diésel”.

La aplicación de esta tecnología en cada modelo de auto –prosigue- requiere efectuar un “mapeo” con una computadora que se conecta por Bluetooth para introducir los parámetros a ese motor. “La innovación consiste en poder interconectarnos con la electrónica del vehículo, junto con un sistema que administra el funcionamiento bajo esta modalidad que permite reemplazar el uso de diésel por gas.”

Los primeros ensayos de rendimiento se realizaron, inicialmente, en el motor de un Renault Clío con profesionales del Departamento de Mecánica de la Universidad Tecnológica Nacional. Más cerca en el tiempo, los testeos se efectuaron en el banco de pruebas del Laboratorio de Máquinas de la Universidad Nacional de Córdoba en un motor de ómnibus urbano Mercedes Benz OM924LA. Según Rutgerson Fackelmann, “también llevamos adelante ensayos con gas licuado de petróleo, pero propano puro, y funcionó muy bien”. 

El motor del negocio  

Concluida la etapa de testeo en laboratorio y documentado el uso de combustible durante el trayecto de Córdoba a Río de Janeiro –que se denominó “Desafío Diésel Gas”-, el próximo paso es la comercialización. El objetivo es que las flotas diésel de camionetas y transporte de carga y de pasajeros se reconviertan a GNC y operen con el sistema que propone el contador. “En breve comenzaremos a probar y validar la aplicación, inicialmente sin pasajeros, en un colectivo Mercedes Benz de una empresa de transporte público de Córdoba. La electrónica ya está instalada en el vehículo”, señala.

En cuanto a la funcionalidad, de acuerdo con Rutgerson Fackelmann, el uso de GNC no afecta la autonomía de los vehículos. “Para un ómnibus urbano que recorre 300 km por día, la autonomía se resuelve colocando la cantidad de tanques de combustible de gas adecuados para esa distancia. Si cada cilindro de 120 litros tiene 30 metros cúbicos de gas, con la colocación de cuatro tanques de esa capacidad sería suficiente para ese trayecto”, explica.

“En el caso de los camiones de carga se trata de lograr autonomía agregando cilindros, con ciertas limitaciones; pero si se acaba el gas, con nuestra tecnología es posible que siga funcionando con diésel hasta que el vehículo llegue a repostar –argumenta-. Esto es una enorme ventaja, porque un vehículo dedicado a gas se puede usar única y exclusivamente donde pueda abastecerse de ese combustible.”

La llegada al mercado sería a través de talleres o de operadores PEC (productor de equipo completo), que fabrican y venden los componentes de GNC. Según el contador, la instalación de un equipo de GNC en un camión demanda entre US$ 12.000 o US$ 15.000. Y aunque depende de las características de cada flota, estima que ese monto es algo menor para el caso de buses urbanos. “Con el ahorro de combustible que se produce con el GNC, la inversión se amortiza en pocos meses”, considera.

Para reducir los costos de adopción y favorecer la incorporación de su tecnología, baraja proponer un modelo de abono mensual, como un servicio, cuyo valor sería un porcentaje mínimo del ahorro en combustible. “Tenemos previsto instalar en nuestra ECU un chip de celular donde será posible trackear el motor por la red de telefonía móvil. Por ejemplo, si un vehículo ahorra $2 millones, nos pagaría $200.000, más allá del costo de los componentes que tiene que instalar”, explica.

También apuesta al mercado brasileño. “Allí hay una cantidad de vehículos a gas natural similar, en proporción, a la de Argentina, sobre todo en las principales ciudades de la costa, desde Porto Alegre hasta el norte”, afirma Rutgerson Fackelmann. Y añade: “Estoy avanzando para establecer una alianza con una firma que tiene una red comercial y ha vendido más de tres millones de equipos de quinta generación para autos. Operan también en Perú, Colombia y México, y fabrican los componentes en China. Tienen su sistema de conversión de diésel a GNC pero no han logrado nuestros resultados de sustitución. Por eso están interesados.”

, Mariana Pernas

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PCR amplió el Parque Eólico Mataco–San Jorge y lo consolidó como el mayor complejo renovable de Buenos Aires

El parque de PCR en Tornquist alcanzó los 276,6 MW, es considerado el complejo eólico más grande de Buenos Aires y genera energía para abastecer a más de 340.000 hogares.

PCR puso en marcha la ampliación del Parque Eólico Mataco–San Jorge, ubicado en el partido de Tornquist, provincia de Buenos Aires. El proyecto incorporó seis nuevos aerogeneradores Vestas de 6,2 MW de potencia unitaria, que adicionan 37,2 MW al parque.

De esta manera, Mataco–San Jorge alcanzó 276,6 MW de potencia, consolidándose como el complejo eólico de mayor capacidad instalada de la provincia de Buenos Aires y uno de los principales desarrollos de generación renovable del país.

La nueva etapa del proyecto obtuvo la habilitación comercial de CAMMESA para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), por lo que los nuevos aerogeneradores ya se encuentran inyectando energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), incrementando la capacidad de generación renovable del complejo.

Con esta ampliación, el Parque Eólico Mataco–San Jorge genera energía renovable suficiente para abastecer el consumo de más de 340.000 hogares y evita la emisión de 522.000 toneladas de CO₂ por año.

Actualmente, PCR opera cuatro complejos eólicos con una capacidad instalada total de 582 MW, entre los que se encuentra el primer parque híbrido (eólico-solar) de la Argentina.

Asimismo, la compañía avanza en la construcción del Parque Eólico Olavarría en alianza con ArcelorMittal Acindar, que ampliará su capacidad de generación renovable en 185,6 MW y reafirma su estrategia de crecimiento en el sector. A través de su plan de inversiones, PCR continúa impulsando proyectos vinculados al upstream de petróleo convencional, las energías renovables y la producción de cemento.

, Ignacio Ortiz

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Ya está abierta la acreditación para la AOG Patagonia 2026

Del 19 al 22 de octubre de 2026, el Espacio DUAM de Neuquén volverá a reunir a los principales referentes de la industria del petróleo y el gas. Contará con cuatro auditorios, una Plaza de Máquinas que duplica la superficie de la edición anterior y seis carpas donde los expositores exhibirán su catálogo de productos a más de 17.000 visitantes proyectados.

El principal encuentro de la industria del petróleo y el gas de la región se prepara para recibir a profesionales, especialistas y referentes descacados del sector. Con una superficie de 17.000 m2 y el 100 % de los espacios comercializados, Argentina Oil & Gas Patagonia será un espacio de intercambio de conocimientos, actualización tecnológica y generación de oportunidades de negocio. Para participar, los visitantes pueden gestionar su acreditación en https://www.aogpatagonia.com.ar/acreditaciones/

Durante cuatro jornadas, más de 400 marcas expositoras presentarán sus productos y soluciones. Además, la exposición ofrecerá una amplia agenda de actividades. Entre ellas, uno de los momentos más esperados será el Encuentro con los CEOs, donde los referentes de las principales compañías del sector compartirán su visión sobre la actualidad de la industria, las perspectivas de crecimiento y los desafíos que marcarán la agenda energética en los próximos años.

En tanto, la 10ª edición de Jóvenes Oil & Gas reunirá a estudiantes avanzados y jóvenes profesionales con referentes de la industria. Es una iniciativa que cada año cobra más relevancia ya que promueve el intercambio de experiencias y nuevas oportunidades profesionales. La agenda incluirá además la 4° Jornada de Seguridad de Procesos en la Industria de Oil & Gas, dedicada a abordar las mejores prácticas y los principales desafíos en materia de seguridad operacional, así como la Jornada de Procesamiento y Transporte de Gas, donde especialistas analizarán las tendencias, proyectos y avances vinculados a uno de los segmentos estratégicos para el desarrollo energético del país.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 es el evento más importante de la industria hidrocarburífera de América latina.

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BAIC Argentina y Puma Energy sellan alianza estratégica

La automotriz BAIC Argentina y Puma Energy anunciaron un acuerdo estratégico que combina la experiencia de ambas compañías para fortalecer su desarrollo conjunto en el país.

A través de este convenio, Puma Energy pasa a ser la marca recomendada en combustibles y lubricantes para toda la gama de vehículos comercializados por BAIC en el país. La compañía abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales del gigante chino en Argentina.

La incorporación de este nuevo socio comercial forma parte del compromiso de BAIC por seguir optimizando cada instancia de la experiencia de sus clientes. Así como el desarrollo de un vehículo exige altos estándares de ingeniería, su mantenimiento también requiere productos que respondan a esas mismas exigencias.

Con productos desarrollados para los estándares más exigentes del mercado automotor, Puma Energy acompaña el mantenimiento de cada vehículo BAIC con la calidad que su tecnología requiere.

El acuerdo también incluye a ARCFOX, la marca premium de vehículos eléctricos de BAIC. Para estos modelos, Puma Energy es la marca recomendada en lubricantes, refrigerantes y especialidades adaptados a las exigencias de la movilidad eléctrica. De esta manera, BAIC continúa ampliando una propuesta que no solo contempla el vehículo, sino también todo lo que garantiza su desempeño a lo largo del tiempo.

El Gerente de Marketing de Puma Energy para Argentina, Lucas Smart, destacó que “esta nueva alianza con el Grupo BAIC, un líder en el mercado internacional que está creciendo y conquistando a los argentinos, reafirma el compromiso asumido con nuestros clientes de acompañarlos con una línea de combustibles y lubricantes de excelente calidad para garantizarles la mejor experiencia”.

El Gerente de Posventa de BAIC Argentina, Roberto Ruesch, afirmó que “desde Posventa consideramos que esta alianza con Puma Energy representa un beneficio tanto para nuestra red de servicios oficiales como para nuestros clientes. Contar con combustibles, lubricantes y refrigerantes recomendados que cumplen con los estándares de BAIC nos permite acompañar el cuidado de cada vehículo con el respaldo que caracteriza a nuestra red de servicios oficiales”.

Con esta alianza, BAIC reafirma una visión que atraviesa cada una de sus decisiones: ofrecer una experiencia de marca respaldada por innovación, tecnología y socios estratégicos que compartan los más altos estándares de calidad a nivel mundial, se destacó.

BAIC Group es uno de los grupos automotrices más importantes de China y uno de los principales actores de la industria automotriz a nivel global.

Con más de seis décadas de trayectoria, la compañía integra el desarrollo, la ingeniería, la fabricación y la comercialización de un completo porfolio de vehículos, entre los cuales se destacan BAIC, ARCFOX y STELATO, combinando funcionalidades, confort, alta gama, diferentes motorizaciones y nuevas energías. Su presencia en más de ochenta países y regiones refleja una visión de movilidad impulsada por la innovación, el futuro de la tecnología y el compromiso con la evolución constante del sector, se indicó.

En Argentina, BAIC cuenta con una sólida presencia, siendo el BAIC BJ30 Hybrid el SUV entre las marcas chinas más vendido en 2025 y en lo que va de 2026, y activando la preventa de su característico BAIX X55 II en su versión híbrida. www.baic.com.ar // www.arcfox.com.ar

Acerca de Puma Energy cabe referir que es una compañía petrolera global integrada, de refinación, transporte, almacenamiento y distribución, que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3.000 estaciones de servicio, y está presente en 80 aeropuertos.

En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, y los comercializa en más de 400 estaciones de servicio en todo el país.

A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana, y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva agraria de la Argentina. www.pumaenergyarg.com.ar

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Neuquén fijará un salario mínimo de $1,5 millones: Rolando Figueroa cierra la paritaria con los gremios estatales hasta el 2027

Rolando Figueroa y el titular de ATE, Carlos Quintriqueo, durante un acto en mayo de 2026.
Rolando Figueroa y el titular de ATE, Carlos Quintriqueo, durante un acto en mayo de 2026.

La provincia de Neuquén fijará el salario mínimo de los trabajadores estatales en 1,5 millones de pesos cuando concluya la paritaria del segundo semestre con los sindicatos del sector público. El gobierno de Rolando Figueroa finalmente mejoró la propuesta que había llevado el martes a la mesa de negociación y aceptó volcar mayores recursos para recomponer los sueldos de unos 35.000 agentes.

La oferta será debatida desde mañana en asambleas, pero ATE dejó ver su conformidad al sugerir hoy que, a diferencia de la anterior, «es muy considerable».

La provincia tiene alrededor de 70.000 trabajadores estatales, pero esta paritaria alcanza aproximadamente a la mitad, ya que los docentes ya habían firmado un acuerdo por todo el 2027. Eso no descarta que ahora busquen mejorar sus condiciones a partir de lo obtenido por el resto de los sindicatos. «Esto va a tener que derramar para los que firmaron por un año», había anticipado el líder de ATE, Carlos Quintriqueo.

La negociación rápidamente levantó críticas de La Libertad Avanza, en concreto del senador Pablo Cervi, quien reclamó que la provincia dé una discusión «de fondo sobre el destino de los recursos extraordinarios que genera Vaca Muerta» y advirtió que el debate sobre el Estado no puede girar únicamente en torno a las negociaciones salariales del sector público.

Cuestionó que la planta de empleados «ha crecido significativamente en los últimos años» y que «la discusión no puede limitarse a cuánto cuesta sostener esa estructura o cuánto deben aumentar los salarios». «La verdadera pregunta es otra: ¿los neuquinos reciben mejores servicios? ¿El Estado funciona mejor?», apuntó.

Los términos del acuerdo salarial

El gobierno puso al frente de la negociación con los sindicatos estatales al ministro de Gobierno, Jorge Tobares, el funcionario con perfil más dialoguista del gabinete, junto a la secretaria de Hacienda, Carola Pogliano, una de las funcionarias más valoradas por Rolando Figueroa y la llave para destrabar buena parte de los conflictos que surgen en la administración pública.

En concreto, el gobierno acordó elevar el piso salarial para todos los empleados públicos a 1.560.000 pesos de bolsillo para equipararlo a la canasta básica que, según la última medición de Indec, se estimó en 1.531.473 pesos. Para ATE la medida «representa un paso significativo» hacia el objetivo de eliminar los salarios que estén por debajo de la medición del costo de vida.

Actualmente, la provincia tiene haberes iniciales que rondan los 1,2 millones de pesos en la mayoría de los escalafones.

Por otro lado, el acuerdo propuesto por la gestión de Figueroa extiende el esquema de actualizaciones trimestrales atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) hasta junio del 2027, lo que le daría aire para llegar sin conflicto a las elecciones del año que viene, si es que se realizan en el primer semestre.

A esto se sumará, además, una recomposición del 4% a los salarios básicos a partir de noviembre de 2026 y un 3% adicional desde enero de 2027.

Por último, el acuerdo contempla el pago de dos bonos extraordinarios: uno de 410.000 pesos a cobrarse durante octubre de 2026 y otro de 480.000, a cobrarse en la segunda quincena de enero de 2027.

«Este es un acuerdo que busca recuperar salario frente a los incrementos de tarifas y alquileres, sin descuidar el aspecto inflacionario que miden los organismos», afirmó Quintriqueo, quien destacó que los porcentajes extra del 4% y 3% que incluye la oferta implican «adelantar casi un trimestre por los valores que viene dando el IPC hasta ahora». «No lo vemos mal», sostuvo.

El gremio llamó a realizar asambleas este viernes a la mañana para votar la aceptación de la propuesta, con la expectativa de que, si se aprueba, se firme el acta con el gobierno el lunes.

El costo de alquileres y servicios en Neuquén

El acuerdo apunta a recomponer los sueldos de los trabajadores estatales de Neuquén frente al alza de productos y servicios, muchos de ellos asociados al costo de vida que imprime la actividad en Vaca Muerta.

Desde ATE habían reclamado al gobierno de Rolando Figueroa que vuelque parte de las regalías extraordinarias que ingresaron a la provincia por efecto de la guerra en Medio Oriente a financiar las subas.

La dirección de Estadística y Censos de Neuquén midió para junio una inflación mensual del 2,2%, apenas superior a la que relevó Indec, aunque hubo sectores que duplicaron el porcentaje.

Fue el caso de los alquileres, que experimentaron un alza del 4%, mismo número que los servicios de electricidad y gas. Los primeros, que explican el encarecimiento del acceso a la vivienda en la capital neuquina, acumulan un aumento del 25,8% en el año, mientras que las tarifas se incrementaron un 39,4% en el período.

La suba de los combustibles, que en el mes se ubicó en un 1,5%, por debajo del nivel general, acumula de enero a junio una variación del 22,1%.

, Andrea Durán

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AES Argentina lanza Obligaciones Negociables por hasta U$S 50 millones

AES Argentina anunció la emisión de Obligaciones Negociables por un valor nominal de hasta U$S 30 millones, ampliable hasta los U$S 50 millones.

El instrumento podrá licitarse el 4 de agosto, entre las 10:00 y las 16:00, a través de diferentes agentes colocadores, y la liquidación está prevista para el 6 de agosto, bajo la modalidad T+2. La organización y operación estará a cargo de Balanz Capital Valores.

Las Obligaciones Negociables serán denominadas, integradas y pagaderas en dólares MEP, a un plazo de 24 meses. La emisión tendrá una tasa fija, que se determinará mediante licitación, y pagará intereses cada seis meses.

El capital se devolverá íntegramente al vencimiento, bajo modalidad bullet. La suscripción mínima será de U$S 100, quedando al alcance de todos los inversores.

Los fondos obtenidos se destinarán a financiar operaciones de AES Argentina, realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos, se describió.

AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada de más de 3 GW. La empresa cuenta con un portafolio diversificado entre energía térmica, hidroeléctrica, y eólica, con 9 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

La emisión cuenta con una calificación AA- (FixScr) y se regirá por ley argentina. Actuarán como agentes colocadores: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A.

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Arriazu afirma que la minería atraviesa la misma etapa que Vaca Muerta en 2013

El economista Ricardo Arriazu sostuvo en Mendoza que la minería argentina se encuentra en un punto de inflexión similar al que atravesaba Vaca Muerta en 2013, cuando el potencial geológico ya estaba confirmado y comenzaba la etapa de desarrollo masivo.

Según explicó, la combinación entre transición energética, inteligencia artificial y disputa geopolítica está generando una demanda inédita de cobre, litio, plata y otros minerales críticos, ubicando a Argentina en una posición estratégica dentro del mercado global.

Arriazu participó de la presentación de Chimpay como la primera AAPIC autorizada en Mendoza y señaló que “el mundo está yendo hacia la electrificación y hacia la inteligencia artificial”, procesos que requieren grandes volúmenes de energía y metales.

Afirmó que Argentina posee recursos de escala internacional a lo largo del corredor metalífero que se extiende desde La Rioja hasta San Juan y Mendoza, donde las campañas de exploración continúan ampliando los depósitos conocidos.

El economista destacó que la minería ya no es una promesa, sino una realidad en expansión. Recordó que hace más de una década defendía el potencial de Vaca Muerta cuando todavía existían dudas sobre su desarrollo, y planteó que la situación actual del sector minero es equivalente: proyectos de cobre avanzando en ingeniería y permisos, inversiones en evaluación y recursos que se consolidan como de clase mundial.

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Arriazu remarcó que el impacto económico de la minería no debe medirse únicamente por las exportaciones. Al igual que ocurrió con el shale neuquino, la puesta en marcha de grandes proyectos demandará infraestructura, energía, cemento, transporte, logística, servicios industriales y mano de obra calificada, generando un efecto multiplicador sobre la actividad.

Recordó que los estudios de Vaca Muerta obligaron a proyectar millones de toneladas adicionales de cemento y miles de camiones para abastecer el crecimiento de la industria.

También advirtió sobre el riesgo del “péndulo argentino”, concepto que utiliza para describir la falta de continuidad en las reglas de juego. Señaló que los inversores no dudan de la existencia de los recursos naturales, sino de la capacidad del país para sostener estabilidad macroeconómica durante décadas.

A su entender, el superávit fiscal, la baja del riesgo país y la previsibilidad regulatoria son condiciones indispensables para transformar el potencial geológico en inversiones concretas.

Arriazu recordó que las exportaciones mineras alcanzaron USD 6.000 millones el año pasado y que este año volverán a crecer por la mejora en la producción de oro y litio.

Sin embargo, afirmó que el verdadero salto llegará con la entrada en producción de los grandes proyectos de cobre, que según las proyecciones oficiales podrían llevar las exportaciones del sector a USD 36.000 millones anuales hacia 2035.

Bajo ese escenario, el economista planteó que Argentina podría sostener tasas de crecimiento cercanas al 5,5% anual durante un período prolongado, siempre que logre consolidar estabilidad macroeconómica y evitar los ciclos de retroceso que caracterizaron su historia reciente.

Para Arriazu, la minería representa una oportunidad estructural que, de ser aprovechada, podría modificar la matriz productiva del país y convertirse en uno de los principales motores de desarrollo de las próximas décadas.

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Biocombustibles: integración estratégica para liberar hidrocarburos y ampliar el saldo exportable argentino

La transición energética argentina atraviesa una etapa en la que los biocombustibles dejan de ser un complemento ambiental para convertirse en un instrumento económico y productivo.

La combinación de bioetanol, biodiésel y energías limpias con la producción de hidrocarburos permite reducir el consumo interno de combustibles fósiles y liberar volúmenes de petróleo y gas para exportación, fortaleciendo la competitividad del país en un contexto internacional volátil.

La Secretaría de Energía sostiene que la capacidad instalada del sector bioenergético continúa subutilizada: el bioetanol opera con una capacidad ociosa cercana al 25%, mientras que el biodiésel mantiene niveles superiores al 70%. La ampliación de los cortes obligatorios —hoy en 12% para bioetanol y 7,5% para biodiésel— permitiría reemplazar parte del consumo interno de naftas y gasoil, generando un excedente exportable de hidrocarburos sin necesidad de incrementar la producción.

El proyecto de nueva Ley de Biocombustibles, en debate en el Senado, propone elevar los cortes a 15% y 10%, respectivamente, y crear un mercado electrónico único para transparentar precios y contratos.

La integración energética también se observa en la expansión de las energías renovables y la generación distribuida, que reducen la demanda de gas natural en la generación eléctrica. Según datos oficiales, la incorporación de parques solares y eólicos permitió desplazar volúmenes de gas en los picos de demanda, liberando parte de la producción para exportaciones estacionales.

La complementariedad entre hidrocarburos y renovables mejora la seguridad de abastecimiento y reduce la exposición del sistema a variaciones internacionales del precio del petróleo.

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Córdoba se consolidó como un caso demostrativo de esta integración. La provincia, principal productora de maíz, sostiene una de las cadenas de bioetanol más importantes del país y promueve el uso de biocombustibles en la flota oficial y en parques industriales.

La incorporación de mezclas superiores a las obligatorias en autoelevadores, camiones y maquinaria logística permitió reducir emisiones y mejorar la eficiencia operativa sin necesidad de reconvertir flotas, mientras se disminuye el consumo de gasoil y naftas en el mercado interno.

El avance de la economía circular también suma nuevas fuentes de energía. Proyectos provinciales y municipales reutilizan aceites usados para producir biodiésel, agregando valor a residuos urbanos y agrícolas y fortaleciendo cadenas productivas regionales.

Estas iniciativas se integran a la estrategia nacional de diversificación energética, que busca articular hidrocarburos, bioenergías y renovables bajo una planificación de largo plazo.

La política energética argentina enfrenta el desafío de coordinar inversiones, infraestructura y regulación para aprovechar plenamente el potencial disponible. La integración de biocombustibles y energías limpias no implica sustituir hidrocarburos, sino optimizar su uso: reducir el consumo interno, ampliar el saldo exportable y consolidar una matriz más resiliente y competitiva.

En este esquema, la energía se posiciona como uno de los principales motores del desarrollo industrial y económico del país durante las próximas décadas.

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IPEEM define las áreas ofertadas para explorar en Iglesia y Calingasta

El Instituto Provincial de Exploraciones y Explotaciones Mineras (IPEEM) realizó la apertura del Sobre N.º 2 del concurso público para la exploración de áreas mineras en Iglesia y Calingasta, donde quedaron identificadas las zonas por las que cada empresa presentó ofertas.

Las propuestas económicas continúan bajo análisis de la comisión evaluadora del organismo, que deberá verificar el cumplimiento de los pliegos y elaborar el informe técnico-administrativo correspondiente.

Las compañías que avanzaron a esta instancia ya habían superado la admisibilidad legal, técnica y financiera durante la apertura del primer sobre. Se trata de Pampa Exploración S.A., Minera del Carmen S.A. (Barrick), Compañía Minera Aguilar San Juan, Las Pailas S.R.L. y Kopano Cobre S.A.

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La distribución de las áreas ofertadas quedó definida de la siguiente manera:

  • Pampa Exploración S.A.: Bordo Atravesado
  • Minera del Carmen S.A. (Barrick): Patri
  • Compañía Minera Aguilar San Juan: Rincones de Araya, Josefina, Patri, Bordo Atravesado, Margaritas y Arroyo Los Amarillos
  • Las Pailas S.R.L.: Bordo Atravesado
  • Kopano Cobre S.A.: Bordo Atravesado

El área Bordo Atravesado concentró el mayor interés, con cuatro propuestas, mientras que Patri recibió dos. Las áreas Rincones de Araya, Josefina, Margaritas y Arroyo Los Amarillos registraron una única oferta cada una.

Todas las zonas incluidas en el concurso presentan potencial geológico para cobre y oro, y forman parte de la política provincial de promoción de la exploración minera en los departamentos con mayor actividad del sector.

Con la documentación ya en manos de la comisión evaluadora, el proceso avanza hacia la etapa de análisis económico y técnico, paso necesario para definir la adjudicación y habilitar nuevos trabajos de exploración en Iglesia y Calingasta.

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Primer acuerdo de productividad en perforación bajo la Ley de Modernización Laboral en Vaca Muerta

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa y las cámaras CEPH (Exploración y Producción de Hidrocarburos) y CEOPE (Operaciones Petroleras Especiales) firmaron el primer acuerdo de productividad del sector hidrocarburífero bajo la Ley de Modernización Laboral N.º 27.802, reglamentada por el Decreto 407/2026.

El convenio se aplicará a la actividad de perforación en la Cuenca Neuquina y establece un esquema de incentivos vinculados al cumplimiento de objetivos operativos medibles y verificables.

El acuerdo habilita la implementación de un Programa de Incentivo Variable por Resultados Operativos, orientado a mejorar productividad, eficiencia y seguridad en las operaciones de perforación. Según la Secretaría de Energía, los tiempos promedio de perforación en Vaca Muerta se ubican entre 12 y 18 días por pozo, con costos de USD 6 a 8 millones por pozo.

La reducción de tiempos improductivos y la mejora en la disponibilidad de equipos tienen impacto directo en el CAPEX de las operadoras y en la competitividad del desarrollo no convencional.

El esquema incorpora una Comisión de Seguimiento, integrada por representantes del sindicato y de ambas cámaras, que supervisará la implementación del programa, verificará el cumplimiento de los indicadores operativos y coordinará acciones de capacitación y desarrollo de recursos humanos.

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CEOPE y CEPH, como entidades representativas de empresas de perforación y servicios especiales, aportarán información técnica para la medición de desempeño y la trazabilidad de los resultados.

La Ley 27.802 habilita la negociación directa entre sindicatos y cámaras para acuerdos de productividad sectoriales, sin necesidad de homologación previa, y establece que los incentivos deben vincularse a parámetros objetivos de operación.

En perforación, estos parámetros incluyen tiempos de avance, eficiencia de equipos, cumplimiento de programas, seguridad operativa y formación técnica.

El acuerdo constituye un precedente para el resto de las actividades del upstream —fractura, pulling, workover y servicios especiales— y se integra a la estrategia de mejora continua del desarrollo no convencional.

La articulación entre gremio y cámaras permite alinear productividad, capacitación y seguridad en un segmento que define el ritmo de perforación de nuevos pozos y la expansión de la producción en Vaca Muerta.

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Argentina Metals suma cotización en Estados Unidos para financiar sus proyectos de cobre en Mendoza

Argentina Metals Corp. comenzó a operar en el OTCQB Venture Market de Estados Unidos bajo el símbolo VLLCF, un paso que amplía su presencia en mercados de capitales y fortalece su estrategia de financiamiento para avanzar con sus proyectos cupríferos en Mendoza.

La compañía ya cotiza en la TSX Venture Exchange de Canadá (VLLC) y en la Bolsa de Frankfurt (VA5), por lo que la incorporación al mercado estadounidense consolida su llegada a inversores internacionales.

El OTCQB es un mercado orientado a empresas en etapa de crecimiento y exploración, con requisitos de transparencia y reportes periódicos que permiten mejorar la visibilidad y la liquidez de las acciones. Desde la compañía señalaron que esta nueva cotización facilitará la participación de inversores estadounidenses y acompañará la próxima fase de exploración en sus activos mendocinos.

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Argentina Metals mantiene un portafolio centrado en la exploración de cobre en distritos considerados de alto potencial geológico y con escasa exploración histórica. Entre sus propiedades se encuentran los proyectos El Salado y La Quimera, que abarcan cerca de 9.980 hectáreas en Mendoza.

La empresa busca posicionarse dentro del creciente ecosistema de compañías que apuntan a desarrollar nuevos recursos cupríferos en Argentina, en un contexto de fuerte interés global por este mineral estratégico para la electrificación, las energías renovables y la infraestructura vinculada a la transición energética.

La llegada al mercado estadounidense se suma a la estrategia de diversificación financiera que la compañía viene impulsando desde su ingreso a la TSX Venture Exchange, y representa una herramienta adicional para acompañar la etapa de exploración y evaluación de sus activos en la provincia.

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Empresas energéticas emitieron deuda por US$ 5.307 millones en el primer semestre

El sector energético se consolidó en el primer semestre de 2026 como el gran protagonista del mercado de deuda corporativa argentino, al captar US$ 5.307 millones mediante emisiones de obligaciones negociables (ON). 

Esto equivale al 55,1% de los US$ 9.632 millones colocados por todas las empresas entre enero y junio, impulsado por el dinamismo de la cuenca no convencional de Vaca Muerta y por proyectos de hidrocarburos y generación eléctrica que demandan financiamiento de gran escala.

Según un informe de la consultora RICSA ALyC citado por Minuto Neuquén y medios especializados de Neuquén, las compañías energéticas realizaron apenas 24 series de ON sobre un total de 169 emisiones del mercado, es decir, el 14% de las colocaciones, pero con montos muy superiores al resto de los sectores: el ticket promedio del segmento energético trepó a US$ 221 millones, frente a US$ 56,9 millones del promedio general, reflejando la escala de los proyectos de exploración, producción, transporte y distribución vinculados a Vaca Muerta y al sistema eléctrico.

El mercado de ON en su conjunto creció un 8% respecto del mismo período de 2025, pero el salto más fuerte se dio entre el primer y el segundo trimestre: las emisiones totales pasaron de US$ 3.956 millones a US$ 5.676 millones, un incremento del 43% en tres meses. 

En el caso del sector energético, el avance fue aún más marcado: de US$ 1.848 millones en el primer trimestre a US$ 3.459 millones en el segundo, lo que implica una suba del 87%, en línea con la aceleración de inversiones en perforaciones, plantas de tratamiento y obras de transporte (gasoductos y oleoductos) necesarias para acompañar los récords de producción de la cuenca neuquina.

Entre los principales emisores del semestre se destacaron YPF, Pampa Energía, Edenor, Pluspetrol y Vista Energy, que concentraron el 62% del financiamiento del sector energético. 

YPF realizó tres emisiones por US$ 833 millones, Pampa Energía obtuvo US$ 700 millones, Edenor colocó US$ 640 millones, Vista Energy levantó US$ 617 millones y Pluspetrol sumó US$ 500 millones; en conjunto, los diez mayores emisores del segmento acapararon el 90,8% del volumen energético total, equivalente a la mitad de todo el mercado de deuda corporativa del semestre.

El informe también subraya la fuerte dolarización del financiamiento energético: el 99,4% de las emisiones del sector se realizó en dólares, muy por encima del promedio general del mercado, donde el 58% de las ON se colocó en esa moneda y el 42% restante en pesos. 

Este perfil responde a la naturaleza exportadora de buena parte de los proyectos de Vaca Muerta y a la necesidad de fondear inversiones de largo plazo con tasas de un dígito, que el mercado de capitales argentino convalidó para las principales compañías del rubro.

El contexto productivo acompaña este boom de endeudamiento: la cuenca de petróleo y gas no convencional Vaca Muerta viene marcando récords de producción mes a mes. 

En mayo el país alcanzó un máximo histórico de 903.700 barriles de petróleo por día, mientras el gas natural rozó en junio su propio techo con 158 millones de metros cúbicos diarios; las proyecciones oficiales apuntan a una extracción anual de 54,5 millones de m³ de petróleo, un 16% más que en 2025, lo que convertiría a 2026 en el año de mayor producción petrolera de la historia argentina, superando el registro de 1998.

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De la mano de Vaca Muerta, Neuquén logró un doble récord

El gobierno de Neuquén informó que la provincia registró durante junio de 2026 un nuevo récord en la producción de petróleo, con un volumen de 648.114 barriles por día. El nivel alcanzado representa un incremento del 1,86% respecto de mayo de 2026 y del 30,48% en comparación con junio de 2025.

Al considerar la producción acumulada entre enero y junio, el volumen registrado durante 2026 fue un 32,62% superior al correspondiente al mismo período de 2025.

El crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el aumento de la producción en las áreas Bajo del Choique-La Invernada, con 11.183 barriles diarios adicionales; Cruz de Lorena, con 5.798 barriles diarios; La Amarga Chica, con 4.586 barriles diarios; Bajada de Añelo, con 3.545 barriles diarios; y La Calera, con 2.680 barriles diarios.

Nuevo máximo en la producción de gas

La producción de gas también alcanzó un nuevo récord provincial durante junio, al ubicarse en 118,64 millones de metros cúbicos por día. Este resultado significó un crecimiento del 3,04% respecto de mayo de 2026 y del 5,12% frente a junio de 2025.

En el análisis acumulado de enero a junio, la producción de gas de 2026 mostró un incremento del 6,96% en comparación con el mismo período del año anterior.

El aumento mensual se explicó principalmente por los mayores volúmenes registrados en La Calera, con 1,00 MMm³/d adicionales; Sierra Chata, con 0,99 MMm³/d; Aguada Pichana Oeste, con 0,95 MMm³/d; Bajo del Choique-La Invernada, con 0,63 MMm³/d; Loma La Lata-Sierra Barrosa, con 0,55 MMm³/d; y Bajada de Añelo, con 0,52 MMm³/d.

La producción no convencional de petróleo alcanzó los 630.234 barriles por día y representó el 97,24% del total provincial.

En el caso del gas, la producción no convencional fue de 108,42 MMm³/d, equivalente al 91,38% del total. Dentro de ese volumen, el shale gas aportó un 82,35% de la producción provincial.

Para la elaboración del informe se estimaron los valores de producción de las áreas operadas por Bentia Energy.

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Las ventas de combustible cayeron 2,9% interanual en junio

En una tendencia que comenzó en el mes de febrero, las ventas de combustible al público -nafta y gasoil- totalizaron en todo el país 1.331.423 metros cúbicos durante junio, con una caída del 2,9% frente al mismo mes de 2025 y un descenso del 6,2% respecto a mayo.

Así lo informó la consultora Politikon Chaco, elaborado sobre la base de datos oficiales de la Secretaría de Energía. El trabajo señala que la cifra de junio representa la “quinta baja consecutiva en ese nivel comparativo, y es el menor volumen para un primer semestre desde 2021″.

La venta de combustible en detalle

  • El consumo de naftas, que representó el 56% del total, bajó un 1,9% interanual
  • El gasoil tuvo un retroceso del 4,2%. En este último segmento, el gasoil común experimentó una merma del 8,9%, que fue compensada parcialmente por un crecimiento del 4,0% en el segmento Premium.
  • En el desglose por empresas, YPF concentró el 55,1% del mercado, seguida por Shell con el 22,5% y Axion con el 12,0%.
  • Solo cuatro provincias mostraron aumentos en sus ventas: Neuquén (7,7%), Entre Ríos (1,3%), Tierra del Fuego (0,5%) y Mendoza (0,4%).
  • En tanto, diecinueve registraron caídas, con los retrocesos más marcados en La Rioja (-8,0%), Formosa (-9,3%) y Salta (-11,3%).

Con estos resultados, el primer semestre de 2026 acumuló ventas por 8,21 millones de metros cúbicos, lo que implica una baja del 1,3% contra el año anterior.

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El Gobierno llamó a licitación pública para concesionar el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles

El Gobierno convocó a licitación pública nacional e internacional para la concesión del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, de Mendoza, mediante el Decreto 667/2026, publicado en el Boletín Oficial.

Esta medida se toma tras el vencimiento de las concesiones anteriores y en un contexto de emergencia del sistema tras daños por fenómenos climáticos. La licitación se llevará a cabo de forma conjunta entre el Estado Nacional y la provincia de Mendoza.

En el proceso licitatorio, el Ejecutivo nacional busca otorgar una nueva concesión para la generación de energía eléctrica de las centrales Nihuil I, II, III y IV, mientras que Mendoza apunta a vender el 100% del paquete accionario de la empresa Hidroelectricidad Mendocina S.A., sociedad constituida recientemente para gestionar estos activos.

Este esquema busca que un mismo operador se haga cargo tanto de las concesiones nacionales como de los derechos de uso de los bienes y del recurso hídrico, que son de dominio provincial.

El sistema hidroeléctrico de Mendoza se encuentra en emergencia, ya que el 11 de enero de 2025, un aluvión histórico provocó la inundación de las centrales Nihuil II y III, dejándolas fuera de servicio hasta ahora.

Tras el vencimiento de las concesiones originales en junio de 2024, se inició un periodo de transición. Ahora, el decreto determinó que la empresa provincial Hidroelectricidad Mendocina será la responsable de la operación del complejo de manera provisional desde el 27 de julio de 2026 hasta el 31 de diciembre de 2026, o hasta que el nuevo adjudicatario tome posesión.

La Secretaría de Energía nacional actuará como Autoridad de Aplicación de la concesión y, junto con el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, fijará las pautas del proceso licitatorio. Además, se designará un veedor de la Subsecretaría de Energía Eléctrica para supervisar la operación durante el periodo de transición.

En la normativa se informó que la licitación se realizará a través de la plataforma CONTRAT.AR. Además, se dispuso que el nuevo concesionario deberá realizar inversiones obligatorias para extender la vida útil de los activos y que todos los ingresos derivados de la concesión nacional pertenecerán exclusivamente al Estado Nacional.

El Sistema Los Nihuiles es considerado una infraestructura estratégica “multipropósito”, no solo por la generación de energía, sino también por su capacidad para regular flujos eléctricos regionales y abastecer a departamentos del sur mendocino como General Alvear y Malargüe.

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Kristalina Georgieva visitó Vaca Muerta junto a Luis Caputo y Horacio Marín

La titular del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, viajó el pasado martes a Vaca Muerta, pieza clave para generar divisas. Junto al ministro de Economía, Luis Caputo y a Horacio Marín, presidente de YPF, recorrieron el yacimiento Loma Campana, uno de los desarrollos centrales de la empresa en la provincia de Neuquén.

La visita formó parte de la agenda oficial de Georgieva en la Argentina, tras su encuentro con el presidente Javier Milei en Casa Rosada, y previamente su reunión con Caputo.

En Neuquén, la jefa del FMI fue recibida por el presidente de YPF, Horacio Marín, en una recorrida que buscó mostrar el avance del sector energético y su potencial para generar exportaciones por entre u$s11.000 millones y u$s15.000 millones al año.

El interés del organismo por Vaca Muerta quedó reflejado en las declaraciones que Georgieva realizó durante la conferencia de prensa que compartió con Caputo. Allí destacó que la industria petrolera lidera el crecimiento económico del país y remarcó la importancia de sostener ese impulso.

El viaje a Neuquén tuvo como eje la recorrida por Loma Campana, el yacimiento ubicado en Vaca Muerta que opera YPF. La presencia de Marín apunta a mostrar el desempeño de la petrolera y las perspectivas de crecimiento de la producción no convencional. El objetivo del viaje buscó acercar a la conducción del FMI al territorio donde se concentra buena parte del crecimiento petrolero y gasífero argentino.

El presidente Javier Milei no participó de la visita a Loma Campana, ya que viajó a Perú para asistir a la jura de Keiko Fujimori como presidenta.

Pese al peso de Vaca Muerta, la titular del FMI sostuvo que el desafío para la próxima etapa será lograr que el crecimiento de energía y minería se extienda hacia otros sectores de la economía.

“Este era el tema principal de debate, tenemos un fuerte desempeño en petróleo, gas y minería, y ese desempeño fuerte está arraigado en la mejora en la confianza de la economía argentina. Es más difícil, quizás, elevar la economía en sectores como la construcción, los servicios y la logística y por ende, el foco del Gobierno en términos de reformas y de respaldo dentro de la capacidad limitada del Gobierno debe dirigirse allí”, afirmó Georgieva.

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Egipto atribuyó a drones el incendio de dos buques cisterna estadounidenses en el puerto de Damietta

Las autoridades de Egipto han atribuido este jueves a drones el incendio provocado en dos buques cisterna de gas en el puerto de Damietta, en Egipto, sin que por el momento haya responsabilizado a ningún actor del ataque.

“Tras controlar el incendio que afectó a dos buques en el puerto de Damietta el 29 de julio de 2026, y a raíz de las investigaciones preliminares sobre el incidente llevadas a cabo por las autoridades competentes, se ha revelado que fue provocado por un dron, y ninguna parte ha reivindicado la autoría del incidente”, ha indicado el gabinete del Gobierno egipcio en un mensaje en redes sociales.

En este sentidol, ha indicado que las autoridades competentes continúan con las investigaciones “para determinar las circunstancias del incidente” y, en este caso, adoptará “las medidas necesarias para proteger los intereses y la seguridad nacional de Egipto”.

La Autoridad Portuaria de Damietta ha confirmado que el puerto sigue operando con plena normalidad y todas las terminales y amarres gestionan las llegadas y salidas de buques según lo previsto, informa el diario ‘Ahram’.

La voz de alarma la dio el Ministerio de Petróleo y Recursos Minerales de Egipto, que en un comunicado precisó que las embarcaciones afectadas son “un buque de gasificación y un buque de almacenamiento atracados en el puerto de Damietta”.

Horas más tarde, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, indicó que el ataque “es más de lo mismo”, en relación con los presuntos indicios que relacionan el suceso con la guerra en curso en Irán. “Nos toca a nosotros golpearles. Saben que va a pasar. Nos están pidiendo que no lo hagamos”, aseguró antes de que Washington volviera a atacar a Irán en medio del repunte de las tensiones por la crisis regional y la situación en el paso de Ormuz.

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Las diferencias en el precio del gas se ajustarán cada dos meses desde agosto

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) formalizó el cambio en el esquema de traslado de los costos de adquisición de gas a las facturas de los usuarios y el ajuste de las diferencias de precio pasa de ser estacional a bimestral desde agosto, mediante la Resolución 331/2026, publicada este jueves en el Boletín Oficial.

La normativa se enfoca en las denominadas Diferencias Diarias Acumuladas (DDA). Estas representan la brecha entre el valor del gas que las empresas distribuidoras compran efectivamente y el precio estimado que se incluyó originalmente en la tarifa del usuario.

Hasta ahora, estas diferencias se acumulaban y ajustaban de forma estacional. Con la nueva resolución, el cálculo e incorporación de estas diferencias a las tarifas se realizará cada dos meses. Con este cambio, las autoridades buscan evitar que los usuarios enfrenten saltos bruscos en sus facturas debido a la acumulación de saldos por períodos de tiempo más extensos.

Al respecto en el texto oficial, se explicó que el ajuste en la periodicidad busca “adecuarla, transitoriamente, a un esquema que sostenga los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando todo ajuste significativo derivado de plazos más extensos”.

Asimismo, el Gobierno argumentó que la decisión se implementa en el marco de la emergencia del sector energético nacional, la cual ha sido prorrogada recientemente hasta el 31 de diciembre de 2027.

La Secretaría de Energía instruyó al ENREGE a adecuar los procedimientos para que el sistema refleje el costo real del gas sin que esto genere beneficios ni pérdidas extraordinarias para las empresas distribuidoras, respetando el principio de “mínimo costo para los consumidores”.

De esta manera, se suspende transitoriamente la Resolución 559/2025, que regía el procedimiento anterior, para evitar contradicciones legales durante la emergencia. El organismo regulador deberá velar por que se mantengan los criterios de transparencia y los lineamientos que aseguren que los precios no excedan los niveles de mercado.

Los nuevos cuadros tarifarios que apliquen esta metodología comenzarán a regir a partir de agosto de 2026. La medida ya fue notificada a todas las licenciatarias del servicio de distribución de gas natural del país para su inmediata aplicación. 

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Crisis de la fundición: el “primer eslabón” de la cadena energética enfrenta una caída sostenida de su producción

La importación aparece como una de las principales preocupaciones del sector de la fundición.

La actividad de la fundición es poco conocida fuera del ámbito industrial, pero fundamental para el desarrollo de sectores como el petróleo, el gas, la minería, la generación eléctrica, la industria naval, automotriz y ferroviaria, entre otras. La fundición es el punto de partida de la mayoría de los componentes metálicos que luego se transforman en válvulas, bombas, molinos, turbinas o maquinaria pesada. Pese a ello, esta industria hoy atraviesa su peor momento en años.

«En todo lo que ves hay fundición. Después viene el mecanizado, la ingeniería y el ensamblado, pero el cuerpo de ese producto nace en una fundición», explicó a Econojournal Martín Bernocco, gerente de la Cámara de Industriales Fundidores de la República Argentina (CIFRA).

Las fundiciones reciben chatarra clasificada, la funden en hornos que superan los 1.600 °C y obtienen piezas semielaboradas que luego otras industrias convierten en productos finales. El proceso parece simple pero detrás hay empleo capacitado y años de trayectoria e industria que destacan a la Argentina por sobre otros países de la región.

Así lo demuestra Alejo Bendersky, director de la empresa de soluciones metalúrgicas y fundiciones de acero Enerbom, consultado por Econojournal. “Si Vaca Muerta estuviera en Chile, Perú, Uruguay o en Bolivia, no se podría desarrollar con proveedores locales. Lo que vuelve significativa la formación no es solamente la piedra sino la cadena de valor que hay detrás y que ya está desarrollada en el país”, afirmó.

Un termómetro de la economía que comienza a fallar

La CIFRA utiliza un indicador propio para medir el grado de industrialización de un país: el llamado PBI fundidor, que calcula la cantidad de kilos fundidos por habitante.

«En 1980 Argentina producía alrededor de 12 kilos fundidos por habitante, prácticamente la media mundial. Hoy ese valor ronda apenas 1,5 kilos, a contracara de países desarrollados como EE.UU, Alemania, Japón, Francia o China», señala Bernocco. Para el directivo, esa evolución refleja el proceso de desindustrialización atravesado por el país durante las últimas décadas.

Actualmente existen unas 270 fundiciones en todo el país -frente a las cerca de 300 que existían pocos años atrás-, la mayoría pequeñas y medianas empresas. El sector genera alrededor de 5.000 puestos de trabajo directos y 40.000 indirectos, en caída desde los últimos años.

El último Boletín de Actividad Metalúrgica de ADIMRA identifica a la fundición comoel rubro con peor desempeño interanual (-8,9%), mientras que datos de la CIFRA revelan que las empresas operan con una capacidad ociosa superior al 50% y con elevada retracción del empleo (42,3% de las empresas con disminución de la nómina, según su último relevamiento de junio).

Bernocco asegura que históricamente la fundición fue uno de los primeros sectores en anticipar los ciclos económicos. «Cuando a la fundición le iba bien, seis meses después la economía despegaba; cuando le empezaba a ir mal, seis meses más tarde aparecían los titulares sobre la caída de la actividad», explica. Sin embargo, sostiene que esa lógica hoy parece haberse alterado. «Los récords de la actividad en petróleo, gas y minería conviven con los datos de caída de la actividad metalúrgica», advierte.

Una cadena que se debilita desde los cimientos

Para Bernocco, la importación aparece como una de las principales preocupaciones del sector, ya que sus propios clientes desaparecen como resultado de la compra de productos terminados.

Desde Enerbom sostienen que la caída de la actividad responde a una combinación de factores. Además del sobrestock generado en años anteriores, la salida de operadoras de áreas maduras y la menor circulación de dinero en la economía, la apertura comercial hacia los grandes proyectos energéticos y mineros generó una competencia que consideran desigual. “Nosotros no competimos contra empresas chinas o indias sino contra gobiernos que sí promueven una política industrial para poder exportar sus bienes y servicios”, explica.

A ese escenario se suma la elevada carga tributaria en los tres niveles de gobierno (municipal, provincial y nacional) y los costos logísticos, que -según sostiene- reducen la competitividad de los fabricantes locales frente a proveedores del exterior.

Para el empresario, el debate excede el reemplazo de una pieza por otra y remite al modelo de desarrollo industrial: “Cuando vos agregás valor a la materia prima desarrollás una cadena productiva, con gente, impuestos y desarrollo de comunidades. Si importas un bien terminado, este se compra y se vende. Esa cadena es muy corta”.

Además, para Bendersky, el debate sobre la importación de componentes no se limita a una cuestión de costos. En el caso de las válvulas industriales, la trazabilidad y los controles de calidad son determinantes porque se trata de elementos críticos para la seguridad de una instalación, informa.

«Una válvula representa menos del 0,1% del costo total de un proyecto, pero puede generar un accidente ambiental o laboral«, afirma. Según explica, cuando esos productos llegan importados resulta mucho más difícil verificar procesos, certificaciones y controles equivalentes a los que exige la fabricación local.

Además, señala un aspecto operativo que suele quedar fuera del análisis económico.

«Nadie puede desarrollar un proyecto como Vaca Muerta dependiendo de proveedores que están a 12 horas de diferencia horaria y más de 120 días de respuesta. Mañana vas a tener un problema y no lo vas a poder solucionar. Es como si las ambulancias de Capital Federal estuvieran en La Pampa», sostiene.

Aguantar a futuro

Pese al escenario actual, tanto la Cámara como la empresa mantienen expectativas sobre el potencial de Vaca Muerta y los futuros proyectos mineros, aunque el derrame aún no parecería haber llegado. «Hoy, si le pregunto a los socios de la Cámara si tienen órdenes de compra vinculadas con Vaca Muerta, la respuesta es que todavía no», sostiene Bernocco.

En Enerbom comparten esa mirada. Tras más de medio siglo en la actividad, la empresa debió reducir personal y aplicar suspensiones para sostenerse frente a la caída de la demanda. Aun así, Bendersky asegura que la expectativa de un mayor desarrollo industrial es lo que “les da fuerza para continuar pese a no notar un compromiso por parte de las operadoras en desarrollar la cadena de valor”.

Para el empresario, el desafío no pasa por otorgar ventajas a un sector en particular, sino por generar condiciones que permitan que el crecimiento de industrias como el petróleo, el gas o la minería también se traduzca en más actividad para quienes integran la cadena de valor desde su primer eslabón. «No pedimos condiciones que nos favorezcan. Lo que queremos es una mirada desarrollista que permita potenciar las ventajas que ya tiene la Argentina», concluye.

, Redaccion EconoJournal

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Energía convocó a concurso para designar nuevo presidente del ENRGE

La Secretaría de Energía convocó a Concurso Abierto de Antecedentes para la designación del Presidente del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENRGE), organismo descentralizado actuante en el ámbito de la S.E.

Mediante la Resolución 185/2026 la Secretaría a cargo de María Tettamanti aprobó los requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes de los postulantes al concurso para el cargo de Presidente del Directorio del ENRGE, tras la renuncia a dicho cargo por parte de Néstor Lamboglia. Su vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo del organismo.

En un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos desde la publicación de esta Resolución se conformará el Comité de Selección para el análisis y la evaluación de los antecedentes de los postulantes que se presenten al concurso, cuyos integrantes desempeñarán sus funciones ad honorem.

Los postulantes tendrán un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos a contar desde el día siguiente al de la última publicación realizada de la convocatoria (durante tres días hábiles) para presentar los antecedentes.

Vencido el plazo para la recepción de antecedentes, el Comité de Selección contará con un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos para el análisis de las postulaciones recibidas y la confección del listado de candidatos preseleccionados a ser entrevistados, debiendo notificarse debidamente a todos los postulantes. Durante el plazo señalado, el Comité de Selección podrá requerir a los postulantes la información adicional que considere pertinente, para su análisis.

El Comité de Selección contará con un plazo de CINCO (5) días hábiles administrativos, contados a partir de la fecha de notificación del listado de candidatos preseleccionados, para llevar a cabo las entrevistas personales y elevar a esta Secretaría una propuesta de ternas para cubrir el cargo, cuando el número de postulantes lo hiciere posible, la que deberá basarse en opinión fundada respecto de los antecedentes considerados.

Dentro del plazo de TRES (3) días hábiles administrativos de recibida la propuesta del Comité de Selección para la cobertura del cargo en cuestión, la Secretaría elevará al Ministro de Economía la terna respectiva con su recomendación del candidato a ocupar el cargo concursado, y los antecedentes del proceso de selección desarrollado, para su posterior elevación al Poder Ejecutivo Nacional.

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El Gobierno aprobó el ingreso del proyecto Vicuña al RIGI tras el aval en la disputa por la capacidad de transporte eléctrico

El Gobierno nacional formalizó este jueves la incorporación del proyecto minero Vicuña al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) bajo la categoría de Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP). La aprobación establece un compromiso de inversión de US$ 9.700 millones hasta 2031 para el complejo controlado por la alianza entre BHP y Lundin Mining en la provincia de San Juan, dentro de un potencial global estimado en USD 18.000 millones.

La decisión dada a conocer por la resolución 1154 del Ministerio de Economía, se produjo inmediatamente después del respaldo regulatorio otorgado por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), a la disputa por el acceso a la disponibilidad de capacidad eléctrica. Ese aval le permite a Vicuña avanzar con una serie de obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico y le asegura la disponibilidad del 90% de la capacidad incremental para abastecer el proyecto.

En su resolución, el Palacio de Hacienda -anticipada por el ministro de Economía, Luis Caputo, a mediados de junio en sus redes sociales- concedió al proyecto los beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios previstos para proyectos estratégicos de exportación. El encuadramiento bajo la figura de PEELP garantiza estabilidad fiscal y normativa por 30 años, junto con la exención de derechos de exportación y la libre disponibilidad progresiva de divisas por exportaciones.

A cambio, la compañía fijó un plan de desembolsos global de US$ 9.737 millones. El cronograma oficial se divide en un primer tramo hasta fines de 2026 por US$1.128 millones y una segunda etapa entre 2027 y 2031 por US$ 7.895 millones. Además, la empresa asumió el compromiso de ejecutar US$ 2.000 millones durante los primeros dos años para cumplir con el piso legal del 20%, destinar al menos ese mismo porcentaje mínimo a la contratación de la cadena de proveedores locales y sostener un esquema de generación de 31.700 empleos directos e indirectos.

El mayor proyecto de cobre de la Argentina

El Distrito Vicuña surge de la integración de los depósitos Josemaría y Filo del Sol, situados en la cordillera sanjuanina en el límite con Chile. De acuerdo con los resultados de la Evaluación Económica Preliminar (PEA) presentados en febrero de 2026, su desarrollo prevé tres etapas operativas. La primera estará focalizada en el yacimiento Josemaría, cuyos estudios técnicos estimaban un piso operativo inicial de US$ 7.100 millones, la segunda abordará los óxidos de Filo del Sol, mientras que la tercera contemplará el procesamiento de los recursos sulfurados y la infraestructura pesada asociada.

El proyecto Vicuña se encuentra a pocos kilómetros de la frontera con Chile, y prevé una primera etapa de desarrollo del yacimiento Josemaría, que tiene los estudios previos más avanzados.

Las estimaciones técnicas contenidas en la PEA ubican a Vicuña entre los activos de cobre de escala global más relevantes en la Argentina. Durante sus primeros 25 años de operación continua, el complejo mantiene una capacidad teórica de producción promedio anual de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata. El estudio establece una vida útil inicial superior a los 70 años, lo que permitió su encuadramiento en el estándar de exportación de largo plazo.

En el terreno, la compañía aceleró los trabajos preparatorios para la primera etapa de construcción. En los últimos meses se registró el ingreso de una flota propia de camiones fuera de ruta de 40 toneladas, destinados al movimiento inicial de suelos y al acondicionamiento de las plataformas donde se erigirá la planta concentradora. También avanzó con la adjudicación a la empresa PowerChina de la construcción de parte del campamento minero mediante la importación de módulos habitacionales.

En materia de recursos humanos, el proyecto ocupa actualmente a 2.743 trabajadores a escala global, de los cuales 2.580 desempeñan sus labores en la Argentina. De ese total radicado en el país, 617 corresponden a personal de nómina directa de la empresa y 1.963 operan a través de firmas contratistas. El 91,9% de la plantilla global es de nacionalidad argentina y más del 81% son de San Juan.

La compañía detalló recientemente que el entramado productivo en torno a la fase de exploración y desarrollo involucra a 245 empresas proveedoras activas, divididas en 45 contratistas de bienes y 200 de servicios especializados. La provincia de San Juan concentra el 61,2% de esa cadena de valor con 150 firmas locales, mientras que un 35,1% corresponde a proveedores ubicados en otras provincias y un 3,7% a firmas internacionales de suministros tecnológicos específicos.

, Ignacio Ortiz

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BAIC Argentina y Puma Energy firman una alianza para el suministro de combustibles y lubricantes recomendados para la red de la automotriz

Puma Energy abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales de BAIC en el país con productos destinados al mantenimiento de los vehículos de la marca

BAIC Argentina y Puma Energy anunciaron la firma de una alianza estratégica mediante la cual la empresa energética se convierte en la marca recomendada de combustibles, lubricantes y refrigerantes para toda la gama de vehículos BAIC y ARCFOX comercializados en el mercado argentino.

Como parte del convenio, Puma Energy abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales de BAIC en el país con productos destinados al mantenimiento de los vehículos de la marca.

Según informaron las compañías, el acuerdo busca complementar la oferta de posventa de BAIC mediante el suministro de productos desarrollados para responder a los requerimientos técnicos de sus modelos.

La alianza

La alianza también alcanza a ARCFOX, la marca de vehículos eléctricos del grupo BAIC. En este segmento, Puma Energy será la marca recomendada en lubricantes, refrigerantes y otros productos específicos para las necesidades de la movilidad eléctrica.

Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy para Argentina, señaló que el acuerdo «reafirma el compromiso asumido con nuestros clientes de acompañarlos con una línea de combustibles y lubricantes de excelente calidad para garantizarles la mejor experiencia».

Por su parte, Roberto Ruesch, gerente de Posventa de BAIC Argentina, sostuvo que la incorporación de Puma Energy «representa un beneficio tanto para la red de servicios oficiales como para los clientes», al contar con productos recomendados que cumplen con los estándares definidos por la automotriz.

Con esta iniciativa, ambas empresas buscan fortalecer su presencia en el mercado local mediante una propuesta orientada al servicio posventa y al mantenimiento de los vehículos comercializados por BAIC en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

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Energía firmó la resolución que convoca a concurso para designar a un nuevo presidente del Enrege

La resolución 185/2026 lleva la firma de María Tettamanti.

La Secretaría de Energía publicará en las próximas horas la resolución 185 que convoca a concurso abierto para la designación de un nuevo presidente del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El organismo que reemplazó a Enargas y ENRE comenzó a funcionar a comienzos de mayo luego de la designación de su directorio, pero cuando todavía no había cumplido ni un mes en su cargo, el entonces presidente Néstor Marcelo Lamboglia renunció en medio de una fuerte interna.

El ente está siendo conducido ahora por el vicepresidente Vicente Serra, junto a los vocales Marcelo Alejandro Nachon, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.

En el gobierno especularon en las últimas semanas con la posibilidad de esperar un año hasta que se tuviera que renovar el puesto del tercer vocal, que hoy ocupa Falzone, y entonces convocar también al concurso para ocupar el cargo vacante de presidente, pero como las internas en el ente continúan se decidió avanzar cuanto antes con el proceso de selección.

La conducción del organismo no tiene una tarea sencilla por delante porque además de regular a las industrias de gas natural y electricidad tiene que consolidar la fusión del Enargas y el ENRE, lo que inevitablemente va a suponer el desplazamiento de personal, preferentemente a través de retiros voluntarios y jubilaciones anticipadas.

Cómo es el proceso de selección

La resolución que llama a concurso para la designación de un nuevo presidente, con la firma de la secretaria María Tettamanti, establece que debe publicarse un aviso con la convocatoria y dentro de los diez días hábiles posteriores conformar el comité de selección que deberá elegir una terna de candidatos.

Una vez realizada la selección, el comité elevará la terna a la Secretaría de Energía y será el Poder Ejecutivo quien elija al nuevo presidente dentro del abanico de opciones disponibles.

Antes de designarlo, el gobierno debe comunicar los fundamentos de su elección a una comisión bicameral del Congreso integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las cámaras determine en función de su incumbencia.

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

El proceso para designar al directorio anterior se inició el 13 de octubre del año pasado y concluyó con las designaciones firmadas por Javier Milei el pasado 4 de mayo, casi siete meses después. En esta ocasión, esperan acelerar un poco el proceso, pero lo más probable es que el nuevo presidente sea designado recién a fin de año.  

, Fernando Krakowiak

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OLACDE destaca el rol de ALC como proveedor de hidrocarburos

América Latina y el Caribe (ALC) aumentó su producción de petróleo y de gas natural en marzo de este año, justo cuando las tensiones en Medio Oriente generan mayor incertidumbre respecto al abastecimiento global de hidrocarburos y la inestabilidad en los mercados internacionales.

De acuerdo con un informe mensual emitido por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), la capacidad productiva y el comercio intrarregional se consolidan como factores cruciales para asegurar la energía en la región frente a un entorno internacional volátil.

En marzo de 2026, la región alcanzó los 324 millones de barriles de petróleo y 22 mil millones de m³ de gas natural. Casi la mitad del gas importado ya es abastecido de forma intrarregional, fortaleciendo la seguridad de suministro frente a los riesgos globales.

La producción regional de petróleo de 324 millones de barriles (Mbbl), representa un incremento de 9 % comparado con marzo de 2025 y un aumento de 1,3 % respecto a febrero del mismo año.

Brasil, México y Venezuela concentraron juntos el 69 % del total producido: Brasil 41 % , México 17 % y Venezuela 11 %, con otros aportes clave: Guyana (9 %), Argentina (8 %), Colombia (7 %) y Ecuador 5 por ciento.

En el ámbito comercial, el 53 % del total de las importaciones petroleras realizadas por ALC fue resultado del comercio intrarregional. En contraste, solo un 12 % del valor total exportado se destinó a otros países latinoamericanos y caribeños, dirigiéndose la mayoría hacia mercados fuera de la región.

Gas natural: Avance ante la incertidumbre mundial

La producción regional de gas natural alcanzó los 22 mil millones de m³ en marzo, mostrando un crecimiento interanual de 5 % y un aumento similar respecto a febrero. Este crecimiento cobra relevancia ante ataques a infraestructuras energéticas y tensiones geopolíticas en áreas clave como el Estrecho de Ormuz.

En cuanto a la distribución de la producción de gas se desglosa de la siguiente manera: Argentina 23 % (Liderando el impulso gracias a los recursos no convencionales de Vaca Muerta), Trinidad y Tobago: 21 %, Brasil 15 %, Bolivia y México: 10 % cada uno. Otros productores destacados han sido Venezuela (9 %), Perú (7 %), Colombia (5 %) y Ecuador 1por ciento.

El informe destaca que, en este sector, la interdependencia es aún más marcada: el 49 % del valor total del gas importado provino directamente de productores dentro de América Latina y el Caribe, reduciendo dependencias externas e impulsando la seguridad en el abastecimiento local.

“Los resultados demuestran que el reto regional va más allá de aumentar la producción; implica mejorar las infraestructuras, fomentar intercambios comerciales e impulsar una integración efectiva que conecte los recursos disponibles a aquellos mercados que requieren estos suministros”, puntualizó la OLACDE.

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Luego del fallo a favor de Vicuña, Los Azules activa una alternativa de contingencia para garantizar el desarrollo de su proyecto de cobre en San Juan

Los Azules ya trabaja en una alternativa de suministro eléctrico y asegura que el cambio no altera la ingeniería ni los plazos del proyecto de producción de cátodos de cobre.

El proyecto de cobre Los Azules avanzará con una nueva estrategia en su planificación de infraestructura de provisión energética mediante la implementación de un esquema alternativo de abastecimiento, activado como respuesta a la reciente decisión del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) que favoreció al proyecto Vicuña en la asignación de capacidad de transporte eléctrico. La decisión de McEwen Copper garantiza el suministro para la futura operación en la provincia de San Juan y superar la restricción planteada,

La resolución 330/26 del Enrege otorgó prioridad y condiciones favorables al proyecto Vicuña en lo relativo a la asignación de capacidad de transporte e infraestructura eléctrica en la región, modificando el escenario original de acceso a la red primaria para los emprendimientos mineros de la zona.

Frente al dictamen a favor de Vicuña, «Los Azules inició el análisis de los alcances legales y técnicos de la medida regulatoria como parte del seguimiento habitual de los procesos regulatorios vinculados a la iniciativa», aseguró la compañía en un comunicado. Sin paralizar sus actividades, la compañía optó por activar la alternativa de conexión previamente contemplada en sus planes de contingencia, resolviendo la restricción regulatoria sin comprometer el diseño de la mina.

«La decisión preserva íntegramente el diseño concebido para Los Azules y no modifica las condiciones de contratación local, el trabajo conjunto con las comunidades, las oportunidades de crecimiento para la región y permite sostener de forma ininterrumpida el cronograma de ingeniería de detalle y las etapas previas a la construcción«, remarcó la empresa.

Alternativa de conexión eléctrica para Los Azules

Durante el desarrollo del reclamo ante el regulador, en McEwen Copper ya se analizaba una alternativa de contingencia frente al eventual desenlace desfavorable en el Enrege. Esta variante técnica contempla abandonar el trazado original de conexión a la línea nacional de 500 kV en territorio sanjuanino para abastecer a Los Azules desde la red eléctrica de la provincia de Mendoza.

El suministro eléctrico para el proyecto Los Azules se debera reorientar hacia el sur, y concretar una conexión al SADI desde la provincia de Mendoza, sumando una nueva vinculación a San Juan.

Para concretarlo, la compañía planea extender el corredor eléctrico desde la Estación Transformadora San Jorge, ubicada en suelo mendocino, hacia la zona de Calingasta, aprovechando el trazado diseñado en conjunto por PSJ y DistroCuyo. El cambio de ruta no altera la meta de sustentabilidad del yacimiento, ya que se mantiene el acuerdo con YPF Luz para asegurar un suministro 100% renovable.

«La alternativa de conexión no afectará el abastecimiento eléctrico de Calingasta. Por el contrario, permitirá fortalecer la infraestructura energética de la provincia de San Juan, aportando mayor capacidad, confiabilidad y mejores condiciones para acompañar la expansión de la actividad productiva y la llegada de nuevas inversiones en el largo plazo», aseguró McEwen Copper.

Los Azules es uno de los proyectos de cobre con adhesión aprobada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por un monto inicial de US$ 2.700 millones, con un Estudio de Factibilidad publicado y con un acuerdo de colaboración con la Corporación Financiera Internacional (IFC).

Su diseño contempla una operación abastecida con energía proveniente de fuentes 100% renovables, una reducción del 74% en el consumo de agua respecto de un proceso convencional de molienda, y hasta el momento es el único proyecto de escala mundial en el país que contempla producir cátodos de cobre directamente en el yacimiento.

, Ignacio Ortiz

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Creatividad financiera: la hoja de ruta para llevar el átomo a Wall Street

El nuevo informe de la World Nuclear Association no se limita a proponer mecanismos para financiar centrales nucleares. Plantea una transformación institucional destinada a integrar esta industria a los mercados globales de capital. Bajo un lenguaje técnico y financiero, también deja entrever una disputa por el control del negocio nuclear en un escenario marcado por la competencia entre Occidente, China y Rusia.

La World Nuclear Association (WNA) publicó esta semana un informe titulado Roadmap to Mainstream Finance, una nueva propuesta para facilitar el financiamiento de proyectos nucleares. Sin embargo, una lectura más detenida permite advertir que el documento persigue un objetivo bastante más ambicioso. No intenta únicamente resolver un problema de acceso al crédito: busca redefinir las reglas financieras e institucionales para asegurar inversiones en energía nuclear.

El cambio es radical. Durante décadas, el debate nuclear estuvo dominado por cuestiones técnicas: seguridad, operación de los reactores, gestión de residuos o aceptación social. La WNA desplaza esa discusión. El problema ya no sería tecnológico sino financiero. La prioridad consiste en transformar a la energía nuclear en un activo de infraestructura comparable con autopistas, puertos, gasoductos o redes eléctricas, capaz de atraer bancos, fondos de inversión, aseguradoras y fondos de pensión.

En esa lógica, la WNA ya no discute con quienes cuestionan la energía nuclear. Tampoco analiza las particularidades regulatorias de un país determinado. Su propósito es mucho más amplio: establecer un conjunto de condiciones institucionales, jurídicas y financieras que permitan incorporar la industria nuclear como objeto de inversión de los capitales internacionales, independientemente del grado de desarrollo alcanzado por cada Estado.

La hoja de ruta parte de un diagnóstico preciso. Según el documento, para alcanzar los objetivos de expansión de la capacidad nuclear hacia 2050 será necesario movilizar alrededor de seis billones de dólares estadounidenses (trillions en la nomenclatura anglosajona), elevando la inversión anual desde los aproximadamente US$ 75.000 millones actuales hasta cerca de US$ 250.000 millones.

Pero el informe sostiene que el principal obstáculo no es la magnitud del capital requerido.  La primera brecha aparece durante el desarrollo de los proyectos: licencias regulatorias, ingeniería, estudios ambientales, planificación y preparación del emplazamiento. Son inversiones que deben realizarse durante años sin generar ingresos capaces de respaldar esquemas tradicionales de project finance.

La segunda afecta a la cadena de suministro. Fabricantes de componentes, equipos especializados y servicios tecnológicos deben ampliar su capacidad industrial e invertir en infraestructura y capital de trabajo mucho antes de contar con contratos firmes.

Este último aspecto es de relevancia porque el informe alude reiteradamente a la necesidad de construir cadenas de suministro “competitivas”, aunque evita mencionar de manera explícita a los más competitivos de la industria: China y Rusia. Esa omisión no impide advertir que la reorganización propuesta también tiene una dimensión geopolítica.

La respuesta que ofrece la WNA consiste en modificar la manera en que los mercados evalúan el riesgo nuclear. En lugar de reclamar una expansión indefinida del financiamiento estatal, propone construir las condiciones para que el capital privado considere a las centrales nucleares como activos convencionales de infraestructura. En otras palabras, el objetivo no es únicamente conseguir más dinero. Es cambiar las reglas para que ese dinero pueda ingresar.

Toda la arquitectura del informe se organiza alrededor de esa premisa. La tecnología ocupa un segundo plano; la ingeniería financiera pasa al primero. Por eso, más que un documento destinado a ingenieros nucleares, Roadmap to Mainstream Finance puede leerse como un manual dirigido a ministerios, bancos multilaterales de desarrollo, reguladores financieros y a Wall Street.

Ese desplazamiento del eje de discusión constituye, probablemente, el aporte más importante del documento. Pero también invita a formular una pregunta inevitable: si la energía nuclear deja de presentarse como una política energética para convertirse en un activo financiero global, ¿quién definirá las reglas de ese nuevo mercado y quiénes serán sus principales beneficiarios?

Del reactor al activo financiero

La estrategia diseñada por la WNA se desarrolla en tres etapas. No se trata simplemente de un cronograma de financiamiento, sino de un proceso destinado a modificar la percepción del riesgo que hoy mantienen los mercados respecto de la energía nuclear.

La primera fase, denominada Capital Estratégico, corresponde a los proyectos First-of-a-Kind (FOAK), es decir, aquellos que inauguran una nueva tecnología o un nuevo diseño. En esta instancia, el protagonismo corresponde casi exclusivamente al Estado. Los proyectos dependen del financiamiento público, no existen mercados secundarios para esos activos y cada operación requiere estructuras financieras elaboradas prácticamente a medida.

La segunda etapa, Capital Catalítico, busca reducir progresivamente esa dependencia. Allí aparecen los bancos multilaterales de desarrollo (MDB), los mecanismos de garantía, los seguros especializados y una serie de instrumentos destinados a disminuir el riesgo percibido por los inversores privados. El Estado continúa desempeñando un papel central, aunque ya no como único financiador sino como facilitador de un mercado en formación.

La tercera etapa constituye el verdadero objetivo de la hoja de ruta. Bajo el concepto de finanzas tradicionales, la energía nuclear deja de ser considerada una actividad excepcional para convertirse en un activo convencional de infraestructura. En ese escenario deberían existir mercados secundarios líquidos, estructuras financieras estandarizadas y costos de financiamiento comparables con los de otras inversiones de largo plazo.

Lo archiconocido del planteo no reside únicamente en la secuencia. La WNA reconoce, implícitamente, que la confianza del sector financiero no se impone por decreto, se construye gradualmente, a partir de condiciones políticas interiores y exteriores estables de los estados, transparencia e información comparable. La industria nuclear deja así de reclamar un trato excepcional y aspira, precisamente, a dejar de ser una excepción.

¿Quién hace las reglas?

Uno de los aportes más originales del informe consiste en establecer una correspondencia directa entre los diecinueve temas de infraestructura definidos por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) y las categorías de riesgo utilizadas por bancos, fondos de inversión y aseguradoras para evaluar proyectos de infraestructura.

Los tradicionales requisitos técnicos dejan de presentarse únicamente como exigencias regulatorias para convertirse en variables económicas susceptibles de ser cuantificadas, comparadas y valorizadas por los mercados. La independencia del regulador, la solidez institucional, los procedimientos de licenciamiento o la responsabilidad civil dejan de ser exclusivamente cuestiones jurídicas para transformarse en indicadores capaces de modificar el costo del capital. En ese marco, el informe identifica tres condiciones que considera indispensables para atraer financiamiento comercial.

La primera consiste en establecer un régimen claro de responsabilidad civil nuclear, con límites de cobertura suficientemente definidos para que inversores y prestamistas conozcan de antemano cuál será su exposición patrimonial frente a un eventual accidente.

La segunda exige una autoridad regulatoria independiente, dotada de recursos suficientes y capaz de garantizar procedimientos transparentes y plazos previsibles durante el proceso de autorización y licenciamiento.

La tercera propone estructurar los proyectos mediante sociedades de propósito específico(Special Purpose Vehicles o SPV), de modo que la responsabilidad patrimonial permanezca acotada al propio proyecto y no se extienda automáticamente a los accionistas a través del levantamiento del velo societario.

Desde la óptica del derecho regulatorio, ninguna de estas condiciones resulta novedosa. Lo novedoso es la forma en que el informe las presenta: ya no como instrumentos destinados principalmente a proteger la seguridad pública, sino como requisitos indispensables para reducir incertidumbre financiera y abaratar el costo del financiamiento.

El Estado financiador

La redefinición del papel estatal constituye otro de los ejes centrales del documento.

Durante décadas, los programas nucleares dependieron de gobiernos capaces de absorber riesgos que el sector privado no estaba dispuesto a asumir. El informe reconoce que esa participación seguirá siendo indispensable durante las primeras etapas de desarrollo. Sin embargo, sostiene que ese modelo no puede convertirse en una condición permanente.

En la medida en que el mercado adquiera experiencia y los riesgos se vuelvan más previsibles, el Estado debería abandonar progresivamente su papel de garante de última instancia. Su función pasaría a consistir en crear un marco regulatorio estable, favorecer la estandarización institucional y participar, si así lo decide, como un inversor más dentro de condiciones comerciales.

Incluso en ese escenario, la WNA admite que persistirá una responsabilidad pública difícilmente transferible al mercado: la cobertura extraordinaria frente a accidentes nucleares de magnitud catastrófica. No porque los riesgos desaparezcan, sino porque los aseguradores son refractarios a las pérdidas de esa escala.

La propuesta refleja una transformación conceptual de gran alcance. El objetivo deja de ser que el Estado financie indefinidamente la expansión nuclear y pasa a ser la construcción de un mercado capaz de sostener esa expansión con recursos privados. Dicho de otro modo, el informe no pretende reemplazar al Estado por el mercado. Pretende utilizar al primero para hacer posible el funcionamiento del segundo.

Compra y venta de centrales

La integración de la energía nuclear a las finanzas convencionales no concluye con la obtención del crédito para construir una central. El informe incorpora un elemento poco frecuente en el debate nuclear: la necesidad de desarrollar mercados secundarios para activos ya operativos.

Hoy la compraventa de centrales nucleares constituye una excepción. Una vez terminada una planta, sus propietarios suelen conservarla durante toda su vida útil. Esa escasa liquidez dificulta la entrada de nuevos inversores institucionales y obliga a quienes desarrollan los proyectos a inmovilizar capital durante varias décadas.

La WNA propone modificar esa lógica. Su objetivo es que, una vez estabilizada la operación de una central, ésta pueda venderse a fondos de pensión, compañías de seguros, fondos soberanos u otros inversores de largo plazo, del mismo modo en que hoy se negocian aeropuertos, autopistas o redes de transmisión eléctrica.

La consecuencia económica es evidente. Los desarrolladores recuperarían parte de la inversión mediante la venta de activos maduros y podrían reutilizar esos recursos para financiar nuevos proyectos. El capital comenzaría a reciclarse de manera continua, reduciendo la necesidad de recurrir permanentemente al financiamiento estatal.

No se trata de un aspecto secundario. La existencia de un mercado líquido para centrales en operación constituye, según el propio informe, uno de los requisitos para que la energía nuclear termine de incorporarse a las finanzas tradicionales.

El debate adquiere una dimensión particular en la Argentina. Los reiterados intentos por avanzar en la privatización de las centrales nucleares han tropezado, entre otros factores, con restricciones derivadas de los contratos originales, los compromisos internacionales y las condiciones de transferencia tecnológica. La hoja de ruta de la WNA no aborda ese caso específico, pero ilustra hacia dónde pretende evolucionar el mercado internacional.

Justo es señalar que el “mercado” que aspira a construir la WNA tiene poco de mercado competitivo. La industria nuclear continúa siendo uno de los sectores con mayores barreras de entrada de la economía mundial: unos pocos proveedores concentran la oferta tecnológica, el número de compradores potenciales es limitado, la regulación estatal es determinante y la magnitud de las inversiones obliga a recurrir, en mayor o menor medida, al respaldo de los Estados y de los organismos multilaterales. Más que un espacio de competencia abierta, se trata de un oligopolio global cuya dinámica está condicionada por el poder financiero y la geopolítica.

El contexto internacional

El informe no fue publicado en un vacío político. Aparece en un momento en que varios acontecimientos internacionales modificaron la posición de la energía nuclear dentro del sistema financiero.

Uno de ellos fue el regreso del Banco Mundial al financiamiento de proyectos nucleares, después de décadas de restricciones, mediante la alianza suscripta con el Organismo Internacional de Energía Atómica. Otro fue la incorporación de la energía nuclear a la taxonomía verde de la Unión Europea, decisión que amplió las posibilidades de acceso a instrumentos de financiamiento sostenible.

A ello se suma la declaración adoptada durante la COP28, en la que treinta y ocho países manifestaron el objetivo de triplicar la capacidad nuclear instalada hacia 2050.

Para la WNA, estos hechos no constituyen simples señales políticas. Representan indicios de que el entorno regulatorio internacional comienza a ser más favorable para la inversión privada. En otras palabras, reducen incertidumbre y fortalecen la confianza de los mercados.

Sin embargo, también pueden leerse desde otra perspectiva. La reapertura del financiamiento multilateral, la homogeneización regulatoria y la construcción de estándares comunes coinciden con un momento en que la competencia tecnológica entre Occidente y el eje integrado por China y Rusia se ha intensificado en prácticamente todos los sectores estratégicos y la industria nuclear no es la excepción.

Lo que dice… y lo que se entrevé

En ningún momento Roadmap to Mainstream Finance plantea explícitamente una estrategia destinada a excluir a China o a Rusia del mercado nuclear internacional. Tampoco identifica a esos países como adversarios.

Esa ausencia resulta, precisamente, uno de los aspectos más interesantes del documento.

La insistencia en desarrollar cadenas de suministro “competitivas”, la promoción de estándares regulatorios comunes, la estandarización contractual y la búsqueda de nuevas fuentes occidentales de financiamiento aparecen formuladas como objetivos estrictamente económicos. Pero, observadas en conjunto, también contribuyen a fortalecer la posición de los proveedores occidentales frente a competidores que durante los últimos años ampliaron significativamente su presencia en Asia, África y América Latina.

La composición de la propia World Nuclear Association ayuda a comprender ese contexto. Entre sus miembros más influyentes figuran Westinghouse, Constellation, INPO, Uranium Energy Corp y grandes compañías tecnológicas estadounidenses como Google y Amazon, además de numerosos operadores y proveedores del sector. La organización representa aproximadamente el 95 % de la generación nuclear comercial fuera de Estados Unidos, lo que convierte sus documentos en algo más que simples recomendaciones técnicas.

¿El informe demuestra la existencia de una estrategia coordinada para desplazar a determinados competidores? Por supuesto que no. Pero los lectores inteligentes podrán concluir que la arquitectura institucional propuesta difícilmente sea neutral respecto de quiénes estarán en mejores condiciones de financiar, construir y operar las futuras centrales nucleares.

Mucho más que un documento financiero

La mayor virtud de Roadmap to Mainstream Finance consiste en haber identificado un problema que durante años permaneció relativamente oculto: la energía nuclear no enfrenta únicamente desafíos tecnológicos o regulatorios. También carece de una arquitectura financiera comparable con la de otras grandes infraestructuras.

Su respuesta consiste en construir esa arquitectura mediante reglas homogéneas, contratos estandarizados, mercados secundarios, nuevos instrumentos financieros y una redefinición gradual del papel del Estado.Pero esa propuesta también tiene consecuencias políticas.

Quien establece los estándares regulatorios, define las condiciones de acceso al financiamiento y organiza los mercados de capital termina ejerciendo una influencia decisiva sobre el desarrollo de la industria. Por eso, el informe puede leerse simultáneamente como un manual de ingeniería financiera y como una pieza de política económica internacional.

La discusión que plantea ya no se limita a la conveniencia de construir más centrales nucleares. La verdadera disputa gira en torno a quién proveerá la tecnología, quién aportará el capital, bajo qué normas se financiarán los proyectos y qué actores dominarán uno de los mercados energéticos más intensivos en inversión del siglo XXI.

Desde esa perspectiva, la hoja de ruta elaborada por la World Nuclear Association trasciende ampliamente el ámbito nuclear. Constituye una propuesta para integrar definitivamente esta industria al sistema financiero global y, al mismo tiempo, reflejará, prontamente, quienes son los Estados potencia, cuáles los pivotes y cuáles son los estados periféricos.

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