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La secretaría de Ambiente de Neuquén realizará en septiembre una audiencia pública en Plaza Huincul para presentar el estudio de impacto ambiental de la mega planta de separación de gas natural que forma parte del proyecto Argentina LNG para exportar GNL por puerto rionegrino. Se trata de un paso clave para YPF, que espera cerrar antes de fin de año la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socias internacionales ENI y XRG para poner en marcha el desarrollo.

Para el gobierno de Rolando Figueroa, además, implicará poner a prueba el consenso social para este proyecto al que calificó como un nuevo «hito fundacional» para Vaca Muerta cuando se discutió la ley para establecer un esquema diferencial de regalías para el GNL.

La audiencia se realizará en la comarca petrolera, zona históricamente asociada a la explotación hidrocarburífera y que ahora podría recibir, por primera vez, el impacto de esta nueva oleada de inversiones que ampliará la frontera exportadora del gas.

La Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) será la encargada de la recepción, separación y acondicionamiento del gas natural que se extraerá de los bloques Las Tacanas I y II, Meseta Buena Esperanza I y II y Aguada Villanueva, cuyas concesiones de explotación no convencional (Cench) aprobó el gobierno provincial en abril de este año.

Es la principal obra de infraestructura que traerá asociado el proyecto Argentina LNG para Neuquén, ya que la planta fraccionadora que extraerá los líquidos del gas de Vaca Muerta se construirá en las costas del Golfo San Matías, en Río Negro, donde también se ubicarán las terminales de licuefacción.

«Solo la construcción de la planta demandará 5.000 puestos de trabajo y comenzará el año que viene», afirmó esta semana Figueroa, quien destacó que la inversión rondará los 7.000 millones de dólares.

Cómo será la audiencia pública

Según se publicó este martes en el Boletín Oficial de Neuquén, la audiencia pública para la evaluación del estudio de impacto ambiental será presencial y se realizará el jueves 10 de septiembre a las 11.

El lugar elegido fue el hotel Antú Malal de Plaza Huincul, ubicado en la intersección de la Ruta Nacional 22 y la Ruta Provincial 17, cuyo salón principal tiene una capacidad para 250 personas.

El procedimiento no es vinculante: YPF será la encargada de presentar el proyecto y luego se abrirá una instancia en la que podrán participar funcionarios del gobierno provincial y los municipios involucrados, así como cualquier otro asistente que quiera manifestarse a favor o en contra de la iniciativa, con un tiempo máximo de 10 minutos.

La cartera de Ambiente abrió un registro para la inscripción como asistente de la audiencia y un registro obligatorio para la inscripción como expositor que cerrará dos días hábiles antes del acto.

Como parte del proceso de negociaciones previas a la audiencia, representantes de YPF iniciaron esta semana una serie de presentaciones con los municipios involucrados en el proyecto Argentina LNG.

El lunes estuvieron con el intendente de Cutral Co, Ramón Rioseco, y con el de Plaza Huincul, Claudio Larraza, para explicar el impacto que tendrá el desarrollo. Según difundieron ambos municipios, se planteó la importancia de impulsar acciones de capacitación para el futuro recurso humano que demandará la operación, así como de fortalecer la vinculación con proveedores y pymes locales. Este miércoles estaba previsto un encuentro similar en Senillosa, ciudad por cuyo ejido pasará un tramo del gasoducto dedicado.

Claudio Larraza: «El apoyo va a ser masivo»

«Sin dudas el apoyo existe. No encuentro razón alguna por la cual alguien no quiera que se haga semejante inversión para nuestra región y el derrame que puede producir. Creo que el apoyo en la audiencia va a ser masivo», indicó a EN/CLAVE el intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza.

Y destacó que la ciudad estuvo ligada a la explotación petrolera desde sus inicios, pero «sobre todas las cosas, a la insignia YPF». «Acá está el Pozo Uno, acá nació todo y, quizás, sin ese Pozo Uno no existiría todo el resto», analizó.

«Es un poco volver a aquella época, pero en otro contexto», sostuvo Larraza, quien igualmente pidió cautela porque «si bien va a ser una realidad, todavía estamos hablando de un proyecto; la construcción no va a empezar mañana».

«Somos unos bendecidos, ni más ni menos, de que este, que es el proyecto más grande de la Argentina, nos roce como comarca. Veo una ventana de oportunidades inmensas que la tenemos que trabajar mucho y ponernos competitivos», afirmó.

Dijo que el municipio está trabajando en brindar herramientas de educación y capacitación «para que, en el momento que haya inversión en nuestra localidad, podamos tener inserción laboral que es el último eslabón que yo pretendo como intendente».

También señaló que Huincul, donde funciona una de las principales refinerías de YPF desde hace casi 50 años, «es una localidad netamente de la industria». «Tenemos un sinnúmero de empresas locales de muchísimos años al servicio de la industria: eso les da expertise también para poder insertarse y poder este trabajar en este mega proyecto», pronosticó.

Larraza asumió en Huincul el 10 de diciembre de 2023 de la mano de Comunidad, el partido de Rolando Figueroa.

Planta, caminos y un acueducto

El estudio de impacto ambiental que se expondrá en la audiencia incluye el montaje y construcción de la IGTP sobre un predio a permisar de 524 hectáreas a unos 25 kilómetros al norte de Cutral Co y Plaza Huincul.

El proyecto abarca, además, la ejecución de caminos de servicio y un puesto de control, un predio de antorchas, la construcción de un camino a la planta desde la Ruta 17 y la construcción y operación de una Sistema de Captación de Agua Fresca (SCA) desde el río Neuquén, más el montaje y operación de un acueducto asociado.

Como publicó EconoJournal, la planta está diseñada para exportar un total de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL y se prevé que, en el pico de su construcción en 2028, permita la creación de más de 4.500 puestos de empleo. Para su operación continua, contemplada a partir de 2030, se estima una plantilla fija de 110 operarios.

, Andrea Durán

YPF dio un nuevo paso en el proyecto Argentina LNG tras formalizar la ingeniería que le permitirá avanzar con la construcción de una mega planta de separación de gases en Vaca Muerta para la licuefacción y exportación a través de las costas rionegrinas. Las instalaciones se emplazarán 25 kilómetros al norte de la comuna petrolera de Cutral Có y Plaza Huincul, en cercanías a la Ruta Provincial 17, y demandarán una inversión de US$ 7.000 millones. La iniciativa apunta a convertir al país en un exportador relevante de gas natural licuado durante la próxima década.

La compañía presentó esta semana a la provincia de Neuquén el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Planta Integrada de Tratamiento de Gas y Facilidades Asociadas (IGTP, por sus siglas en inglés) del proyecto Argentina LNG, ubicada en el bloque Meseta Buena Esperanza, una de las áreas donde YPF planea el desembarco de la italiana ENI y de la estatal de Emiratos Árabes, ADNOC.

Los documentos, a los que accedió EconoJournal, confirman que la mega inversión, que permitirá la construcción de una de las mayores obras industriales de gas natural en la historia argentina, tendrá como destino a la histórica comarca petrolera de Neuquén.

Su ejecución está prevista que comience en 2027 y que dure tres años, período en el que se espera que genere más de 4.500 puestos de empleo. Debido a la magnitud de la inversión, el proyecto podría adherirse a los beneficios del Súper RIGI, la iniciativa que cuenta con media sanción en el Congreso.

El proyecto constituye el eslabón clave del upstream para la recolección, separación y acondicionamiento del fluido proveniente de tres bloques no convencionales estratégicos: Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva. Este desarrollo se complementa con el plan que presentó la petrolera la semana pasada, que contempla la ejecución inicial de doce pozos, cinco ductos y dos instalaciones concentradas en Meseta Buena Esperanza.

La planta está diseñada para exportar un total de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Su desarrollo industrial está proyectado en dos fases de capacidad operacional, vinculadas a la entrada en funcionamiento de las dos plantas flotantes de licuefacción (FLNG) que estarán en Sierra Grande, Río Negro. La Fase A le permitirá operar al 50% de su capacidad, alineada con la puesta en marcha del primer FLNG, para un volumen de 6 MTPA de GNL. En tanto, la Fase B llevará a la planta al 100% de capacidad, completando el potencial total del complejo para alimentar el segundo FLNG y alcanzando una capacidad final de 12 MTPA de GNL.

Para abastecer esta infraestructura durante los 25 años previstos de operación, la planta recibirá el gas crudo proveniente de aproximadamente 1.416 pozos no convencionales agrupados en cerca de 330 PADs de perforación. La producción llegará a la planta a través de unos 300 kilómetros de líneas troncales de recolección denominados trunklines.

Posteriormente, un gasoducto dedicado de 48″ de diámetro y aproximadamente 520 kilómetros (km) de longitud evacuará el gas metano separado y comprimido en la IGTP hasta las Unidades Flotantes de Licuefacción (FLNG) en el Golfo San Matías. De manera paralela, se hará el tendido de un poliducto de 24″ de diámetro y la misma longitud que transportará los líquidos y condensados derivados del proceso de separación hacia la costa rionegrina.

En cuanto a la mano de obra, el proyecto prevé en el pico de su construcción en 2028 la creación de más de 4.500 puestos de empleo, es decir, el equivalente al 10% de la población actual de Cutral Có. Para su operación continua, contemplada a partir de 2030, se estima una plantilla fija de 110 operarios.

El predio y el abastecimiento hídrico

El proyecto contempla la intervención de un predio delimitado de 525 hectáreas (5,25 km²). Sin embargo, la infraestructura operativa acondicionada abarcará una superficie de 174,9 hectáreas, donde se destaca el sector de la Planta IGTP de 54,9 hectáreas, organizado en dos bloques operativos (uno para la recepción, separación primaria e inyección de agua de producción, y otro para el tratamiento de gas y edificios de servicios). La distribución se completará con un predio de antorchas emplazado en 15,4 hectáreas, Facilidades Temporales de Construcción (TCF) de 120 hectáreas destinadas a obrador y campamento de montaje, y un nuevo tramo de 2,3 km de caminos para conectar la planta con la Ruta Provincial 17.

Para cubrir la demanda hídrica de los procesos industriales, sistemas de refrigeración y combate contra incendios, se construirá un sistema de captación de agua sobre la margen sur del río Neuquén. El esquema contempla una obra de toma de 4 hectáreas y un acueducto subterráneo de 20 pulgadas de diámetro que se extenderá a lo largo de 15,8 km hasta la planta. En el trayecto se instalará una planta de derivación para enviar agua tanto a la IGTP como a las operaciones de fractura hidráulica.

SACDE y Tecnimont, las ganadoras de la licitación para construir la planta

La UTE integrada por la argentina SACDE y la italiana Tecnimont fue la adjudicataria de la licitación realizada por YPF y la italiana ENI para desarrollar la planta de tratamiento y separación de gas natural.

La UTE fue elegida como front runner del proyecto, según la terminología utilizada habitualmente en este tipo de desarrollos de infraestructura. En la práctica, esto implica que el consorcio quedó posicionado para liderar la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la definición técnica de una obra considerada crítica dentro de la cadena de valor de Argentina LNG.

Una de las novedades que dejó la compulsa es que el proceso fue liderado técnicamente por especialistas de ENI desde Italia, quienes evaluaron las distintas propuestas presentadas para desarrollar una de las obras más relevantes contempladas dentro del proyecto.

, Laura Hevia

El gobierno debe decidir en los próximos días si mantiene en agosto la bonificación extraordinaria de 75% sobre la tarifa de gas natural para los hogares subsidiados o si retoma el cronograma original establecido en el decreto 943/25 que fijó el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados y la bonificación baja al 59,09 por ciento. Si la bonificación se mantiene, la suba de la factura promedio el mes próximo va a ser de 2,99% y sino va a trepar a 5,74%, según detallaron el martes en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege).

Los dos escenarios que planteó el Enrege

El total de hogares con gas natural son unos 9,5 millones en todo el país, de los cuales casi el 50% reciben subsidio. La suba para los no subsidiados va a ser del 3,07%, pero para los subsidiados dependerá de la decisión oficial. Si el gobierno mantiene la bonificación del 75% la suba para ese grupo será de 2,89%, pero si la recorta del 75% al 59,09% el aumento de tarifas terminará siendo para ese grupo de 9,38%.

El promedio entre el 3,07% de aumento que abonarán los hogares no subsidiados y el 2,89% que pagarán los subsidiados si la bonificación se mantiene en el 75% es lo que arroja un aumento de la factura media de 2,99%, pero si la bonificación para los subsidiados baja del 75% al 59,09%, entonces el aumento de la factura media será de 5,74% porque promediará el 3,07% de suba que paguen los no subsidiados con el 9,38% de aumento que pagarían los que sí reciben subsidio.

EconoJournal consultó este miércoles a fuentes de la Secretaría de Energía para saber si ya se decidió qué hacer con las tarifas de gas natural de agosto, pero no obtuvo respuesta.

Cuál es el cronograma original de subsidios

El decreto 943/25 estableció para los usuarios de gas natural que reciben subsidio una bonificación de 50% entre los meses de abril y septiembre que aplica sobre el Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU), un precio anual uniforme que refleja el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), pero suavizando sus variaciones estacionales.

A esa bonificación del 50%, se le debe sumar una bonificación anual extraordinaria que comenzó siendo en enero del 25% y, según el cronograma establecido en el decreto 943/25, debía ir reduciéndose todos los meses hasta quedar en 0% en diciembre.

Según ese cronograma, en enero la bonificación anual extraordinaria debía ser del 25%, en febrero del 22,73%, en marzo del 20,45%, en abril del 18,18%, en mayo del 15,91%, en junio del 13,64%, en julio del 11,36%, en agosto del 9,09%, en septiembre del 6,82%, en octubre del 4,55%, en noviembre del 2,27% y en diciembre del 0 por ciento.

A su vez, entre los meses de abril y septiembre, se suma la bonificación base de 50%. Por lo tanto, en agosto la bonificación sobre el PAU debería ser de 59,09% (50%+9,09%). Sin embargo, debido a la suba de los costos de la energía que provocó la guerra en Medio Oriente el gobierno no respetó el cronograma original y en los últimos meses reforzó el bloque subsidiado.

Qué cambios introdujo el gobierno por la guerra en Medio Oriente

En mayo la bonificación para los beneficiarios del SEF debía ser del 65,91% (50%+15,91%), pero el gobierno ordenó a través de la resolución 111/26 que la bonificación extraordinaria no fuera del 15,91% sino del 25%, lo que elevaba el beneficio al 75%.

En los considerandos de la norma lo justificó diciendo que “el contexto energético internacional se encuentra afectado por crecientes tensiones geopolíticas en regiones estratégicas para la producción y comercialización de hidrocarburos, particularmente en Medio Oriente, lo cual ha incrementado la volatilidad de los precios internacionales del gas natural y del gas propano indiluido por redes”.

Luego aclaró que, si bien Argentina cuenta con recursos gasíferos propios, mantiene un grado de integración con el mercado internacional a través de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y de combustibles sustitutos necesarios para garantizar el abastecimiento de la demanda interna, especialmente en períodos de alta estacionalidad”.

Esa decisión fue solo para mayo, pero desde entonces el gobierno ha venido prorrogando ese beneficio todos los meses. En junio lo hizo a través de la resolución 121/26 y en julio con la resolución 146/26. Todavía no está definido si en agosto se mantendrá la bonificación extraordinaria de 25% o se volverá al cronograma original. Es por eso que el directorio del Enrege presentó dos posibles escenarios de suba de tarifas.

, Fernando Krakowiak

El patentamiento de vehículos eléctricos en el primer semestre en el país fue de 42.238 unidades, un 338,4% más que en el mismo período de 2025, según el último informe sobre vehículos livianos de la Asociación de Concesionarios de Automotores de la República Argentina (ACARA) e incluye a unidades con motor eléctrico e híbridos.

El informe afirma que la electromovilidad se consolidó como el segmento más dinámico del mercado de vehículos en el país y las unidades las unidades de origen chino combinan la mayor participación y tasas de crecimiento en el primer semestre.

Según la entidad, el fuerte salto en el patentamiento de este tipo de vehículos eléctricos fue impulsado por el decreto 49 de 2025, que fijó en 0% el derecho de importación para vehículos con un valor FOB tope de US$ 16.000 por unidad.

La medida oficial, que tiene como autoridad de aplicación a la Secretaría de Industria y Comercio, también estableció un cupo de importación anual de 50.000 unidades y, según ACARA, “fue el principal impulsor del segmento en el primer semestre”.

ACARA afirma que “hacia adelante, se prevé la licitación del cupo 2027 —cuarta etapa del programa, que agregaría otras 50.000 unidades—, para la cual el gobierno analiza elevar el tope FOB de US$ 16.000, lo que habilitaría el ingreso de marcas y modelos de mayor valor hoy excluidos”.

Tipo de vehículos

ACARA detalla que en la distribución de las cuatro tipos de tecnologías de electromovilidad, los híbridos no enchufables (HEV, por sus siglas en inglés, que combina combustión interna y un motor eléctrico) concentraron el 55% de las operaciones (23.222 unidades), seguidos por los híbridos enchufables (PHEV) con el 21% (8.979 unidades).

Luego siguen los vehículos mild hybrid (MHEV, que combinan un motor de combustión tradicional con un pequeño motor eléctrico y una batería de baja tensión) con el 15% (6.160 unidades) y los 100% eléctricos (BEV) con el 9% (3.877 unidades).

La mayor suba de patentamientos fue registrada por los vehículos híbridos enchufables (PHEV), que crecieron 5.886% interanual, y los 100% eléctricos (BEV), que tuvieron un salto de 884%.

Mercado de la electromovilidad

El aumento del patentamiento “se dio en un contexto de retracción del mercado total de vehículos cero kilómetro, que acumuló una caída del 11,1% en el primer semestre”, destaca ACARA. Los vehículos híbridos y eléctricos alcanzaron una participación del 15,2% sobre el total de patentamientos de automóviles y vehículos livianos durante el primer semestre.

Además, el informe subraya que “las unidades de origen chino combinan la mayor participación y las mayores tasas de crecimiento acumulado en las cuatro tecnologías (sobre el total de autos híbridos y eléctricos, los HEV de origen chino concentran el 29% de las ventas y crecieron 1.221% en el primer semestre), mientras que los híbridos importados de Brasil acumulan el 19% de las ventas y crecen solo 21% interanual”.

El régimen establecido en el decreto 49 se administra mediante un cupo anual de 50.000 unidades adjudicado por licitación con un tope de valor FOB de US$ 16.000. Hasta el momento se realizaron tres compulsas que habilitaron un total de 100.000 unidades.

, Roberto Bellato

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) ratificará en las próximas horas la autorización a la minera Vicuña para que avance con una serie de obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico y se asegure la disponibilidad del 90% de la capacidad incremental para abastecer el proyecto minero que lleva adelante en San Juan.

El ex ENRE había dispuesto eso mediante la Resolución 79/2026. Sin embargo, sus decisiones no quedaron firmes porque se presentaron oposiciones técnicas y regulatorias, lo que, de acuerdo con la propia norma, obligaba a convocar a una audiencia pública antes de resolver de modo definitivo.

La audiencia se realizó el 3 de junio y allí la decisión oficial fue objetada por representantes del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) de San Juan, la Secretaría de Energía de La Rioja y las empresas Barrick Mining, Andes Corporación Minera (McEwen Copper – Los Azules), Golden Mining (Gualcamayo) y Casposo Argentina, entre otros.

Enrege ratificará ahora la postura inicial con una resolución en la que responderá a las impugnaciones presentadas con el argumento de que constituyen una sumatoria de intereses cruzados que, amparados en proteccionismos locales o en especulaciones de competidores rezagados, pretenden socializar los beneficios de una inversión privada y postergar el desarrollo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Así lo resolvió el directorio del organismo en su reunión pública mensual llevada adelante este martes en Madero 1020, a la que asistió EconoJournal.

“Es una obra que tiene un impacto muy importante sobre el sistema eléctrico. Estamos hablando de una inversión de unos 800 millones de dólares en infraestructura eléctrica. Es una inversión privada que no se transfiere a tarifas. Los usuarios no van a pagar nada. Es exclusivamente a costo de la empresa”, aseguró María Cristina Tonnelier, responsable del área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales del ex ENRE, quien tuvo a su cargo detallar cuáles serán las obras que realizará Vicuña, compañía controlada por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining, a la cual ahora se le despeja el camino para tomar una decisión final de inversión en torno al proyecto.  

Tonnelier también aclaró que Transener va a ser la empresa encargada de operar y mantener las instalaciones y supervisar toda la obra.

La inversión prevista por Vicuña  

El proyecto de Vicuña comprende las siguientes obras:

• Construcción de una nueva línea de 500 kV de 167 kilómetros entre las estaciones de Rodeo y Chaparro.
• Construcción de la nueva Estación Transformadora Chaparro.
• Ampliación de las estaciones transformadoras Rodeo y Nueva San Juan.
• Reconversión de la actual línea Nueva San Juan–Rodeo para que opere en 500 kV en lugar de 132 kV.
• Nueva Línea de Alta Tensión Chaparro – Estación Transformadora Josemaría (220 kV). Esta última inversión se encuentra por fuera del SADI.

Las obras constituyen la condición técnica para que el sistema pueda abastecer la demanda de hasta 260 MW requerida por el complejo minero Josemaría en la fase 1 del proyecto. Sin ellas, el acceso solicitado por Vicuña no reúne las condiciones de capacidad y confiabilidad exigidas para su habilitación.

La resolución del Enrege le otorgará prioridad de uso hasta el 90% de la capacidad incremental en todo lo que se prevé construir, salvo en la ampliación de la Estación Transformadora Rodeo, por el plazo de duración del proyecto, en este caso por 25 años, en línea con lo establecido por la resolución 311/2025, de la Secretaría de Energía.

Respuesta del ENREGE a las impugnaciones

EPRE San Juan había invocado en la audiencia competencias sobre el tema conferidas por normas provinciales, las cuales supuestamente estaban siendo vulneradas al otorgarle prioridad de uso a Vicuña sobre las ampliaciones del sistema de transporte. Enrege desestimó esa queja al recordar que la transmisión de electricidad por las líneas de 500 kV forma parte del sistema nacional de transporte eléctrico y está regulada exclusivamente por las leyes nacionales 15.336 y 24.065. Además, sostuvo que las instalaciones en extra alta tensión (500 kV), como la línea Nueva San Juan – Rodeo, actualmente operada en 132 kV, forman parte del SADI. Como parte de su argumentación, sostuvo que la provincia actúa como un actor más dentro del Mercado Eléctrico Mayorista sin poder de veto jurisdiccional sobre el despacho y acceso a redes de extra alta tensión nacionales.

Enrege también refutó la afirmación de EPRE con respecto a que la capacidad de transporte actual y futura se encuentra comprometida para acompañar el crecimiento orgánico de la demanda de San Juan. Sobre este punto se limitó a responder que los estudios técnicos de Cammesa demuestran que actualmente existe capacidad física y técnica remanente en las líneas de transporte existentes y si hay capacidad, tiene la obligación legal de otorgar el acceso al nuevo usuario que se presente.

El argumento central es que el «Open Access» garantiza el uso de la red a quien lo solicite con un proyecto firme, pero prohíbe la reserva abstracta o el acaparamiento preventivo de capacidad para un crecimiento poblacional hipotético a expensas de un proyecto minero que requiere la energía de inmediato y que aporta el capital para las obras.

Por último, también refutó la afirmación de EPRE respecto a que el 90% de prioridad otorgada a Vicuña implica una privatización de infraestructura pública. El argumento del organismo regulador es que la prioridad recae única y excluyentemente sobre la capacidad neta incremental que será creada y financiada por Vicuña. Además, remarca que la línea actual opera subutilizada en 132 kV, con una demanda de 25 MW.

El ente regulador utilizó argumentos similares para responder también a los cuestionamientos formulados por las empresas.

Por último, la Secretaría de Energía de La Rioja había solicitado, por su parte, que se obligue a Vicuña a asumir los costos de las obras de adecuación para garantizar la futura interconexión de 500 kV con esa jurisdicción. Sin embargo, el ente desestimará el pedido porque considera que obligar a un desarrollador privado a financiar infraestructura ociosa para garantizar el futuro desarrollo hipotético de una provincia vecina configuraría un enriquecimiento sin causa por parte del Estado provincial. El argumento central es que cuando La Rioja cuente con el financiamiento y el proyecto ejecutivo de su línea, lo que deberá hacer es solicitar la ampliación del nodo Rodeo asumiendo sus propios costos.

, Fernando Krakowiak

NEUQUÉN.- La directora gerenta del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, llegó este martes por la mañana a Neuquén para conocer de primera mano el funcionamiento de Vaca Muerta. En una visita fugaz, la funcionaria llegó a este ciudad acompañada por el ministro de Economía, Luis Caputo, y del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y se trasladó en helicóptero hasta la base de Loma Campana, el mayor desarrollo de shale oil de la petrolera bajo control estatal.

Georgieva arribó pasadas las 9.15 al Aeropuerto Juan Domingo Perón en un avión Learjet 60 de la Fuerza Aérea Argentina junto a su comitiva y el titular del Palacio de Hacienda. El lugar ya se había alistado con un fuerte operativo de seguridad para evitar las protestas que los días previos habían convocado partidos de izquierda y que finalmente fueron desactivadas.

Su llegada se dio posterior a una serie de actividades que la titular del FMI había protagonizado este lunes en Buenos Aires con el presidente Javier Milei, miembros de su gabinete y empresarios del círculo rojo.

Toda la visita a Neuquén transcurrió bajo un estricto hermetismo. Fuentes cercanas a la Casa Rosada indicaron a EconoJournal que el viaje fue organizado a pedido exclusivo de Georgieva, quien había solicitado a funcionarios de Milei que quería conocer Vaca Muerta personalmente.

«Vaca Muerta despierta una atención a nivel internacional que muchas veces no dimensionamos en Argentina», resaltó una allegado a Presidencia de la Nación, que luego señaló que la titular del FMI argumentó que la formación neuquina tomó una mayor relevancia con el arribo de empresas internacionales, como Continental Resources y con el potencial inversor del RIGI.

«El proyecto argentino escaló en la discusión internacional, especialmente con la guerra en Medio Oriente», agregó la misma fuente. Del lado del gobierno, el pedido de Georgieva fue tomado como una ratificación al rumbo económico de Milei. «Quedó claro con esto que Argentina no necesita otro préstamo, que logró bajar la inflación y que el camino es por acá. El gobierno está apostando al desarrollo de los recursos naturales y el mundo está ávido de que eso suceda», sostuvo la directora del FMI.

Georgieva ya venía de dar un fuerte respaldo político en la conferencia que brindó este lunes en la Casa Rosada, donde elogió las medidas económicas de Milei y afirmó que “hay una gran promesa para Argentina”.

Reunión con Figueroa

Tras descender del avión, la funcionaria del FMI se dirigió a un salón VIP del aeropuerto. Allí la esperaba el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, quien le dio la bienvenida a la provincia. Fuentes oficiales indicaron a EconoJournal que el mandatario la saludó protocolarmente y le explicó el trabajo que está haciendo la provincia «especialmente en materia de sustentabilidad social» para Vaca Muerta.

Además, estuvieron presentes el ministro de Economía de Neuquén, Guillermo Koenig, y la senadora nacional de La Libertad Avanza, Nadia Márquez.

Minutos después, Georgieva se dirigió en helicóptero hacia la base operativa de YPF en Loma Campana. Marín hizo de anfitrión de la visita y aprovechó también para referirse al potencial del sector y a los grandes proyectos de exportación en puerta, como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el Argentina LNG.

Luego, la directiva participó de una recorrida por el equipo de perforación DLS 17, donde mantuvo contacto con referentes de empresas de servicios locales e internacionales que operan en la cuenca, entre ellas TSB y MARBAR, dedicadas a servicios petroleros, y SLB y DLS, especializadas en perforación y terminación.

Desde YPF consignaron que la titular del FMI dialogó también con trabajadores que desarrollan sus tareas diariamente en Vaca Muerta. “Fue un orgullo recibir a Kristalina Georgieva y a todo su equipo en Loma Campana, el yacimiento más importante de YPF. Su visita fue una oportunidad única para mostrarle de primera mano la transformación que estamos impulsando en la compañía y el enorme potencial que tiene la Argentina para convertirse en un exportador global de energía», afirmó Marín.

Pasadas las 12.30, el mismo helicóptero que había llevado a la comitiva del FMI a Loma Campana, emprendió su regreso hacia el aeropuerto neuquino. Finalmente, pasadas las 14, Georgieva y Caputo retornaron a Buenos Aires en el mismo jet de la Fuerza Área Argentina.

El optimismo del FMI

Una de las claves de la agenda de Georgieva en Neuquén tuvo que ver con las intenciones del Ejecutivo nacional y la cartera de Economía de generar una buena oportunidad para reforzar la confianza con el FMI, apuntalándola en el gran motor económico y generador de divisas del país.

Justamente, en relación al potencial hidrocarburífero de la Argentina y la atracción de capitales, Georgieva había anticipado el optimismo del organismo internacional sobre los desarrollos que luego iría a supervisar en el terreno: “Vemos buenas proyecciones de inversión. El marco del RIGI ha llevado a US$ 45.000 millones de inversión a futuro y esto se traduce en un dinamismo de la economía argentina que hoy se concentra mayormente en el gas, el petróleo, la minería y el campo”, sostuvo la funcionaria el lunes durante la conferencia que brindó en Casa Rosada.

El motor de la economía y las cifras que entusiasman al FMI

Las cifras operativas que arroja Vaca Muerta son un índice que respalda el entusiasmo del Gabinete nacional y del mismo FMI. En materia de exportaciones, se estima que en 2026 la balanza energética podría arrojar uno US$ 14.000 millones positivos.

Durante junio, la formación no convencional volvió a marcar un nuevo récord histórico en la producción de crudo con 648.114 barriles diarios, lo que representa un salto del 30,48% en comparación con junio de 2025. En el segmento del gas, la actividad reportó 118,64 millones de metros cúbicos diarios (Mmm³/d).

Este empuje productivo se tradujo de forma directa en la balanza comercial: el valor de las exportaciones acumuladas entre enero y junio de 2026 mostró un crecimiento del 48% en comparación con el mismo período del año previo. Con estos indicadores sobre la mesa, el Ejecutivo confía en que el flujo de dólares de la Cuenca Neuquina se consolidará como el pilar fundamental para sostener el esquema macroeconómico y saldar los compromisos internacionales en los próximos años.

, Laura Hevia

La negociación del gobierno de Rolando Figueroa con los sindicatos de Neuquén por la paritaria del segundo semestre aún no encontró un punto de acuerdo. El ofrecimiento que los funcionarios acercaron este martes a la mesa fue descartado de plano por la dirigencia de ATE, el gremio de mayor peso en la discusión, que reclama una recuperación de los sueldos estatales con los recursos extraordinarios que ingresaron a la provincia por las regalías de Vaca Muerta.

El gobierno viene de meses récord de recaudación de estos recursos asociados a la producción de gas y petróleo, pero la gestión busca evitar un desajuste que dañe el equilibrio sostenido de las cuentas.

Neuquén pagará este viernes los salarios a los 70.000 estatales de la provincia con un incremento del 7,25% correspondiente a la inflación del segundo trimestre medida por el Indec y la dirección provincial de Estadística y Censos que se sumará a la suba del 9,13% que había otorgado por el primer trimestre. Y ahora debe negociar con los sindicatos que firmaron una paritaria semestral cómo continuarán las actualizaciones en lo que resta del año.

Según dio a conocer el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, la oferta que llevó el gobierno al encuentro ni siquiera calificó para ser puesta a consideración. Se trató de continuar con las subas atadas a la inflación por lo que resta del 2026 y añadir el pago de un bono extra de unos 375.000 pesos.

«Hay que encontrar un porcentual que permita recuperar parte del salario que se perdió en el último tiempo. Después discutimos cómo lo implementamos», planteó el dirigente.

Si bien afirmó que no hay un número uniforme, porque algunos sectores del Estado fueron mejorando su situación con la actualización de sus convenios colectivos de trabajo, en el escalafón general y otras áreas contabilizan una pérdida de unos 5 puntos por el primer semestre del año.

En Neuquén, la inflación medida por el organismo oficial de la provincia acumula una variación del 17,3% en lo que va del año y una suba interanual 36,7%. El relevamiento supera al de Indec por unos tres puntos.

«Dinero sin destino»

A la salida de la negociación, el líder de ATE le habló a los estatales y explicó que el acuerdo de este martes fue pasar a un cuarto intermedio para «ir a buscar un mango más» el jueves en una nueva instancia con el gobierno.

«Tendrá que aparecer una propuesta o, si no, en el futuro habrá conflicto», afirmó Carlos Quintriqueo, quien aseguró que lo que resulte de la paritaria «el día de mañana va a tener que derramar para los que firmaron por un año». Ese es el caso de los docentes, quienes acordaron un esquema de actualizaciones atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) para todo el año.

En diálogo con EN/CLAVE, Quintriqueo analizó que la Provincia «tiene recursos no previstos a partir de las regalías extraordinarias que ingresaron por el conflicto en Medio Oriente».

«Ese dinero hoy no tiene un destino efectivo, no estaba en el presupuesto. Es un paquete de dinero que entró y que no estamos pidiendo que lo saquen de la obra pública», planteó.

Figueroa viene de emitir, la semana pasada, un bono en el mercado internacional por 500 millones de dólares de los cuales un 70% se destinará a infraestructura y el resto se aplicará al pago de deuda pública.

Neuquén recibió ingresos en julio por 743.408 millones de pesos, lo que marcó una suba interanual real (deflactando la inflación) por encima del 34%. Buena parte de ese desempeño lo explicaron las regalías, en particular las de petróleo, que aportaron más de 327.000 millones de pesos en el mes, un récord para la administración de Rolando Figueroa.

Si se suman las de gas, que totalizaron 89.000 millones en el mes, el aumento real de las regalías hidrocarburíferas, en comparación al mismo mes del 2025, se ubicó en un 72%.

El humor estatal y el 2027

El gobierno de Neuquén destina más de 350.000 millones mensuales para el pago de sueldos de los trabajadores estatales, cuyos montos iniciales rondan los 1,2 millones de pesos, según el escalafón.

Si bien esta paritaria involucra a unos 35.000 agentes y alrededor de un 56% de la masa salarial de la provincia, porque no incluye al sector docente, el gobierno no descarta que el acuerdo que alcance con los sindicatos involucrados deberá extenderlo luego a los que quedaron afuera.

Esta negociación, además, marcará el humor de los trabajadores estatales, que integran prácticamente a un tercio del padrón de votantes, rumbo a la convocatoria a elecciones provinciales para el 2027.

Este acuerdo salarial podría ser el último antes de la definición de la competencia a gobernador, si es que los comicios se adelantan al primer semestre del año que viene.

El gobierno reunirá a los sindicatos nuevamente el jueves con lo que, se espera, sea una propuesta que se acerque más a las pretensiones de las conducciones para someterla a votación de las asambleas.

, Andrea Durán

El Gobierno Nacional convocó este martes a una Licitación Pública Nacional e Internacional, en conjunto con la provincia de Mendoza, para otorgar la concesión de generación de energía eléctrica del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles (Complejos Nihuiles I, II, III y IV), prorrogada en sucesivas oportunidades hasta este mes. A la vez, la provincia procederá a la venta del 100% de las acciones de la empresa Hidroelectricidad Mendocina S.A.

Se trata de una segunda etapa de licitación de concesiones vencidas, luego de que en 2025 la Nación avanzó con la adjudicación de las denominadas represas del Comahue. La firma de los contratos garantizó ingresos por US$ 706 millones para el Estado Nacional por las centrales Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados.

El 1 de junio de 2024 vencieron las concesiones de 30 años de Los Nihuiles, una otorgada por la provincia para el uso de bienes y recursos hídricos, y otra del Estado Nacional para la generación de energía eléctrica. El 27 de mayo de 2024, el gobierno de Mendoza y la Secretaría de Energía extendieron por 12 meses las concesiones, pero como consecuencia del siniestro sufrido en enero de 2025, se declaró la emergencia del sistema y se prorrogó el período de transición por 14 meses.

Actualmente, la operatoria está a cargo de la empresa Pampa Energía, y la medida se dio a conocer a través del DNU 667/2026, en el cual el Gobierno destacó que la reprivatización forma parte de «la reorganización del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, mediante un proceso competitivo y transparente para su explotación futura y asegurando la continuidad operativa durante la transición».

El Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles comprende los diques “El Nihuil” y “Valle Grande” y las presas “Aisol” y “Tierras Blancas”, junto con sus obras complementarias; las Centrales Hidroeléctricas Nihuil I, II y III con sus respectivas estaciones transformadoras y las líneas de alta tensión de 132 KV y 13,2 KV que vinculan a las centrales entre sí y con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Su infraestructura permite abastecer la demanda eléctrica del sur de la provincia de Mendoza, en especial de los departamentos de General Alvear y Malargüe y el SADI. La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía fijará las pautas del proceso junto con el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, garantizando el cumplimiento de la Ley N° 15.336.

Cómo avanza el nuevo proceso de licitación

El procedimiento se desarrollará a través de la plataforma Contrat.AR, y una comisión evaluadora “ad hoc” -integrada en partes iguales por representantes del Estado Nacional y de la Provincia- llevará adelante la evaluación. El decreto establece como condición esencial que la totalidad de los pagos y contraprestaciones derivados de la concesión nacional pertenecerán al Estado Nacional.

A partir del 27 de julio de 2026, Hidroelectricidad Mendocina S.A. queda a cargo de la operación del sistema -como continuadora de Hidroeléctrica Los Nihuiles S.A. (HINISA) para los Complejos I, II y III, y de EMESA S.A.P.E.M. para Nihuil IV-, asegurando el abastecimiento normal en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Esta responsabilidad se extenderá como máximo hasta el 31 de diciembre de 2026 o hasta la adjudicación de la licitación, lo que ocurra primero. La Secretaría de Energía será la Autoridad de Aplicación de la concesión, sin perjuicio de las competencias provinciales en materia de manejo de aguas, ambiente y seguridad de presas. La Subsecretaría de Energía Eléctrica actuará como veedor durante este período, sin interferir en la operación de la concesionaria.

Con una capacidad instalada de 265 MW, 0,6% de la capacidad total de Argentina, HINISA abarca aproximadamente 40 kilómetros y se eleva entre los 754 metros y 1.251 metros sobre el nivel del mar. Entre 1990 y 2025, su generación media anual fue de 767 GWh, alcanzando un máximo de 1.250 GWh en 2006 y un mínimo de 283 GWh en 2025, por el temporal del 11 de enero 2025, que causó daños severos en el Cañón del Atuel, dejando fuera de servicio e inoperativas las centrales Nihuil 2 y 3.

Pampa Energía informó que, por entonces, se activaron los seguros bajo la póliza de Todo Riesgo Operativo, dando notificación a las autoridades y evaluando el estado de los equipamientos afectados, y ya se realizaron todos los análisis para su refuncionalización. Pampa tiene una participación directa del 52% sobre el capital accionario de HINISA.

, Redacción EconoJournal

Los insultos del presidente Javier Milei a su par brasileño Lula Da Silva detonaron una crisis diplomática que puede afectar la agenda energética bilateral, que incluye la posibilidad de exportar gas de Vaca Muerta y construir un reactor multipropósito en San Pablo, una inversión brasileña de más de US$ 500 millones.

El Ministerio de Exteriores del Brasil está evaluando qué medidas adoptará en respuesta a los agravios que el presidente Milei propinó contra su par en el acto de lanzamiento de la candidatura presidencial de Flavio Bolsonaro, uno de los principales contendientes en las elecciones presidenciales de este año. Las definiciones se conocerán entre el miércoles y el jueves cuando el canciller Mauro Vieira regrese de su viaje al Perú para atender al acto de asunción de la presidenta Keiko Fujimori.

Durante su discurso del sábado, Milei acusó al presidente brasileño de ser un «ladrón» y un «delincuente». “Si en Argentina tenemos como factor económico lo que llamábamos el riesgo kuka, acá en Brasil hoy tienen el riesgo Lula y se refleja claramente en el mercado accionario”, disparó Milei frente a la militancia del Partido Liberal.

Además, calificó al juez del Supremo Tribunal Federal, Alexandre de Moraes, como una «basura calva» por no permitirle visitar al ex presidente Jair Bolsonaro, condenado por impulsar un golpe de Estado. Desde el gobierno argentino justifican que Lula el año pasado pudo visitar a Cristina Fernández de Kirchner en la residencia en donde presta prisión domiciliaria por su condena definitiva en la causa de Vialidad Nacional.

“No hay precedentes de un presidente extranjero que, en territorio nacional, haya acumulado agresiones y ofensas contra el Jefe de Estado, las instituciones democráticas, incluido el Poder Judicial, y el Pueblo brasileño. Es especialmente lamentable que ese episodio infamante involucre al presidente de un país con el que Brasil mantiene 203 años de amistad y cooperación y que tiene, en Brasil, su principal socio comercial”, respondió la cancillería brasileña mediante un comunicado.

Vaca Muerta: la agenda con Brasil en gas natural y líquidos

Varios proyectos de exportación de hidrocarburos tienen al mercado brasileño como un objetivo de importancia y buscan financiamiento brasileño.

TotalEnergies ya concretó algunas exportaciones de prueba al Brasil a través de Bolivia y a la central térmica de Uruguaiana. Sin embargo, para dar el salto de exportaciones interrumpibles a firmes, son necesarias inversiones significativas en midstream, cuyo financiamiento depende de clientes interesados en contractualizar moléculas a un precio competitivo frente a otras opciones, como el GNL o la producción de gas offshore en Brasil.

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE),
a través del Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del MERCOSUR y Chile, identificó varios factores que inciden en la competitividad de las exportaciones argentinas y que requieren de un trabajo diplomático fino coordinado con Brasil.

«Alcanzar mercados de mayor valor como San Pablo vía gasoducto terrestre requiere ajustes regulatorios significativos —en materia tarifaria y de derechos de exportación— para que la ecuación sea viable para el exportador y atractiva para el comprador», dice el reporte final de la OLACDE sobre el proyecto de integración gasífera, publicado en mayo.

En un plano más general, los países de la región aún deben definir cuestiones regulatorias como la armonización de normativas para el despacho y el comercio de gas natural. Además, OLACDE puntualiza que «podría requerirse adicionalmente un tratado multilateral que funcione como paraguas para proteger el desarrollo del mercado, y promueva la institucionalización de ámbitos de coordinación operativa,
gestión de crisis, solución de diferendos y armonización regulatoria tendencial».

Puntualmente, en el caso del aprovechamiento del gasoducto a través de Bolivia, el trabajo diplomático es relevante para lograr una tarifa de transporte a un costo más competitivo para los clientes en Brasil. Actualmente, la petrolera estatal boliviana YPFB está cobrando un peaje de US$ 1,90 por millón de BTU (MMBTU) para exportaciones interrumpibles, lo que eleva el precio final a la frontera con Brasil a algo más de 9 dólares. La demanda industrial brasileña pretende un precio puesto en frontera de US$ 7 por MMBTU.

El contexto diplomático también hace al clima de negocios y la concreción de oportunidades, con varios proyectos energéticos que ven al mercado brasileño como un objetivo prioritario. Sin ir más lejos, Pampa Energía confirmó este mes que invertirá US$ 2.700 millones en una nueva planta de fertilizantes nitrogenados en Bahía Blanca. La producción de esta planta apuntará principalmente a abastecer el mercado de Brasil.

Otros ejemplos se concentran en el segmento de líquidos del gas (GLP), en donde la Argentina se está transformando en un actor central para el suministro regional gracias al gas rico en butano, propano y etano saliente de la cuenca neuquina. En Brasil, las exportaciones argentinas ya desplazaron al suministro proveniente de los Estados Unidos a un segundo lugar.

Las oportunidades para exportar líquidos a la región y los mercados en Asia está movilizando inversiones, como el proyecto NGLS, cuya inversión fue confirmada en junio por los accionista de Transportadora Gas del Sur (TGS). Se trata de un proyecto de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural valuado en US$ 3000 millones y que prevé generar productos de exportación por un valor aproximado de US$ 1.300 millones anuales.

Las empresas en el segmento de distribución y comercialización de GLP dentro del Brasil ven el suministro argentino con gran interés. Es el caso de Copa Energía, la empresa con la mayor cuota de mercado de venta de GLP.

«Copa Energía vio cómo Argentina cambió muy rápido hacia reglas de mercado, pero para el resto de los brasileros es un poco difícil mirar a largo plazo en este país. De la misma forma que se cambió muy rápido, se puede volver atrás muy rápido. Sabemos que acá por mucho tiempo fue difícil sacar el dinero de las inversiones, entonces no es trivial hacer inversiones», evaluó el CEO de la empresa, Pedro Turqueto, en un diálogo con EconoJournal en marzo.

Reactor multipropósito RMB

Las relaciones diplomáticas entre la Argentina y Brasil son también relevantes para el avance del proyecto RMB, un reactor multipropósito que tiene a INVAP como diseñador. En la principal empresa argentina de proyectos de alta tecnología creen factible cerrar en agosto los contratos definitivos para la construcción del reactor, según fuentes al tanto del proceso consultadas por EconoJournal.

La negociación con la Comisión Nacional de Energía Nuclear de Brasil (CNEN) es por el contrato de ingeniería, provisión y construcción (EPC) del complejo tecnológico que albergará el RMB, incluyendo laboratorios, infraestructura operativa y apoyo logístico.

La CNEN estima invertir unos 500 millones de dólares sólo en el reactor, como parte de un proyecto de nuevo complejo nuclear que Brasil construirá en la localidad de Iperó en el estado de San Pablo, que supone una inversión global superior a los 1000 millones de dólares. La instalación estará cercana al Centro Industrial Nuclear de ARAMAR (CINA), en donde la Armada brasileña está desarrollando el prototipo del submarino con propulsión nuclear.

El reactor RMB estará destinado principalmente a la producción de y suministro de radioisótopos médicos para el mercado interno de Brasil. Con una potencia de diseño de 30 MW térmicos, el reactor tendrá un conjunto de capacidades y facilidades anexas similares al reactor multipropósito RA-10 que se pondrá operativo en Ezeiza a comienzos de 2027.

Ambos reactores podrán brindar el servicio de dopaje de silicio, codiciado por la industria electrónica internacional. También servirán para apoyar la investigación con técnicas neutrónicas y desarrollo de nuevos combustibles nucleares.

El reactor RMB tiene origen en un acuerdo suscrito entre la Argentina y Brasil en 2011 para el desarrollo conjunto de reactores multipropósitos. Es por este motivo que en INVAP definen al proyecto brasileño como un “primo hermano” del RA-10.

, Nicolás Deza

La producción de petróleo registró un crecimiento interanual de 17,2% entre enero y mayo, apuntalado fundamentalmente por Vaca Muerta que se disparó un 36,3 por ciento. Los grandes proyectos de infraestructura que las grandes operadoras están impulsando, como el oleoducto VMOS, muestran que la actividad seguirá creciendo. Sin embargo, el contexto no se presenta por ahora tan auspicioso para la red de proveedores locales, fundamentalmente pymes, que dependen de esa industria.

La falta de financiamiento, la suba de costos en dólares y la mayor importación está configurando un escenario complejo para esas firmas que son las que aportan mayor valor agregado y empleo. ¿Puede Vaca Muerta convertirse por si sola en una locomotora que mejore la situación de las pymes proveedoras o hacen falta políticas públicas complementarias? Con la intención de poner el foco en ese contexto desafiante para la cadena de valor, EconoJournal realizará el martes 11 de agosto por la mañana una nueva edición de Supplier Day en la Sala Dorrego del Club Hípico Alemán de Buenos Aires.

La apertura del encuentro, prevista para las 8:30, estará a cargo de Horacio Marín, CEO y presidente de YPF. Su presencia genera fuerte expectativa porque es la mayor productora de gas y petrolero del país.

Operadoras y empresas de servicios

Luego seguirán dos paneles donde directivos de las principales operadoras analizarán cuáles son los desafíos y exigencias que tendrán por delante en esta nueva etapa donde se busca seguir consolidando el crecimiento de la industria.

A las 9 será el turno de Guillermo Murphy, Supply Chain Vicepresidente de Tecpetrol; y Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol, bajo la moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

A las 9:25 empezará el segundo panel de operadoras con Walter Actis, Vice President of Supply Chain and Services de YPF y Marcelo Gioffré, Vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE, moderados por Sabina Trossero.

Otro capítulo estará dedicado a las empresas de servicios, las cuáles, al igual que las operadoras, también se distribuirán en dos paneles. En el primero, a las 9:50 horas, expondrán Diego Argañaraz, Project & Account Manager de SLB; Fabián Mendoza, Account Manager de Halliburton; y Francisco Liberatore, Senior Director Oil & Gas Services de Tenaris, también moderados por Sabina Trossero.

A las 10:15 comenzará el segundo panel de las firmas de servicios con Gerardo Molinaro, VP Land Drilling de DLS; Walter Paris, Director Ejecutivo Servicios de Pecom; y Leonardo Torres, Supply Contracting Director de Techint. La moderación en este caso correrá por cuenta de Ezequiel Cufré.

Inteligencia artificial e insumos críticos

A las 11 el foco estará puesto en la aplicación de soluciones de inteligencia artificial en oil&gas. El encargado de exponer en el capítulo Spotlight será Walter Abrigo, Director General de Santex.

A las 11:15 se analizarán los insumos y servicios críticos para el desarrollo de Vaca Muerta, puntualmente la arena y toda la logística que requiere su traslado. Allí expondrán Maximiliano Corbella, Director Comercial de Delta Arenas; Gustavo Maluendez, Vicepresidente de Cristamine; Juan Cruz López, Presidente de Transporte Peduzzi; y Gonzalo Cicilio, Gerente de Energía y Minería de Andreani. Modera Pablo Fiscaletti, Presidente de QM.

El desafío de las pymes

Luego sigue el panel “Desafío Pyme: ¿cómo escalar la capacidad de contratación?” con Federico Gayoso, CEO de Transeparation; Francisco Di Raimondo, CEO de Moto Mecánica; Leandro Tercic, Director General de Valmec; y Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial.

A las 12:10 habrá otro panel que pondrá foco en las pymes: “Cómo compite una Pyme argentina en un ecosistema cada vez más exigente. ¿Por qué algunas evolucionan y otras quedan afuera?”. Los participantes serán Nicolás D´Angelo, Director Comercial de Equipel, Eugenio Forchieri, Gerente de Operaciones de CIAR y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU.

Por último, habrá un “One to One” con PWC. Expondrán Juan Nazar, Forensics Manager de PwC Argentina y Diego Taich, Cybersecurity, Technology & Forensics Leader de PwC con la moderación de Gustavo Pérego, Director de ABECEB y Sabina Trossero.

, Redaccion EconoJournal

La producción de petróleo en la Argentina podría cerrar 2026 en su mayor nivel histórico: las estimaciones apuntan a 900 mil barriles diarios, un salto del 16% respecto de 2025. La Cuenca Neuquina explica cerca del 70% de ese volumen, con inversiones que ya acumulan más de US$ 130.000 millones en el sector.

Esta expansión implica mucho más que nuevos pozos y mayor capacidad productiva. Significa también más obras, más personal y más equipos operando en áreas remotas y de riesgo – y vuelve evidente un desafío que va más allá de lo operacional: ¿cómo mantener la seguridad, el control y la eficiencia en una escala que avanza más rápido que la capacidad de los equipos para monitorear todo de manera manual?

Es en ese contexto que ALTAVE amplía su presencia en la Argentina, con una tecnología desarrollada para transformar imágenes y video en información operacional y apoyar la toma de decisiones en tiempo real.

Una tecnología aún poco explorada en la región

El Intelligent Video Analytics es una de las respuestas que el sector viene explorando para ese desafío, y pocas empresas cuentan con el historial que ALTAVE ha acumulado en ese frente. Fundada en Brasil hace 15 años con foco en el desarrollo de tecnologías para ambientes críticos, la compañía opera en más de 160 sitios activos globalmente, acumula más de 3 millones de horas de monitoreo y atiende a clientes como TotalEnergies, Halliburton, Petrobras, ENI y Petronas. Es con el ALTAVE HARPIA, su plataforma propia de visión computacional con IA, con la que la empresa busca ampliar su actuación en la Argentina: un sistema capaz de interpretar las imágenes ya generadas por la operación para detectar eventos, emitir alertas y estructurar datos para el análisis.

Si bien el video analytics ya está consolidado en operaciones críticas en otras regiones, la tecnología aún tiene escasa difusión entre las operadoras y prestadoras de servicios en la Argentina. «Lo que vemos hoy es un mercado que crece muy rápido y que todavía percibe el video analytics como algo nuevo. Las empresas que adopten esta tecnología tempranamente van a marcar diferencia en seguridad y eficiencia operacional», afirma Bruno Avena, CEO de ALTAVE.

Aplicaciones para el onshore de Vaca Muerta: de la seguridad a la inteligencia operacional

En las operaciones onshore, el ALTAVE HARPIA transforma cámaras en sensores inteligentes capaces de brindar control total de lo que sucede en superficie. Tanto en seguridad como en performance operacional, detecta intrusiones en activos lineales y áreas restringidas, controla zonas de exclusión sobre líneas de alta presión, monitorea la coreografía de camiones de arena y hace el seguimiento de la circulación de personal en locación. «En los ambientes de perforación y completación, hay una combinación desafiante de escala, velocidad y dispersión operacional. Nuestra propuesta es ampliar la visibilidad de la operación, permitiendo monitorear lo que no puede pasar desapercibido», explica Bruno Oliva, Head Comercial de ALTAVE en la Argentina.

La actuación de la plataforma no se limita a la seguridad. Sus módulos de performance operacional – un desarrollo que aún no tiene equivalente directo en el mercado – vienen generando un interés creciente entre las operadoras de la cuenca. «La tecnología no transforma los procesos por sí sola. El resultado aparece cuando los datos se incorporan a las rutinas y ayudan a los equipos a actuar antes de que una desviación operacional derive en un incidente o una interrupción», completa Avena.

Quince años de experiencia

Con 14 patentes registradas, marcación CE para su comercialización en la Unión Europea y acreditación como Empresa Estratégica de Defensa por parte del Ministerio de Defensa de Brasil, ALTAVE identificó más de 145 mil eventos de seguridad en 2025 en rigs, refinerías, plataformas, embarcaciones, ferrocarriles y áreas de minería en todo el mundo.

A medida que la producción en Vaca Muerta encadena récords, la seguridad, la inteligencia artificial y la eficiencia pasan a formar parte de una misma decisión de inversión en el sector. Para ALTAVE, ese movimiento abre el espacio para que el Intelligent Video Analytics deje de percibirse únicamente como una herramienta de monitoreo y pase a integrarse a la infraestructura de inteligencia operacional en el campo.

, Redaccion EconoJournal

El Senado ya analiza un nuevo proyecto de ley de Biocombustibles que pretende desregular el mercado y avanzar en cambios significativos que aumentarán el cupo obligatorio de mezcla. El nuevo documento que lleva la firma de Patricia Bullrich, presidenta del bloque de la Libertad Avanza, cuenta con el aval de empresas del sector y establece un esquema basado en la paridad de importación.

La nueva legislación propone extender el período de transición para mezclas y cupos hasta el 31 de diciembre de 2031 y, en caso de aprobarse, tendrá una vigencia de 15 años. Contempla un aumento en los niveles de corte obligatorio de biocombustibles, lo que permitiría absorber capacidad ociosa, e introduce un esquema gradual de licitaciones para la asignación de cupos y la formación de precios. Tras dos sesiones informativas en la Comisión de Minería, Energía y Combustibles, el oficialismo pretende llegar a un acuerdo para lograr un dictamen de comisión y su posterior tratamiento en el recinto.

El intento de una reforma a la Ley 27.640 de Biocombustibles había quedado detenido tras un intento fallido del oficialismo de aprobar modificaciones junto con la Ley Bases. En ese momento, el entonces secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, había decidido retirar los cambios iniciales que promovían la liberalización del sector y finalmente, bloqueó el ingreso al negocio de petroleras y condicionó la participación de grandes aceiteras.

Tras varias idas y vueltas, el gobierno de Javier Milei decidió retirar el capítulo de Biocombustibles del proyecto conocido como “Ley Ómnibus” para esperar un acuerdo con las provincias y empresas como cerealeras y refinadoras. A dos años de esa discusión, ahora el Senado se propone aprobar en las próximas sesiones esta nueva legislación que cuenta con el aval de varias empresas.

Fuentes del Senado confirmaron a EconoJournal que actualmente se debaten en comisiones tres iniciativas diferentes para reemplazar el régimen vigente de biocombustibles: la del oficialismo, una liderada por la senadora de Salta, Flavia Royon, y otra presentada por la senadora cordobesa de Provincias Unidas, Alejandra María Vigo.

El proyecto más reciente y que cuenta con mayor aval es el impulsado por el Gobierno nacional, que propone avanzar hacia un esquema más desregulado, basado en acuerdos entre privados, con un período de transición fijado hasta 2031. En primera instancia, el oficialismo presentó un proyecto que luego modificó introduciendo cambios en 9 artículos a pedido de cámaras y empresas.

Nuevos cortes mínimos

En cuanto a los cortes, la propuesta oficialista establece para el gasoil un 7,5% de porcentaje de mezcla mínimo obligatorio de biodiésel, disponiendo que a partir de los 12 meses de la sanción de la ley el porcentaje se elevará al 10%. En las naftas, propone que deberán contener un porcentaje mínimo obligatorio de mezcla del 12% de bioetanol, mientras que a partir de los 12 meses dicho corte ascenderá al 15%.

En ambos casos, el proyecto faculta de manera excepcional a la Autoridad de Aplicación (la Secretaría de Energía) a modificar los porcentajes obligatorios únicamente por motivos ambientales, sociales o económicos, además de razones técnicas, de calidad o para asegurar el abastecimiento del mercado interno.

También prevé un esquema de transición para el co-procesamiento, es decir, la incorporación de materia prima no fósil en la producción de gasoil por parte de mezcladores que a su vez sean refinadores. El cómputo de este mecanismo dentro del corte obligatorio de biodiésel podrá aplicarse de forma gradual: 0,5% en 2028, 1% en 2029, 1,5% en 2030 y 2% en 2031, hasta converger con el límite máximo del 3%.

Por otro lado, establece un mecanismo de comercialización y libre competencia que elimina la división en regiones geográficas dentro del Mercado Electrónico general. No obstante, mantiene y traslada la potestad de determinar regiones geográficas de negociación para el segmento de biodiésel de las Empresas No Integradas en el período de transición, con el fin de optimizar costos logísticos.

Asimismo, se sustituye el esquema de precios máximos fijados por uno de precios de referencia de paridad de importación. De esta forma, el precio pasa a ser libre, pero si superara la paridad de importación, se habilita la activación del mecanismo de excepción que autoriza la importación de biocombustibles. Este fue uno de los puntos más discutidos en el plenario de comisiones. Claudio Molina, analista de energías renovables, expuso que esto podría habilitar importaciones a precios de dumping.

Por otra parte, el proyecto dispone que durante el período de transición una porción específica del corte obligatorio se destine a comercializarse a través del mercado regulado exclusivamente mediante empresas no integradas (pymes independientes). Además, para evitar que una sola firma domine dicho segmento, fija que ninguna empresa o grupo económico no integrado podrá exceder el 14% del total comercializado por año dentro de esta categoría.

Postura de las refinerías y el impacto en el surtidor

La iniciativa presentada por el oficialismo es por el momento la que cuenta con el aval de los diferentes actores, entre ellos, las refinerías. En el caso de YPF, que controla mayoritariamente el mercado de combustibles, Mauricio Martin, vicepresidente Ejecutivo de Midstream y Downstream, aseguró que actualmente el precio del biocombustible “está por encima un 40% del combustible fósil, con picos que llegaban hasta el 80%”.

En relación con los nuevos cortes y su impacto en el surtidor, Martin afirmó que llevar el corte de biodiésel al 10% “impactará en un 3% adicional en los precios de los combustibles al consumidor”.

Más demanda y costo fiscal

El proyecto se debate en un contexto de crecimiento de la demanda de biocombustibles a nivel mundial y del fuerte encarecimiento en el país, lo cual provocó que, en comparación con los combustibles fósiles, los biocombustibles tuvieran precios por sobre el 40%.

Por otro lado, la caída de las exportaciones de biocombustibles implicó una menor recaudación para el Estado nacional y un costo fiscal que ascendió a los US$ 300 millones en 2025 y que acumuló US$ 6.500 millones en los últimos 15 años, según un informe elaborado por la consultora Economía y Energía.

Entre otros cambio, el nuevo proyecto incluye también la creación de un Mercado Electrónico como mecanismo que concentre la comercialización «de manera única, transparente y de acceso público, administrado por un organismo independiente con experiencia comprobada en negociación de productos energéticos y bajo estándares internacionales de comercio».

Además, incentiva a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a que fomenten regímenes propios opcionales e incrementales para el usuario que habiliten la comercialización de cortes superiores.

, Laura Hevia

La industria solar mundial atraviesa un cambio de paradigma en donde el almacenamiento energético se convirtió en parte central de los proyectos de utility scale y dejó de ser una tecnología complementaria. El fenómeno, acompañado por  BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, fue el eje central de la última edición de Intersolar Europe 2026, el punto de encuentro de la industria solar. 

Con la presencia de más de 100.000 participantes, cerca de 1.350 expositores y una exhibición de más de 100.000 m2, el desarrollo de la mega feria demostró que en los últimos años el mercado de energías renovables aceleró una transformación que se venía gestando y que en la actualidad, se consolida tanto desde el desarrollo tecnológico como desde el marco regulatorio. 

Desde hace ya varios años BLC Power Generation forma parte de esta tendencia ofreciendo entre sus productos soluciones integrales para la gestión inteligente de plantas renovables y de sistemas de almacenamiento. Lejos de ser una moda, el cambio de paradigma otorga a los sistemas de gestión Optimum PG-EMS desarrollados por la compañía un papel cada vez más relevante tanto en la administración de la energía almacenada, como en la optimización de su despacho y la interacción entre generación y red. 

El almacenamiento de la energía solar en la feria Intersolar Europe 2026

A lo largo de la mega exposición hubo un eje constante: el crecimiento acelerado y consolidado del almacenamiento energético. Así lo demostró la mayor presencia tanto de soluciones BESS -de litio y de sodio- como el avance de tecnologías basadas en el hidrógeno. 

En paralelo, el mercado dio señales positivas dejando atrás el descenso de años anteriores en el precio de los componentes fotovoltaicos con una mayor estabilidad de costos. Al mismo tiempo, los cambios en la política de exportaciones de China anticipan un escenario diferente para la industria. 

El mensaje de la Intersolar Europe 2026 fue claro: las nuevas plantas solares ya no se proyectan sin almacenamiento. La inclusión de baterías responde no solo a necesidades operativas como a nuevos requerimientos regulatorios orientados a mejorar la flexibilidad y la estabilidad de la red eléctrica. Y BLC Power Generation acompaña e impulsa este cambio.

, Redaccion EconoJournal

María Emilia Soria, intendenta de General Roca y exdiputada nacional, acelera el armado de su candidatura para la gobernación de Río Negro en representación del peronismo. Lo hará desde un lugar opositor de la gestión de Alberto Weretilneck y con una mirada crítica respecto al desarrollo de los proyectos exportadores de Vaca Muerta que avanzan en la provincia.

«Han conformado a Río Negro con poder exigir 50 trabajadores de la Uocra», criticó en diálogo con EN/CLAVE. Sostuvo que falta un mayor derrame aguas abajo de las obras que integre a las pymes locales y reclamó que el gobierno provincial exija más a las empresas como ocurre en Neuquén.

Roca, que es la segunda ciudad más poblada de la provincia, adhirió al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a propuesta de la intendenta como señal de «buen entendimiento», pero afirmó que el Parque Industrial aún no recibió ninguna inversión nueva desde su sanción.

Soria encabezará un acto político el sábado 8 de agosto en su localidad, aunque prefiere no hablar de lanzamiento. «Todavía no tenemos calendario electoral, así que no podríamos hablar de candidaturas. Sí de aspiraciones y de un esquema de trabajo de cara al proceso electoral», planteó.

El encuentro reunirá, no solamente a dirigentes del PJ rionegrino, sino también a extrapartidarios y otras agrupaciones que aspiran a integrar una alianza más amplia en las elecciones del año que viene. Soria definió al justicialismo como la «columna vertebral», pero llamó a buscar «amplitud, mucha escucha y trabajar en la unidad».

Según pudo saber EN/CLAVE, en el acto se espera la presencia de referentes de la UCR, hoy dividida en el apoyo a Juntos Somos Río Negro. Apuntan a los radicales «de buena madera», como llaman en el peronismo a quienes se plantaron en defensa de la universidad pública y quienes «se pintaron de verde», pero que no fueron escuchados por el gobierno.

El peronismo llegará a la elección del 2027 con el envión que le dio el triunfo en las legislativas nacionales del año pasado y con la unidad que otros distritos aún no están logrando sintetizar. Soria ratificó que aspira a llevar en la fórmula a un dirigente de Bariloche, la ciudad con mayor peso demográfico de la provincia, pero aseguró que aún no hay nombres propios porque «las conversaciones no están 100% definidas».

Ese factor le añadiría un rasgo más a una candidatura que ya se anticipa competitiva y que abre una disyuntiva para La Libertad Avanza: impulsar una lista propia con Enzo Fullone o Aníbal Tortoriello o evitar una división por tres y darle su apoyo a la eventual reelección de Weretilneck.

VMOS: el derrame «no se vio»

María Emilia Soria se mostró crítica de lo que está sucediendo en Río Negro con los proyectos de exportación asociados a Vaca Muerta, aunque se manifestó a favor de que sucedan. «No me opongo al VMOS, a ser exportadores, pero no podemos ser solamente eso y descuidar a nuestras economías regionales que son las que verdaderamente dan trabajo», sostuvo.

«De lo único que se escucha hablar hace un año prácticamente es de los proyectos hidrocarburíferos en la provincia de Río Negro, como que de golpe es lo único que es Río Negro y yo lo he dicho muchas veces: no estoy de acuerdo en ser el furgón de cola de Vaca Muerta, de apostar 100% a hacer solamente eso», cuestionó.

La dirigente se manifestó «a favor de diversificar la matriz productiva sin tirar por la borda la fruticultura, la ganadería, la pesca, el turismo».

Soria integró el grupo de 30 intendentes que, a principios de mes, recorrió junto al gobierno provincial las obras de VMOS en Punta Colorada. Pero no se limitó a la visita oficial, sino que la futura candidata aprovechó la ocasión para tener reuniones en Sierra Grande y tomar temperatura en la ciudad más cercana al proyecto.

«Le pregunté a la dueña de un hotel quiénes son los que se hospedan y me dijo mexicanos, colombianos, entrerrianos, misioneros, ninguno de la provincia de Río Negro. Y cuando pude estar adentro del complejo de VMOS advertí que están construyendo un alojamiento para 700 personas. Lo primero que se me vino a la cabeza es ‘pobre esa señora del hotel, pobres los que están alquilando sus casitas en Sierra Grande’, porque todo ese cúmulo de personas que están viniendo a trabajar a Río Negro van a estar 100% dentro de VMOS. No van a salir, no van a ni siquiera consumir porque hasta restaurante va a haber adentro del complejo. Y eso es solamente una fotografía de lo que es todo esto», advirtió.

Lo mismo planteó sobre la preocupación de la Cámara de Comercio de Sierra Grande. «Tuve la oportunidad de hablar y nos manifestaban esto. Hasta ahora, ninguna pyme local de Río Negro, incluso de Sierra Grande, ha podido ofrecer servicios a este desarrollo que además va a ser exportar crudo, ¿no? Ni siquiera con un valor agregado, no hablamos de una refinería», sostuvo.

Soria aseguró que, como parte del proceso previo al desembarco del proyecto, «nos visitaron consultoras canadienses para decirnos el impacto que iba a tener en nuestra comunidad el paso de los caños y, sin embargo, nada de eso sucedió». «Fue trabajo temporal, dos meses, tres o cuatro y todo el resto no se vio, por lo menos hasta ahora no se ha visto», afirmó.

«Aprovecharlo como Neuquén»

María Emilia Soria reiteró que considera «positivo» el cambio de paradigma de Río Negro hacia los hidrocarburos, pero ofreció una comparación con Neuquén respecto de cómo aprovechar para captar mayores beneficios de la industria.

Dio como ejemplo que la provincia vecina licitará un proyecto para ampliar el sistema de riego e irrigar 50.000 hectáreas y que financiará rutas en el corredor petrolero con parte de las regalías, como en el esquema que planteó con las empresas de Vaca Muerta. Mientras que «la famosa ruta de la arena de Río Negro, si es que se consolida, porque todavía no hay luz verde para eso, se va a hacer con crédito tomado por la provincia, no por esfuerzo de las operadoras».

«Otras provincias no pierden las inversiones por simplemente plantarse en algunos términos. Los neuquinos exigen cosas y no está mal. Acá por exigir algo razonable para los rionegrinos tienen terror de perder la iniciativa. Yo no lo veo así. Han conformado a Río Negro con poder exigir 50 trabajadores de la Uocra y estamos hablando de proyectos grandes que atraviesan la provincia, las comunidades y no han dejado nada», aseguró.

También analizó que los servicios de educación y de salud, particularmente, están deteriorados. «En el hospital de Villa Regina hace 15 días que a los pacientes les dan solamente verduras, porque el hospital no compra carne, no compra leche, no compra legumbres, no compra pollo. Ese es el paradigma que tenemos en Río Negro: por un lado hablamos solamente de petróleo y por otro lado los hospitales se caen a pedazos», afirmó.

«¿Por qué quiero ser candidata? Bueno, por todo eso quiero ser candidata. Porque en Río Negro hemos normalizado situaciones que afectan a la calidad de vida de mis vecinos», dijo.

, Andrea Durán

Oleoductos del Valle (Oldelval) alcanzará en agosto el 100% de la capacidad ampliada de su sistema Duplicar+, un techo operativo que amenazaba con volver a generar un cuello de botella en la evacuación de la Cuenca Neuquina. Para evitar un freno en la producción de Vaca Muerta antes de la entrada en operación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). prevista para inicios de 2027, la transportista ejecuta un plan de repotenciación técnica.

Se trata de una nueva obra que demanda una inversión de US$ 25 millones -un monto muy inferior a los US$ 1400 millones de todo Duplicar– y que es considerada una solución «puente» que permitirá inyectar hasta 200.000 barriles diarios adicionales mediante la repotenciación de sus estaciones de bombeo y el uso intensivo de polímeros reductores de fricción.

Esta mayor disponibilidad que estará habilitada en agosto permitirá incrementar la capacidad hasta unos 730.000 barriles día desde Vaca Muerta hacia la costa del Atlántico en la provincia de Buenos Aires, si se considera que las obras inauguradas hace más de un año permitieron llevar al sistema a los actuales 530.000 barriles diarios.

Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, explicó a EconoJournal que la solución consiste en intervenir cuatro de las ocho estaciones de bombeo principales del sistema de la compañía. «Básicamente lo que se hace es agrandar los alivios, agrandar la cañería interna y a las tres turbinas en paralelo», señaló.

En la operatividad convencional, la compañía cuenta en cada estación con dos turbinas activas y una de respaldo (backup). La decisión de colocar las tres unidades a funcionar de forma simultánea le otorga al sistema un pico de potencia adicional.

«Al poner las tres bombas en paralelo todo el tiempo, si de repente por algunas horas o un día alguna de estas adicionales no funciona, puede bajar un poco la capacidad. Por eso este volumen adicional no lo podremos contractualizar«, aclaró Hosel sobre la naturaleza operativa de este incremento técnico.

Respecto de las dinámicas operativas de las productoras en Vaca Muerta, el CEO de Oldelval descartó que este escenario de saturación responda a una aceleración imprevista del mercado. “No es que hubo una aceleración no esperada; es la evolución prevista. Sabíamos desde el año pasado que al liberar el cuello de botella la cuenca iba a empezar a crecer, y esa proyecciones se basan en el contacto directo con los clientes”, puntualizó.

En esa línea, Hosel remarcó que las decisiones de inversión no se vieron alteradas por la coyuntura del mercado global: “El precio del Brent no cambió el panorama; lo que hace esta obra es asegurar lo que estimábamos que iba a ocurrir de manera natural con el desarrollo del shale y lo veníamos viendo hace más de un año”.

Vaca Muerta tendrá de 200.000 barriles extras de capacidad de transporte

Este volumen adicional, que teóricamente puede sumar poco más de 200.000 barriles diarios al nodo de Allen, operará bajo un esquema dinámico e «interrumpible» o de open access. «No es algo que se pueda contractualizar, pero va a estar ahí con gran seguridad. En el interín vamos a poder transportar tranquilamente 50.000, 100.000 o 150.000 barriles más hasta que entre en operación el VMOS a fines de este año y comienzos del próximo», detalló Hosel.

Para que los ductos existentes absorban esta potencia extra, Oldelval tambièn apela al uso intensivo de polímeros reductores de fricción. Estos compuestos actúan estabilizando las corrientes del fluido dentro del caño, disminuyendo la resistencia interna y permitiendo un mayor caudal de evacuación sin necesidad de construir un nuevo tendido de tuberías.

Desde la perspectiva del negocio, las estimaciones fijan un margen de tranquilidad para las operadoras de la Cuenca Neuquina. En los últimos doce meses, la producción en Vaca Muerta creció unos 150.000 barriles diarios. «Bajo esa métrica, el salto incremental brindado por la repotenciación actúa como un colchón técnico de al menos un año de duración. Lo que le estamos diciendo a la cuenca es que produzcan tranquilos que no va a faltar transporte», sintetizó el CEO de Oldelval.

Si la demanda de transporte excediera de manera puntual la capacidad disponible en la modalidad interrumpible, Oldelval ya tiene definido el criterio de asignación: se aplicará un prorrateo proporcional basado en la participación de cada cliente en el sistema firme (Duplicar Plus) y en el open access actual sobre el total de 530.000 barriles del sistema.

En paralelo a la coyuntura del tramo Allen-Atlántico, Oldelval mantiene el foco en el desarrollo de la infraestructura de captación en el sector septentrional de la cuenca. La compañía avanza en la construcción del proyecto Duplicar Norte, una cañería de 24 pulgadas y 207 kilómetros de extensión que conectará Auca Mahuida con Allen para vincula las áreas operadas por Chevron, Pluspetrol, YPF, Tecpetrol y GyP.

Con una inversión de US$ 380 millones financiada en un 80% mediante contratos take or pay por los cargadores, el Duplicar Norte aportará una capacidad final de 220.000 barriles diarios. «Esa obra va a estar lista para fin de este año con 50.000 o 60.000 barriles iniciales, y en febrero estará completamente terminada», confirmó Hosel. La dinámica de la cuenca ya lleva a realizar estudios de ingeniería para futuras expansiones en ese nodo que cubran la demanda proyectada hacia 2028 y 2029.

Una vez consolidadas las megaobras de evacuación de la industria energética -con la convergencia de Oldelval y el megaproyecto VMOS impulsado por YPF y sus socios-, la capacidad total de transporte de la Cuenca Neuquina podrá superar holgadamente el 1,3 millones de barriles diarios. Esta cifra duplicará los niveles actuales de producción de Vaca Muerta y otorgará previsibilidad de evacuación hasta fin de la década.

, Ignacio Ortiz

El gobierno modificó a través de la resolución 167/26 la frecuencia con la que las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) diferencias se incorporan a las tarifas del gas natural desde agosto. Hasta ahora, las DDA se calculaban y trasladaban en forma estacional, es decir, cada cuatro meses, coincidiendo con las actualizaciones del precio del gas. A partir de agosto, y mientras se mantenga la emergencia energética vigente hasta diciembre de 2027, ese cálculo se realizará cada dos meses.

¿Qué son las Diferencias Diarias Acumuladas?

Cuando el ente regulador fija los cuadros tarifarios utiliza un precio estimado del gas para el período siguiente. Una vez transcurrido ese período, se compara ese valor con el costo real que afrontó cada distribuidora. Si el precio efectivo fue mayor, se genera una diferencia a recuperar mediante un recargo tarifario; si fue menor, corresponde devolver ese excedente a los usuarios. Ese mecanismo se conoce como DDA y funciona como un ajuste de compensación para corregir el desfasaje entre la estimación y la realidad.

¿Qué es lo que se modifica y por qué?

La resolución introduce un cambio técnico en la periodicidad con la que se trasladan a las tarifas de gas las diferencias entre el precio del gas que las distribuidoras estiman que van a pagar y el que finalmente terminan pagando. A partir de ahora dejará de ser estacional y se lo hará de modo transitorio cada dos meses.

El Gobierno sostiene que el objetivo es hacer más gradual y previsible el impacto de esos ajustes sobre las facturas. Según los fundamentos de la resolución, el nuevo esquema busca evitar que los usuarios enfrenten correcciones tarifarias de gran magnitud después de varios meses de acumulación, especialmente durante el invierno, cuando coinciden un mayor consumo de gas con precios de abastecimiento más elevados.

El cambio no modifica la metodología de fondo del sistema tarifario ni quién asume ese costo: la Ley del Gas establece que el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) debe ser trasladado a los usuarios finales, de modo que las distribuidoras no obtengan ganancias ni sufran pérdidas por esa compra.

La medida también se inscribe en un proceso más amplio de desregulación del mercado de gas impulsado por la Secretaría de Energía. En los considerandos se recuerda que las distribuidoras deberán asumir progresivamente la gestión de la compra de gas sin intervención directa del Estado y que, para facilitar esa transición, es necesario adaptar transitoriamente los mecanismos de pass through o traslado de costos a tarifa.

En ese contexto, el Ejecutivo considera que un reconocimiento más frecuente de las diferencias de precio mejora el flujo financiero de las empresas sin alterar el principio básico del sistema: que el costo del gas sea absorbido por los usuarios, pero con ajustes más graduales.

, Redaccion EconoJournal

A medida que Vaca Muerta bate récords de producción y avanzan las obras de infraestructura para ampliar las exportaciones de petróleo y gas, surge una pregunta que empieza a repetirse entre las empresas proveedoras: ¿cómo responder a las necesidades de las operadoras con los actuales problemas de financiamiento? Ese fue el punto de partida de la última edición de Dínamo Stream conducido por Nicolás Gandini, donde Marina Dal Poggetto, Gustavo Lopeteguiy Silvia Naishtat expusieron sobre el momento que atraviesa la economía argentina y las condiciones necesarias para que ese crecimiento no encuentre un techo.

El desafío de financiar el crecimiento

Marina Dal Poggetto, economista y directora ejecutiva de la consultora EcoGo, sostiene que el Gobierno logró estabilizar variables clave y recomponer reservas, pero el proceso comenzó a mostrar trabas.

Según explicó, la compra de dólares por parte del Banco Central permitió expandir la cantidad de pesos en la economía, un proceso que calificó como una «re-monetización virtuosa», pero aclaró que “esa emisión de pesos que está yendo a depósitos en el sistema financiero y que debería ser el combustible del financiamiento del crédito de alguna forma se trabó”: el cambio de régimen macroeconómico, con tasas de interés positivas y una inflación en desaceleración, modificó por completo la lógica de financiamiento de las empresas y encareció el acceso al crédito.

Este panorama presenta un cuello de botella, en donde para seguir escalando el nivel de producción de petróleo y gas en infraestructura, es necesario pensar en cómo financiar a esas empresas proveedoras de bienes y servicios para que crezcan y acompañen.

Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía de la Nación, no compartió ese diagnóstico. Si bien reconoció que el proceso de transición genera tensiones, sostuvo que resulta necesario analizar el cambio económico desde una perspectiva más amplia.

A su entender, la economía argentina está dejando atrás un esquema que durante décadas generó baja inversión, escasa productividad y salarios reducidos. Ese cambio implica necesariamente -según el ex funcionario- que algunos sectores crezcan más rápido que otros y que determinadas actividades deban adaptarse a un nuevo escenario. “Es doloroso y lleva tiempo porque algunas de esas actividades que nacieron de la mano de un crédito que se licuaba por la inflación hoy no pueden seguir usufructuando eso”, sentenció.

“En esa transición no tiene que crecer todo igual porque si todo creciese igual no estaríamos cambiando nada. En la naturaleza de la transición está que haya personas y empresas que tengan más oportunidades y otras que tengan menos”, agregó Lopetegui.

Con relación al freno del crédito que señaló Dal Poggetto, Lopetegui respondió: “En estos dos años y medio que lleva el gobierno, durante el primer año y medio tuvimos un boom del crédito, porque antes había desaparecido –con hiperinflación o cuasi hiperinflación desaparece el crédito–. Teníamos muy poquito crédito y se duplicó de 4 a 8 puntos del producto en 18 meses. Desde julio del año pasado, con el apretón que describe Marina, el crédito se congeló y era razonable porque tenías unas tasas de interés que hacían imposible acceder a un descubierto. Sin embargo, en los últimos 30 días se volvió a despertar, aunque todavía es incipiente. En los últimos 30 días, el crédito a las empresas –descubiertos y adelantos- está 6% nominal arriba y venía de un 2%, apenas si le empataba a la inflación. Hoy la tasa de descubierto empieza a ser mucho más lógica”.

También afirmó que las principales compañías del sector energético hoy acceden al mercado internacional de capitales y a financiamiento favorable en dólares. “Hoy el sector petrolero crece al 10% anual, eso significa que Vaca Muerta crece al 25% y no hubo cuellos de botella en el financiamiento. Hoy hay media docena de proyectos de infraestructura de evacuación de petróleo y gas y tratamiento de productos secundarios que están todos en marcha. Todas las empresas que protagonizan eso tienen financiamiento en dólares como casi nunca han tenido”, agregó.

–Las grandes empresas. –le acotó Gandini.

–Sí, pero es una cadena. Tenés 15 o 20 empresas grandes petroleras y gasíferas que todas emiten ON en dólares al 7% o 7,5%, menos del riesgo soberano.

–La grande se financia a una tasa competitiva, pero después se da vuelta y a su proveedor le dice que como hay inflación en dólares te tengo que ajustar.

–Le paga los insumos.

–Sí, a veces a 60 días. Es complejo.

–Con el horizonte que tiene el sector no hay ninguna amenaza de corte por falta de financiamiento. Obviamente, si tuviste 8 meses con el descubierto a una tasa real estratosférica, los que se financiaban en la cadena con el descubierto tuvieron un problema, pero eso está empezando a desaparecer. Además, si esa empresa grande empieza a tener problemas porque sus proveedores no le entregan, quédate tranquilo que algo va a ser para que tengan financiamiento sus proveedores porque sino no va a poder operar.

¿Cómo administrar la transición sin profundizar la destrucción?

Dal Poggetto afirmó que los sectores más dinámicos -como energía, minería y agro- representan una porción relativamente pequeña del PBI (15 puntos) y del empleo (9%), y todavía no logran compensar la velocidad con la que otras actividades pierden dinamismo. «Lo que debería ocurrir es que lo nuevo crezca más rápido que la destrucción de lo viejo, de manera que la economía crezca», resumió.

Para el exsecretario de Energía, por el contrario, el crecimiento de la economía no llegará por el derrame de los sectores exportadores, sino por una combinación de estabilidad macroeconómica, recuperación del crédito, apertura y mayor competencia.

Frente al debate sobre cómo se debería gestionar la apertura económica, la economista plantea que otros modelos internacionales lograron hacerlo priorizando un tipo de cambio alto y baja de impuestos. “Si mantenés la estructura tributaria y abrís la economía priorizando el tipo de cambio como ancla anti-inflacionaria, la destrucción es mayor”, y criticó que la Argentina tomé medidas aperturistas en un contexto internacional que tiende hacia el proteccionismo: “Siempre vamos a contramano”.

Lopetegui, por su parte, relativizó la idea de un “boom importador” y sostuvo que el cambio principal no fue el volumen de bienes importados, sino la reducción de sus costos, que incrementó la competencia sobre las empresas locales. “No creo que le esté ganando la destrucción a la creación, porque estamos creciendo al 2%”, sintetizó.

¿Cuál es la mirada de la industria al respecto? En ese intercambio, Silvia Naishtat, periodista del diario Clarín, aportó una perspectiva desde el entramado empresario. A su entender, la realidad que atraviesan muchas compañías no siempre coincide con los indicadores que muestran los sectores más dinámicos de la economía. «Hablé ayer con un empresario grande que me decía que el vive una ucronía, una realidad paralela. Me decía que le va bárbaro, pero se da vuelta y ve la intemperie. Y ve dificultades a lo largo de la cadena de valor con un gobierno que es muy insensible a tener algún tipo de política más activa. Un gobierno muy focalizado en lo financiero, pero con poco músculo para sectores que lo necesitan. Con pocas medidas se podrían solucionar varios problemas”, subrayó.

Planificación e infraestructura, la discusión de fondo

Más allá del debate macroeconómico, también se profundizó sobre cómo la infraestructura sigue siendo uno de los principales desafíos para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.

Silvia Naishtat señaló que la falta de planificación no es un problema exclusivo del actual gobierno, sino una deuda histórica de la Argentina, aunque sí reconoce que la falta de una política industrial dificulta aún más su desarrollo. «Este gobierno le carga al sector privado una responsabilidad mayor. Cree que si resuelve la macroeconomía ya tiene política industrial, cuando finalmente no es así«, sostuvo.

Lopetegui coincidió en que la infraestructura resulta clave para sostener el crecimiento, aunque relativizó la responsabilidad del Gobierno nacional. Recordó que cerca del 70% de la inversión pública en Argentina corresponde a las provincias y señaló que Neuquén, gracias al incremento de las regalías provenientes de Vaca Muerta, cuenta hoy con recursos suficientes para afrontar buena parte de las obras viales que demanda la actividad.

Ante la ausencia de actores -públicos o privados- que den un paso firme en materia de infraestructura y otras inversiones necesarias para el desarrollo energético, se reflotó la propuesta de Daniel Gerold, fundador de la consultora G&G Energy Consultants, para crear una tasa para las empresas energéticas con el objetivo de financiar un organismo técnico independiente que planifique el desarrollo de Vaca Muerta y del sector en general.

Sin embargo, la propuesta no encontró consenso con el ex-funcionario, quien no consideró necesario crear nuevos organismos, sino fortalecer y coordinar mejor las capacidades técnicas ya existentes, principalmente en planificación y regulación del sistema eléctrico, el verdadero desafío en materia energética.

, Redaccion EconoJournal

La empresa Aceros ITASA anunció la puesta en marcha de un sistema de moldeo químico autofraguante automatizado (No-Bake), una incorporación tecnológica que forma parte de su estrategia de modernización industrial y coincide con el 40° aniversario de la compañía.

La nueva línea de producción incorpora un proceso de moldeo automatizado que permite optimizar la preparación de materias primas mediante mezclas de arena y resinas de alta precisión. Según informó la empresa, la tecnología mejora la estabilidad dimensional de los moldes, incrementa la repetibilidad de las piezas fabricadas y contribuye a elevar los estándares de calidad del proceso de fundición.

El proyecto requirió meses de planificación e involucró a distintas áreas de la organización, entre ellas Ingeniería, Producción, Mantenimiento, Calidad, Logística, Compras, Administración y Seguridad. Desde la compañía señalaron que la iniciativa representa una de las inversiones industriales más importantes realizadas en su historia.

Automatización y mayor eficiencia operativa

La nueva línea integra una turbomezcladora de alta capacidad, sistemas automáticos de desmoldeo mediante tecnología Roll Over, una estación de pintura, manerales de cierre y carrileras automatizadas. De acuerdo con ITASA, estos desarrollos permiten optimizar el flujo de producción, reducir los tiempos de ciclo, mejorar las condiciones de seguridad y aumentar la eficiencia operativa.

La empresa indicó que la incorporación del sistema No-Bake permitirá ampliar su capacidad productiva, reducir los plazos de entrega y ofrecer una mayor precisión dimensional y una terminación superficial más uniforme en las piezas fundidas. Estas capacidades están orientadas principalmente a atender la demanda de industrias como Oil & Gas, minería, energía, petroquímica, generación eléctrica y otros procesos industriales que requieren componentes de alta especificación.

Foco en los sectores industriales y la expansión regional

Además de la nueva línea de moldeo, ITASA destacó que cuenta con herramientas de simulación de procesos, ingeniería inversa, impresión 3D y laboratorios de control de calidad, capacidades que buscan fortalecer su posicionamiento como proveedor de piezas especiales fabricadas en aceros al carbono, inoxidables, dúplex y superdúplex para mercados de Argentina y Latinoamérica.

Desde la empresa señalaron que la inversión forma parte de una estrategia de mejora continúa basada en la incorporación de nuevas tecnologías para incrementar la productividad y la competitividad de sus procesos industriales. En ese marco, sostuvieron que la puesta en marcha del sistema No-Bake constituye el inicio de una nueva etapa de desarrollo orientada a acompañar el crecimiento de los sectores industriales en los que participa.

, Redaccion EconoJournal

La empresa industrial y energética PCR, tal como se conoce hoy a la centenaria Petroquímica Comodoro Rivadavia, concretó su debut en los mercados de capitales internacionales mediante la colocación de su primer bono por un monto total de US$ 400 millones.

La compañía informó este jueves al mercado que la operación, realizada en conjunto con su subsidiaria Luz de Tres Picos bajo la modalidad de Obligaciones Negociables Clase I, registró una elevada demanda que permitió ampliar la pauta inicial fijada en US$ 350 millones.

La emisión, efectuada en dólares estadounidenses y sujeta a la legislación del Estado de Nueva York, se estructuró a un plazo de ocho años con un rendimiento del 8,5% anual. La colocación mediante el mecanismo de book-building obtuvo propuestas cercanas a los US$ 1.000 millones, cifra que superó en casi 2,5 veces el monto finalmente adjudicado.

La empresa aseguró que pudo reflejar la solidez de su posición en los distintos segmentos en los que participa en el país, y logró concretar una operación que contó con una amplia participación de inversores institucionales de Estados Unidos, Europa y la Argentina.

La transacción requirió la intervención de las entidades bancarias y financieras Itaú BBA, BBVA y Santander que ejercieron los roles de Global Coordinators y Joint Bookrunners, mientras que Balanz se desempeñó como Joint Bookrunner y Galicia Capital US, LLC actuó en calidad de International Selling Agent. A nivel local, la estructuración estuvo acompañada por Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia.

Refinanciación de deuda e inversión e infraestructura

Respecto al uso de los fondos captados, la compañía informó que destinará los recursos principalmente a la cancelación y precancelación de pasivos financieros de PCR y Luz de Tres Picos. Este movimiento apunta a extender los vencimientos y robustecer la solvencia patrimonial del grupo, reservando el remanente para el financiamiento de nuevos desarrollos productivos en la cadena energética.

Sobre los alcances de la colocación, Juan Giglio, director de Finanzas de la firma, afirmó que «la respuesta del mercado refleja la solidez operativa y la disciplina de gestión de la compañía». Asimismo, ponderó que «el acceso al crédito externo constituye un hito para la organización, ya que otorga mayor visibilidad global y brinda la flexibilidad para ejecutar inversiones estratégicas» en infraestructura energética e industrial.

PCR tiene un modelo operativo diversificado en tres unidades de negocio. En materia de hidrocarburos, PCR opera áreas de producción en Mendoza y La Pampa, seis bloques en Ecuador con un volumen neto de 21.000 barriles equivalentes diarios de petróleo y proyectos en desarrollo en Estados Unidos.

A su vez, consolida su posición como uno de los principales generadores privados de energía eólica en la Argentina, con 545 MW instalados distribuidos en cuatro parques ubicados en Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, en combinación con su histórico liderazgo en la fabricación de cemento en la Patagonia.

, Redacción EconoJournal

La Provincia de Neuquén obtuvo este jueves financiamiento por 500 millones de dólares con la colocación de un bono en el mercado internacional que pagará un cupón de interés del 7,35%. Los Títulos Públicos de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén (Tipden) tendrán un vencimiento a siete años, cuyas amortizaciones buscarán calzarse con el período de mayores regalías hidrocarburíferas que traerá la producción en Vaca Muerta.

El bono es el primero de la gestión Rolando Figueroa y una vuelta al mercado internacional para Neuquén tras casi una década sin emisiones. La Provincia recibió ofertas por 1.100 millones de dólares, más del doble de lo que había ido a buscar.

El grueso del financiamiento será destinado a obra pública, en momentos donde el gobierno necesita fondos para cubrir infraestructura atrasada, pero también anticiparse a lo que demandará la provincia en los próximos años cuando se espera que la producción en Vaca Muerta se duplique.

Frente a la decisión de Javier Milei de retirar al gobierno nacional de la obra pública, la gestión de Figueroa había implementado, hasta ahora, una estrategia de financiamiento de proyectos con fondos propios, créditos con organismos internacionales y fideicomisos con las empresas petroleras para obras viales específicas.

Ahora sumará un endeudamiento en el mercado que también le dará aire a la administración en un contexto de negociación con los gremios estatales para definir los aumentos salariales del segundo semestre, en la previa de la disputa electoral.

El gobierno llevó en 2024, cuando pidió la autorización del endeudamiento en la Legislatura, un listado de más de 400 proyectos de infraestructura para ejecutar con los fondos, aunque no será del todo vinculante. Algunos ya se empezaron con los fondos obtenidos de préstamos con la CAF y el BID y otros se incorporaron o reemplazaron después con leyes o decretos posteriores.

La ley 3434, que es la que originalmente aprobó el endeudamiento por 500 millones de dólares, incorporó a pedido de diputados de la oposición la obligación para el Poder Ejecutivo de presentar, cada 120 días, «un informe detallado de las acciones ejecutadas en función del crédito tomado».

Las condiciones del bono

Según se informó este jueves tras el cierre de la operación, el bono emitido bajo ley de Nueva York tendrá una estructura de amortización con tres pagos anuales: 33% a cancelar en agosto de 2032, 33% en agosto de 2033 y 34% en igual mes de 2034. Pero la Provincia también tendrá la opción en 2031 de cancelar la totalidad de la deuda y los intereses que se hayan devengado hasta entonces, sin pagar costos adicionales.

El cupón que pagarán los Tipden será del 7,35%, con una periodicidad semestral cada 25 de febrero y 25 de agosto, comenzando a partir de febrero del año que viene. La TIR (Tasa Interna de Retorno) se ubicó en un 7,65%.

No tendrán garantía pero sí ofrecerán prioridad absoluta de cobro frente a otros acreedores en caso de liquidación (bono quirografario).

Los coordinadores globales de la operación fueron JP Morgan y el Banco Santander, y este último también actuó como colocador local junto a Balanz.

Fitch Ratings le asignó la calificación de B- al instrumento, misma que le otorgó a la provincia como emisora en junio pasado, tras valorar que el riesgo de refinanciamiento es «relativamente bajo» gracias a que logró una mayor capacidad para afrontar sus vencimientos, resultados fiscales «equilibrados» y crecimiento de los ingresos propios.

Igual calificación le otorgó S&P, que analizó que el aumento del endeudamiento, en comparación con lo que sucedió en años recientes, «no incrementará significativamente la carga de la deuda», estimada en un 20 % de los ingresos corrientes en 2026-2027.

Como informó EN/CLAVE, el gobierno de Rolando Figueroa obtuvo la autorización de la Legislatura para emitir deuda por hasta 500 millones de dólares en 2024, pero no la había utilizado hasta el momento. Recién en marzo de este año creó por decreto 419 el «Programa para el Financiamiento de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén» para la emisión de títulos en el mercado internacional o local.

El decreto autorizó los Tipden para colocarse con o sin garantía, un plazo máximo de amortización de 15 años y la posibilidad de que los actuales tenedores de deuda provincial puedan hacer un canje.

Cómo es la deuda de Neuquén

La provincia de Neuquén, que administra un presupuesto equivalente a unos 5.000 millones de dólares tenía, al cierre del primer trimestre, un stock de deuda de unos 717 millones de dólares, con más del 90% denominada en moneda extranjera.

Al inicio de la gestión de Rolando Figueroa, el número se encontraba por encima de los 1.200 millones de dólares, el cual se redujo tras dos años y medio de pagos sostenidos de amortizaciones e intereses sin recurrir a nuevas emisiones. El gobierno también tomó la decisión de dejar de acumular reservas en el fondo anticíclico creado en 2020 para afrontar estos vencimientos con las regalías de Vaca Muerta provenientes de la exportación.

Neuquén aún debe cancelar este año vencimientos por más de 250 millones de dólares, monto que comenzará a descender a partir del 2027 pero al que se añadirán los intereses semestrales de esta nueva colocación. Para el 2031, las obligaciones quedarán por debajo de los 100 millones de dólares anuales.

Los pagos de amortización correspondientes a las tres cuotas que acordó el gobierno para los Tipden elevarían los pagos de capital a unos 212 millones de dólares en 2032, a 215 millones en 2033 y a 223 millones en 2034.

De esta forma, los vencimientos de amortización de este bono se empalmarán con los años de menor presión de pagos para la Provincia y con las regalías incrementales que generará el aumento de la producción en Vaca Muerta.

Neuquén también tiene en circulación los Ticade, garantizados con regalías, y los Tideneu, ambos emitidos en la gestión de Omar Gutiérrez. Estos títulos fueron reestructurados en 2020, durante la pandemia del covid-19 que provocó una crisis de ingresos en la provincia, y estiraron su vencimiento a abril y mayo del 2030. La Provincia paga por estos instrumentos una tasa de interés del 6,875% y del 8,625%, respectivamente y el remanente de stock supera los 300 millones de dólares.

, Andrea Durán

La distribuidora de gas Naturgy informó que cerró el primer semestre de 2026 con un beneficio neto de 1.215 millones de euros, un 6% superior al registrado en igual período del año pasado, mientras que su Ebitda alcanzó los 2.975 millones de euros, lo que representa un incremento interanual del 5%.

La empresa atribuyó estos resultados a la fortaleza de su modelo de negocio integrado, la disciplina en la gestión operativa y financiera y su capacidad para adaptarse a un contexto internacional marcado por la incertidumbre geopolítica y su impacto sobre los mercados energéticos.

La compañía mejoró su perfil financiero. La deuda neta se redujo desde los 12.317 millones de euros registrados al cierre de 2025 hasta los 11.745 millones al finalizar junio de este año. Como consecuencia, la relación deuda neta/Ebitda descendió hasta 2,2 veces, un nivel que, según la empresa, le otorga mayor capacidad para afrontar nuevas oportunidades de crecimiento manteniendo una política de asignación de capital prudente.

Durante el semestre, Naturgy concentró sus inversiones en dos de los principales ejes definidos en su Plan Estratégico 2025-2027: las redes de distribución y el desarrollo de proyectos de generación renovable.

En este último segmento, la capacidad instalada alcanzó los 8,4 GW, incluyendo sistemas de almacenamiento con baterías. Además, la compañía cuenta con cerca de 1,3 GW adicionales en construcción, de los cuales aproximadamente la mitad entraría en operación antes de finalizar 2026.

El presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés, sostuvo que “la empresa inicia una nueva etapa respaldada por una estructura financiera sólida y una estrategia orientada a la creación de valor sostenible”.

Asimismo, advirtió que la evolución de los precios internacionales del gas anticipa un invierno complejo para Europa, por lo que la compañía continúa trabajando para garantizar la seguridad del suministro energético.

Mejora de las previsiones

A partir de la evolución registrada durante el primer semestre, Naturgy decidió revisar al alza las metas previstas para el cierre de 2026 dentro de su Plan Estratégico 2025-2027.

La empresa ahora estima que el Ebitda superará los 5.500 millones de euros, alrededor de un 5% por encima de la previsión anterior, mientras que el beneficio neto se ubicará por encima de los 2.100 millones de euros, lo que representa una mejora cercana al 10%. Asimismo, prevé cerrar el ejercicio con una deuda neta inferior a los 13.000 millones de euros.

Según la compañía, estas proyecciones se ubican por encima del consenso del mercado.

Mayor liquidez de la acción

Entre los principales hitos del semestre, Naturgy destacó que el free float de sus acciones ya supera el 46%, el nivel más elevado en los más de 180 años de historia de la empresa. La compañía señaló que este avance le permitió cumplir uno de los objetivos planteados para incrementar la liquidez del papel y fortalecer su atractivo entre los inversores.

En línea con los resultados obtenidos, el Consejo de Administración aprobó el pago de un primer dividendo a cuenta del ejercicio 2026 de 0,60 euros por acción, que será abonado el próximo 29 de julio. La empresa indicó que esta distribución se enmarca en la política de remuneración al accionista prevista en el Plan Estratégico 2025-2027 y está condicionada al mantenimiento de la calificación crediticia BBB.

, Redaccion EconoJournal

La empresa de capitales locales Liminar Energía tomó el control del 91,04% del capital accionario de la firma canadiense Crown Point Energy Inc., sociedad controlante de Crown Point Energía S.A. en la Argentina. De acuerdo a lo informado al mercado, el 8,96% restante del paquete accionario de la compañía continúa cotizando en el mercado bursátil de Toronto (TSX Venture Exchange).

La operación se concretó luego de que Liminar Energía ejerció el 99,28% de una oferta para la suscripción de nuevas acciones ordinarias de la matriz canadiense. La operación permitió a Crown Point recaudar US$ 30 millones, los cuales se destinaron de forma íntegra a la cancelación de un préstamo otorgado por la propia Liminar a fines de 2025.

Aquel financiamiento previo resultó clave para respaldar el traspaso de los activos convencionales El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicados en la Cuenca del Golfo San Jorge, aproximadamente a 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.

Liminar Energía está encabezada por Pablo Peralta, proveniente del ámbito financiero e industrial en el país. El empresario, cofundador y accionista clave del Grupo ST -conglomerado que incluye entidades como Banco BST y participaciones en diversos sectores como el asegurador y el inmobiliario-, sumó también recientemente el control de la operación de utilitarios de Mercedes-Benz en la Argentina a través de Prestige Auto.

Con esta reorganización patrimonial y la cancelación del pasivo intraempresariales, Crown Point Energía consolida su posición financiera para el desarrollo de activos en tres de las principales cuencas productoras de la Argentina: la Cuenca Austral, la Cuenca Neuquina y la Cuenca del Golfo San Jorge.

En sus estados financieros presentados en 2025, la compañía registraba un pasivo corriente significativamente superior a sus activos. Adicionalmente, la compañía debió afrontar durante los últimos meses vencimientos de capital e intereses de sus Obligaciones Negociables (Bonos Serie III y Serie IV), así como líneas de descubierto de capital circulante con entidades bancarias locales.

Entre junio y octubre del año pasado, Crown Point ejecutó la compra en etapas de concesiones convencionales en Chubut. Primero acordó con Pampa Energía (35,67%) y luego cerró los acuerdos por el porcentaje restante con Tecpetrol e YPF. La incorporación de El Tordillo le permitió sumar más de 4.100 barriles diarios brutos a sus registros, elevando significativamente su netback operativo de producción.

, Redacción EconoJournal

En este primer invierno en el que el gobierno dejó de garantizarle el GNL a precio subsidiado a las industrias, quedó expuesta una brecha entre las que pudieron absorber los nuevos precios –que oscilaron entre US$ 18 y US$ 26- y las que no. Mientras cientos de empresas, sobre todo del norte del país, optaron por parar la producción antes que pagar el sobrecosto, dos rubros —refinación y agroindustria— concentraron el 92% del volumen total adjudicado.

En los tres eventos realizados en el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), la refinación se llevó 61,3 millones de metros cúbicos (MMm3) y la agroindustria 44,6 MMm3. Juntas concentran el 91,7% de lo contratado (115,5 MMm3), muy por encima de manufactura (3,7 MMm3), alimenticia (2,9 MMm3), siderurgia (1,5 MMm3), petroquímica (800.000) y caleras (700.000), según datos de MEGSA a los que accedió EconoJournal.

“La concentración responde a la capacidad de pago y capacidad logística. Refinación y agroindustria pudieron absorber el sobrecosto, y a la vez tenían la posibilidad de tomar el gas de los cargamentos, algo que excluye a buena parte del resto del universo industrial”, explicó a Econojournal la asesora integral energética Nadia Sager. Ese resto, que se repartió una porción marginal del total adjudicado, cubrió el faltante con combustibles alternativos o, en menor medida, bajando o suspendiendo producción.

Frente a la demanda real, el peso de estas compras es acotado. La industria consume entre 25 y 30 MMm3 diarios en invierno, según detalló Sager. Por lo tanto, lo cubierto vía GNL entre junio y agosto representó apenas el 5% de esa demanda trimestral. En buques, unos dos cargamentos de gran porte, menos del 10% de lo importado este invierno para todo el sistema.

El mapa regional: cortes y sectores blindados

Esa concentración sectorial presenta matices al analizar la exposición de los grandes usuarios industriales en el mapa regional. Las zonas más afectadas por los cortes fueron el norte del país y el área metropolitana.

Tucumán fue de las provincias que registró el mayor impacto. Jorge Rocchia Ferro, presidente de la UIA Tucumán, explicó a Econojournal que entre 35 y 40 empresas de las 870 que nuclea la entidad se quedaron sin gas en algún momento del invierno: cinco citrícolas, tres ingenios, y el resto panaderías y metalmecánicas que trabajan con calderas.

El sector más comprometido, por el momento del proceso productivo en que se produjo el corte, fue el citrícola, que necesita el gas para secar la cáscara, un insumo que se pudre si el proceso se interrumpe. En los ingenios, al menos dos no pudieron comenzar a moler a tiempo, en una provincia donde la agroindustria azucarera es, en palabras de Rocchia Ferro, «la columna vertebral de la matriz productiva».

Un poco más al norte, en Jujuy, los cortes afectaron de manera desigual a tres de los ingenios azucareros de la provincia. Ledesma, el más importante, no sintió el impacto, gracias a la participación minoritaria de la compañía en la UTE Aguaragüe, el yacimiento gasífero del norte salteño cuya producción se procesa en Refinor, que los abastece en gran parte del consumo productivo. Durante la zafra, reemplaza más de la mitad del gas que necesita con biomasa propia.

Los otros dos ingenios jujeños no tuvieron la misma suerte. Río Grande, que había iniciado la zafra 48 días antes del pico de restricciones, se expuso a las restricciones en el momento de mayor necesidad de gas – en el resto del proceso productivo lo reemplaza con su propio bagazo-. Pagó el gas a 20 dólares, aunque el impacto duró apenas tres días. La Esperanza, que ya venía moliendo desde antes del pico invernal, no se vio afectada.

Fuera del sector azucarero, las mineras de litio en la Quebrada ya tenían contratos de gas importado firmados de antemano, con lo cual no sufrieron cortes, pero sí un esquema de costos más alto, con coberturas de entre 18 y 20 dólares.

El golpe más fuerte lo sintió el complejo metalmecánico que abastece a Zapla y dos celulósicas de Palapalá que fabrican cajas y papel de embalaje. Una de ellas, con contrato en firme a 4 dólares, estuvo nueve días parada. “Estaban justo en un pico de demanda de parte de alimenticias de exportación, y esto les cortó el envión. Hicieron un gran esfuerzo por no tocar la plantilla”, explicó a Econojournal el presidente de la UI Jujuy, Federico Gatti.

En Salta, otra de las provincias más afectadas, las citrícolas —la más relevante, La Moraleja— fue, por el mismo motivo que en Tucumán, el sector más perjudicado. Las tres industrias del sector cerámico de la provincia pararon primero al 100% y después al 20%. En este rubro, en el que el gas pesa fuerte en la estructura de costos, pagarlo el doble o el quíntuple significó, en palabras del vicepresidente de la UI de Salta, Julio Fazio, que «la diferencia de factura de un mes nos pagaba la masa salarial de dos meses».

En términos generales, las mineras salteñas tuvieron alguna restricción puntual dos semanas antes, sin llegar a afectarlas. El tabaco, en plena cosecha, tampoco sufrió sobresaltos por el poco gas que necesitan en su proceso productivo.

«Cuando trabajás con márgenes muy finos, porque los negocios hoy están muy finos en un contexto de recesión, ningún margen alcanza para pagar seis veces el gas», se justifica Eduardo Gómez Naar, presidente de la UI Salta, en diálogo con Econojournal.

Más al sur, en Catamarca, el impacto fue, sobre todo, indirecto. Carlos Pineda, de la UI Catamarca, ubica a los grandes consumidores de gas en tres rubros: alimenticio, cementero y cerámico (hornos de ladrillos). Las cementeras, que directamente calculan no operar los hornos entre junio y octubre, «ni se enteraron». Las cerámicas se manejan parecido: no tienen consumo firme, porque no pueden pagar las multas de comprometerse a un volumen garantizado. Las alimenticias, que sí tienen consumo firme y están cerca del gasoducto central en Recreo, no tuvieron problemas de abastecimiento. El daño más profundo, según Pineda, no es el de este invierno puntual sino el estructural: la falta de certeza sobre disponibilidad de gas frena proyectos de inversión en generación propia, algo que, dice, condiciona el desarrollo de la provincia. Las textiles, electrointensivas y sin consumo directo de gas, no sintieron el corte.

En la provincia de Buenos Aires, referentes consultados no pudieron precisar un listado de sectores afectados, pero identificaron una asimetría regional. De las tres distribuidoras que operan en el conurbano, solo una en la Zona Sur exigió consumo cero a la industria durante el período de restricciones. Las otras dos impusieron restricciones y aplicaron multas por incumplimiento, pero no llegaron a un corte total. “El resultado fue un desnivel de competitividad dentro de una misma región metropolitana, en el que las empresas que lograron sostener producción lo hicieron pagando el costo extraordinario del GNL”, aseguró a Econojournal una referente industrial que pidió no ser nombrada.

Cómo se llegó a este invierno

Tal como reconstruyó Econojournal, la causa del aumento a casi el doble de cortes a la industria respecto a 2025, hay que buscarla en un cambio contractual. En marzo, la Secretaría de Energía redefinió mediante la resolución 66/26 el mix de transporte de cada distribuidora, lo que reactivó cláusulas de «transporte firme con ventana» que durante años habían tenido una aplicación apenas testimonial. A eso se sumó que Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia para cubrir los desbalanceos del sistema, un rol que empezaron a ocupar comercializadores privados —en particular Trafigura, a través de la regasificadora de Escobar— con un gas sensiblemente más caro.

Por el lado de la gestión estatal, hubo además un desfasaje de tiempos que agravó el cuadro. La iniciativa privada de TGS para ampliar en hasta 14 MMm3 diarios la capacidad del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) y un tramo del gasoducto Neuba tardó 16 meses entre la presentación del proyecto y la adjudicación de la licitación, un plazo que corrió la obra del invierno para el que estaba pensada al siguiente. «Te perdiste un invierno», resumió Juan José Carbajales, de la consultora Paspartú.

Carbajales apunta, además, a una paradoja en la mecánica de las subastas de GNL industrial. Antes de este esquema, Enarsa había llamado a una licitación para que un privado comprara en forma monopólica los cargamentos de GNL destinados al sistema. Esa licitación tenía reglas fijadas de antemano —precio tope y margen de intervención de la Secretaría de Energía— porque el ganador iba a operar como comprador único. El proceso terminó declarado desierto y el Estado volvió a comprar directamente a través de Enarsa. Pero el mismo comercializador que se había presentado a esa licitación sin ganarla terminó, según Carbajales, concentrando buena parte de lo adjudicado en las subastas del MEGSA para industrias. Esa asimetría, sostiene, también explica por qué el invierno le «cayó con todo» a buena parte del sector industrial.

Nadia Sager agrega la falta de información y procesos claros en el inicio del mecanismo de compra: «La implementación de la forma operativa y administrativa para adquirir GNL no estaba clara, fue una prueba y error. El primer mes, en mayo, quedó prácticamente desierto. En junio ya aparecieron generadores comprando y comercializadoras, y en julio tuvo mayor presencia la industria». «Tenés empresas que compraron GNL por un mandato empresario o político —si el Estado dice que va a comprar, yo también voy—. Otras compraron por miedo al corte, otras porque el costo de no producir era mucho más alto, y otras no, porque ya tenían contemplada la parada. Hay de todo, con seguridad», agregó.

El mea culpa de la industria

Industriales consultados por Econojournal reconocen que la falta de anticipación también jugó su parte. «No la vimos venir porque hace décadas la incorporación del GNL al sistema nacional la resolvió el Estado. Este año, cambiaron las reglas a último momento —en abril— y eso nos obligó a salir a buscar soluciones sobre la marcha», admitió uno de ellos.

«¿Qué quieren?” No pagar el GNL», respondió otro industrial consultado, en referencia a una parte del sector que, con margen para afrontar el sobreprecio, prefirió resistir el corte antes que salir a comprar.

«Cuando se empezó a aplicar en contratos firmes, saltaron todos. Algunos me llamaron, y yo les preguntaba: ¿Miraste tu contrato? ¿No tenés puesta una ventana? Y resulta que sí. Incluso grandes empresas lo tenían», contó a Econojournal una persona que asesora a grandes usuarios industriales. «Hay que entenderlo, al fin y al cabo somos personas. Había un gerente de mantenimiento al que le avisaron que le iban a cortar el gas, y en algún momento tenía que decirle al directorio, puede que tengamos que duplicar, triplicar y hasta quintuplicar el costo, porque tal vez nos corten. Si se equivocaba en el pronóstico, lo echaban», agregó.

«Viendo contratos durante años, siempre tuvieron las ventanas de corte, lo que pasa es que se aplicaban muy excepcionalmente «, ordena Nadia Sager, que lleva el problema al terreno contractual. Esa cláusula —el llamado «transporte firme con ventana»— habilita a la distribuidora a interrumpir el suministro industrial durante determinada cantidad de días al año, cuando la capacidad de transporte debe priorizar la demanda residencial.

De cara a 2027, la mejora de la capacidad de transporte de TGS por el gasoducto Perito Moreno debería aliviar parte del cuello de botella, aunque no lo resuelve: la industria va a seguir necesitando GNL y yendo a corte, aunque con precios que se proyectan al menos cinco dólares por debajo de los de este invierno sin el efecto guerra, y en la medida en que avancen las ampliaciones adicionales que hoy se conversan en TGN ya la necesidad de GNL se verá fuertemente reducida.

, Natalí Risso

Waiken ILW, el holding del Grupo Werthein líder en televisión satelital en la región, mostró interés en un micro reactor modular de la firma europea Terra Innovatum para suministrar energía a sus datacenters en la Argentina y Brasil. Se trata del reactor SOLO de 1 MW de potencia eléctrica que la empresa con base en Italia está desarrollando y que podría tener a la firma argentina Conuar como partner en el desarrollo y la fabricación de los componentes.

En concreto, Terra Innovatum y Waiken anunciaron la firma de una carta de intención (LOI) para explorar la instalación de micro reactores para el suministro de energía a los datacenters que respaldan las transmisiones de DirecTV Latin America desde Argentina y de SKY Brasil en Jaguariúna. La carta de intención es por 8 MW de potencia eléctrica, lo que supone el despliegue de ocho reactores SOLO.

Waiken es un holding technomedia regional creado por el Grupo Werthein en noviembre de 2025 para reorganizar sus negocios de medios y tecnología. El holding proyecta una inversión propia de US$ 450 millones entre 2026 y 2031.

El portafolio de Waiken incluye más de 20 marcas y señales propias. En televisión satelital destacan DirecTV Latin America y Sky Brasil, que concentran más de 10 millones de clientes.

De hecho, el holding obtuvo los derechos de transmisión de todos los partidos del Mundial de fútbol 2026 a través de DirecTV. En la previa del mundial pasó a controlar por completo la señal Torneos y Competencias (TyC) al adquirir el 50% de las acciones que estaban en manos del Grupo Clarín.

Grupo Werthein: Waiken mira al micro reactor de Terra para sus datacenters

“Nos asociamos con Terra Innovatum Global para impulsar una estrategia energética con visión de futuro que refuerza nuestro compromiso de larga data con la innovación, la sostenibilidad y la excelencia tecnológica en todas nuestras empresas y socios», afirmó el Director de Estrategia Global y Regulatoria de Waiken ILW, Carlos Magariños.

“Esta alianza fortalecerá nuestra infraestructura al suministrar energía limpia confiable —bajo el modelo behind the mether— a los centros de datos de transmisión de DIRECTV y SKY, allanando el camino hacia un futuro energético más limpio, resiliente y autosostenible en Argentina, Brasil y toda la región”, explicó el directivo.

Terra destacó que el acuerdo con Waiken representa su primera iniciativa de despliegue comercial anunciada en Latinoamérica y que refleja la creciente demanda internacional de energía nuclear micromodular estandarizada y fabricada en planta. Se trata de una solución orientada tanto a centros de datos de inteligencia artificial como a los sectores de medios de comunicación, telecomunicaciones y otras infraestructuras críticas.

«Esta iniciativa tiene como objetivo proporcionar soluciones de energía limpia fiables y de tipo behind the meter para los centros de datos de Waiken ILW, sirviendo al mismo tiempo de prueba de concepto para otras operaciones de gran consumo energético y largo plazo dentro del grupo de empresas Waiken ILW», afirmó Alessandro Petruzzi, cofundador y director ejecutivo de Terra Innovatum Global.

El rol de Conuar en el desarrollo del reactor de Terra

En paralelo al avance comercial en Latinoamérica, Terra Innovatum también encontró en la Argentina a un posible socio en el desarrollo y la fabricación de los componentes para el reactor SOLO. La empresa en cuestión es Combustibles Nucleares Argentina (Conuar), que tiene como accionistas al grupo Perez Companc (67%) y a la Comisión Nacional de Energía Atómica (33%) y cuyo principal negocio es la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares en la Argentina.

Conuar firmó este año un acuerdo estratégico con Terra para avanzar en el desarrollo y la estandarización de los métodos de fabricación de componentes estructurales y funcionales basados en aleaciones de zirconio y acero inoxidable. El acuerdo es para avanzar con un estudio de factibilidad de dicha iniciativa, según pudo saber EconoJournal.

Esta colaboración se basa en un convenio suscrito el año pasado que establece que Conuar diseñará y fabricará componentes críticos para el reactor SOLO. Otro punto importante del convenio es que abre la posibilidad de establecer en la Argentina un hub de ensamblaje y cadena de valor para Latinoamérica, desde donde se podrían distribuir los reactores micromodulares SOLO hacia Sudamérica y Centroamérica, lo que constituiría un paso importante en el proceso de internacionalización de Conuar.

Cómo será el reactor SOLO que abastacerá de energía a los datacenters

El reactor SOLO será un reactor refrigerado por gas. El núcleo del reactor incluirá un moderador sólido y un reflector hechos de grafito. Terra Innovatum inició en 2025 ante la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de los Estados Unidos la presolicitud de licenciamiento del diseño y construcción de una primera unidad prototipo con el propósito de realizar pruebas, investigación y entrenamiento.

Cada unidad estará diseñada para proporcionar energía eléctrica y/o térmica para sitios industriales. También puede emplearse para otros usos, como la desalinización de agua y la producción de radioisótopos médicos.

El combustible que empleará será el combustible tradicional que se utiliza en la flota de reactores de agua ligera (LWR), que emplean pastillas de dióxido de uranio en tubos revestidos a base de circonio. El uranio es de bajo enriquecimiento (LEU), a un nivel por debajo del 4,95%.

“La disponibilidad de una cadena de suministro establecida permite a Terra mejorar la viabilidad comercial, un cronograma más predictivo y reducir la incertidumbre en la estimación de costos”, dice la compañía en su aplicación a la NRC.

, Nicolás Deza

Durante el primer semestre de 2026, las empresas energéticas captaron US$ 5.307 millones en el mercado local de Obligaciones Negociables, representando el 55,1% del total emitido en la Argentina. Con un marcado dinamismo entre el primer y segundo trimestre y una dolarización casi total del 99,4%, el sector consolidó su curva de crédito propia, aunque con una dispersión de tasas y plazos.

Un reporte de RICSA, sociedad de bolsa, detalló este martes que el mercado primario de ONs cerró el primer semestre de 2026 con un volumen total adjudicado de US$ 9.632 millones distribuidos en 169 series. Este resultado implicó un crecimiento del 8% en comparación con el mismo período del año anterior, reflejando un marcado dinamismo del financiamiento corporativo.

Dentro de este escenario, el sector energético volvió a posicionarse como el motor indiscutido del mercado -tal como ocurrió en 2025- al concentrar el 55,10% del monto total emitido, lo que equivalió a US$ 5.307 millones. El dato sobresale al constatar que este volumen se obtuvo con solo 24 emisiones, representando apenas el 14% del total de las series colocadas en el semestre.

El comportamiento del flujo financiero mostró una aceleración sustancial en el transcurso del año. Mientras que en el primer trimestre las empresas del sector captaron US$ 1.848 millones a través de 11 series, entre abril y junio el monto saltó un 87% hasta alcanzar los US$ 3.459 millones en 13 colocaciones.

Menos emisiones con mayor volumen de financiamiento

Un rasgo distintivo de la primera mitad del año radicó en la mayor envergadura de las operaciones, se destacó en el reporte. En relación con el primer semestre de 2025, la cantidad de series emitidas por empresas de energía cayó de 37 a 24, pero el promedio emitido por transacción trepó un 66%, al pasar de US$ 133 millones a US$ 221 millones por emisión.

En cuanto a la moneda de denominación, el sector operativo con necesidades intensivas de capital optó de manera casi unánime por el dólar. El 99,4% de las colocaciones energéticas se estructuró en moneda dura o instrumentos dollar linked, consolidando una diferencia drástica frente al mercado general, donde la emisión en pesos alcanzó un 42%.

La concentración del volumen por actores mantuvo el liderazgo de las grandes operadoras integradas y distribuidoras. La nómina estuvo encabezada por YPF S.A. con US$ 833 millones en tres series, seguida por Pampa Energía con US$ 700 millones, Edenor con US$ 640 millones, Pluspetrol con US$ 617 millones y Vista Energy con US$ 500 millones.

En conjunto, los diez principales emisores explicaron el 90,8% del financiamiento captado por el sector energético y el 50% de la masa de recursos colocados en todo el mercado de ONs. De hecho, la suma de los tres primeros —YPF, Pampa Energía y Edenor— justificó por sí sola el 41% de la liquidez capturada en el país durante los primeros seis meses del año.

Una dispersión de tasa para colocaciones selectivas

Respecto al costo del capital, la Tasa Nominal Anual (TNA) promedio ponderada para la industria energética se ubicó en 8,1% en dólares, lo que representó un incremento frente al 7,3% registrado en el mismo lapso del período precedente. Este comportamiento se dio en un contexto de profundización en la evaluación del riesgo crediticio por parte del mercado.

La dispersión intra-sectorial evidenció un spread de hasta 640 puntos básicos entre los extremos de la curva. Mientras Pampa Energía logró convalidar la tasa más baja con un 5% TNA, la compañía CGC registró el tope superior de la franja al colocar títulos al 12% TNA. No obstante, más del 60% de las emisiones del sector se pactaron entre el 8% y el 10%.

Finalmente, la dinámica de plazos no mostró una penalización por extensión en la maduración de los títulos. Emisores como Vista Energy y Pampa Energía consiguieron financiamiento a plazos máximos de 146,1 y 139,8 meses —superando los 10 años— a tasas de 8% y 5% respectivamente, mientras que colocaciones de corto plazo a 2 y 3 años requirieron rendimientos del 11% al 12%.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de Neuquén y empresas petroleras trabajan en los detalles finales de un nuevo esquema de financiamiento para pavimentar y repavimentar rutas en Vaca Muerta por unos 300 millones de dólares. A diferencia del fideicomiso que se creó el año pasado para la ejecución del bypass de Añelo, los aportes esta vez llegarían a través de adelantos de regalías y canon de producción.

El proyecto había sido anunciado por el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo, durante la apertura de sesiones legislativas, como una de las leyes a enviar en el primer semestre del año junto con el acuerdo con YPF por el GNL. Si bien este último ya fue aprobado por los diputados en junio, el financiamiento para las rutas petroleras viene más demorado.

A fines de marzo, Figueroa firmó con las 11 operadoras participantes una adenda al memorándum de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) que ya habían acordado previamente en donde se definieron cuáles son las rutas que se financiarán con este esquema.

Las empresas que integran el acuerdo son YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, Geopark y Harbour Energy. Las dos últimas no habían participado del fideicomiso anterior.

Figueroa afirmó que son las obras de infraestructura que la provincia necesita para elevar la productividad de Vaca Muerta y llegar al plateau de producción esperado hacia el año 2030.

La saturación actual de las rutas del corredor petrolero de la provincia no solo representa pérdidas económicas para las operadoras, por las demoras que genera el mal estado de los caminos y la cantidad de camiones y vehículos que circulan, sino un incremento de incidentes de tránsito.

Tras una sucesión de siniestros, Neuquén tuvo que declarar el año pasado la emergencia vial e implementar un esquema de restricciones horarias con refuerzo de los operativos de control.

Las rutas que se van a ejecutar

La ampliación de infraestructura vial hacia los yacimientos de Vaca Muerta comenzó con el bypass de Añelo, cuya primera etapa finalizó la Provincia con financiamiento propio y que completarán las petroleras en los 51 kilómetros restantes a través del fideicomiso.

Esa obra fue adjudicada en abril a la UTE Luis Losi SA y Rovella Carranza SA directamente por las empresas, que son las encargadas de ejecutar y financiar la pavimentación. Según pudo saber EN/CLAVE, esos trabajos ya comenzaron, pero aún no se conoce fecha estimada de finalización.

Las obras que incluirá este nuevo convenio con operadoras implican la intervención sobre cuatro rutas provinciales.

La primera que se iniciará, según anunció el gobernador, será la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga. La Provincia ya está ejecutando con fondos propios el tramo de la Ruta 6 desde Rincón de los Sauces hasta esa intersección con Ruta 8, en la zona de Crucero Catriel, por lo que, además de sumar asfalto nuevo, se rehabilitará el que actualmente se encuentra deteriorado.

Esto permitirá conectar Neuquén capital con Rincón de los Sauces por pavimento, sin necesidad de pasar por Añelo.

Además, el convenio incluirá la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la Ruta 8.

Anticipos de regalías

El gobierno acordó con las petroleras que participaron del fideicomiso Bypass de Añelo un esquema por el cual las propias operadoras financian, licitan y ejecutan la obra bajo supervisión de Vialidad Provincial. El acuerdo, que se ratificó por ley, establece que pasará a manos de Neuquén en calidad de donación con cargo cuando esté finalizada y su repago se hará a través del cobro de peaje.

En este segundo convenio, en cambio, los aportes serán considerados como anticipos de regalías y canon extraordinario de producción, con la posibilidad de sumar también una eventual contribución por peajes.

Desde el gobierno provincial indicaron a EN/CLAVE que la negociación con las empresas «avanzó bastante» y que solo resta firmar el documento final, algo que se estimó en alrededor de un mes.

Fuentes de la industria indicaron que la discusión actual involucra el plazo de repago y el costo financiero que implicará el adelanto de regalías. Figueroa había dicho en marzo, cuando anunció el convenio, que se trataba de las regalías «a cobrar recién con el incremental que tengamos por entre 2029 y 2030».

El esquema habilitaría un sistema de pagos en función del avance de las obras que, en este caso, quedarían en manos de la Provincia y no de las operadoras.

Si bien se había anunciado como un segundo fideicomiso, por lo que se conoció hasta el momento no se acudiría a este tipo de herramienta, sino que se firmará un acuerdo marco entre las empresas y el gobierno de Neuquén donde se fijen las condiciones, el cual será enviado luego a la Legislatura para su ratificación.

, Andrea Durán

El Citibank recibirá este jueves al mediodía las ofertas económicas vinculantes (binding offers) para adquirir la participación accionaria que YPF posee en Metrogas, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina.

Cinco grupos empresarios continúan en carrera para quedarse con el paquete de control que la petrolera que conduce Horacio Marín busca desprenderse como parte de su estrategia de desinversión de activos no estratégicos.

Según pudo reconstruir EconoJournal, los interesados que llegarán a la instancia final del proceso son MSU Energy, la compañía que lidera Manuel Santos Uribelarrea; EcoGas, una de las cuatro principales empresas del segmento de distribución (controla Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana), que es propiedad de accionistas locales entre los que figuran Guillermo Reca, Ronaldo Strazzolini, Eduardo Escasany y Guillermo Pérez Moore, entre otros; Integra Capital, el holding encabezado por José Luis Manzano, que participará junto con algunos de sus socios en Edenor, entre ellos Edgardo Filiberti; el Grupo Pierri, propietario de Telecentro; y Grupo Sofía, uno de los accionistas de Litoral Gas.

En cambio, el grupo encabezado por el empresario Georgie Neuss, que analizaba participar con respaldo de un fondo de inversión de origen árabe, finalmente resolvió desistir del proceso y no presentar una oferta vinculante.

Fuentes privadas que participan de la operación estimaron que las propuestas económicas podrían ubicarse en un rango de entre US$ 500 millones y US$ 800 millones, aunque aclararon que el valor definitivo dependerá, entre otros factores, de la resolución de un aspecto regulatorio que todavía permanece abierto.

La licencia, el tema pendiente

Fuentes privadas que siguen de cerca la operación consultadas por EconoJournal manifestaron su sorpresa porque el proceso de venta ingresó en su etapa decisiva sin que el Estado nacional haya formalizado todavía la prórroga por 20 años de la licencia de distribución de Metrogas.

Las mismas fuentes señalaron que tanto las áreas técnicas y legales del ex Enargas —hoy integrado al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE)— como la Secretaría de Energía ya concluyeron el análisis jurídico y regulatorio necesario para extender la concesión, pero la formalización de la extensión está demorada desde hace meses.

Por ese motivo, las ofertas que recibirá el Citibank serán presentadas ad referendum de que el Gobierno finalmente apruebe la extensión de la licencia de distribución, tal como contempla el nuevo esquema regulatorio previsto por la Ley Bases.

En el mercado existía consenso en que la extensión de la concesión constituía una condición relevante para robustecer el atractivo del activo que YPF busca vender. Por eso, varios actores del sector observan con atención si la ausencia de una resolución formal terminará impactando sobre las valuaciones económicas que presentarán los interesados.

Cómo está estructurada la operación

YPF no está transfiriendo directamente las acciones que posee en Metrogas, sino su participación en Gas Argentino S.A. (GASA), la sociedad que controla la distribuidora. A través de GASA, YPF ejerce el control de Metrogas, mientras que el resto del capital permanece distribuido entre otros accionistas y el mercado.

A nivel de Metrogas, YPF posee aproximadamente el 70% del capital accionario. Esa participación comprende la totalidad de las acciones Clase A —equivalentes al 51% del capital— y una participación adicional en acciones Clase B. El resto del capital se reparte entre Integra Gas Distribution, con cerca del 9%; el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSES, con aproximadamente el 8%; y un flotante cercano al 13% que cotiza en el mercado local.

La operación que lidera el Citibank apunta a transferir el paquete de control de GASA y, con ello, el control efectivo de Metrogas, sin modificar la condición de la compañía como sociedad abierta que cotiza en Bolsa.

Un activo estratégico

Metrogas es la mayor distribuidora de gas natural del país y abastece a más de 2,4 millones de usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y gran parte del conurbano bonaerense. Su área de concesión concentra la mayor demanda residencial y comercial de la Argentina, lo que la convierte en uno de los activos regulados más relevantes del sector energético.

Si la prórroga de la licencia continúa sin oficializarse, el mercado tendrá una referencia concreta sobre cuánto descuentan los inversores esa incertidumbre en el precio que finalmente estarán dispuestos a pagar por el control de Metrogas.

, Nicolas Gandini

La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó su actualización operacional correspondiente al segundo trimestre de 2026, período en el que registró una producción consolidada promedio de 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd), prácticamente sin cambios respecto de los 27.249 boepd alcanzados en el trimestre anterior.

La empresa destacó que mantuvo niveles de producción estables mientras aceleró las actividades de desarrollo en sus principales activos de Colombia y avanzó en la ejecución de su programa de inversión en Vaca Muerta, Argentina. Durante el trimestre operó con ocho equipos, cuatro de perforación y cuatro de workover, y completó la perforación de seis pozos en los bloques colombianos Llanos 34 y Llanos 123, además de cinco pozos en Vaca Muerta, que al cierre de junio se encontraban en proceso de fracturación hidráulica.

En materia de seguridad, GeoPark informó que no registró incidentes con tiempo perdido (LTI), lesiones registrables (TRI) ni eventos de seguridad de procesos Tier 1 durante el período.

Avances en Vaca Muerta

En la Argentina, la producción promedio alcanzó 1.400 boepd, un nivel similar al registrado en el primer trimestre del año. La actividad se concentró en el bloque Loma Jarillosa Este, donde la compañía completó la perforación del Pad 1030, integrado por tres nuevos pozos horizontales. Según informó, el tiempo promedio de perforación fue de 14,2 días por sección horizontal, con laterales de aproximadamente 2.450 metros.

La campaña de fracturación avanzó sobre los cinco pozos del pad y, hacia fines de junio, se habían completado 119 de las 218 etapas previstas. Además, se perforaron dos pozos verticales destinados a la disposición de agua y tareas de observación.

Otro de los hitos destacados fue la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del bloque Loma Jarillosa Este, autorización que habilita el desarrollo de futuras campañas de perforación.

Contrato de perforación y capacidad de evacuación

Como parte de su estrategia de crecimiento en la formación neuquina, GeoPark firmó un acuerdo por tres años con Helmerich & Payne para contar con un equipo de perforación dedicado y los servicios asociados destinados al desarrollo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. El inicio de la actividad con ese equipo está previsto para finales del cuarto trimestre de 2026.

La empresa también suscribió acuerdos con Pan American Energy para asegurar servicios de procesamiento y exportación de crudo provenientes de esos bloques, garantizando capacidad de evacuación hasta diciembre de 2027, con posibilidad de prórroga. Los convenios contemplan acceso a las terminales de exportación de Puerto Rosales y Punta Colorada.

Asimismo, GeoPark y Gas y Petróleo del Neuquén presentaron una solicitud para adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de acelerar el desarrollo de su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. La iniciativa prevé inversiones superiores a US$ 1.000 millones y busca incrementar la producción desde 1.500 hasta 20.000 boepd en un plazo de tres años.

Desempeño en Colombia

El bloque Llanos 34, principal activo de la compañía, registró una producción promedio de 15.697 boepd netos (34.883 boepd brutos), prácticamente en línea con el trimestre anterior. La empresa destacó el aporte de los proyectos de recuperación secundaria mediante inyección de agua, que representaron el 20,6% de la producción total del bloque, así como el avance del proyecto de inyección de polímeros.

En el bloque CPO-5, la producción promedio fue de 6.132 boepd netos, un incremento de 0,4% respecto del trimestre previo, impulsado por el desempeño del campo Índico.

Por su parte, Llanos 123 alcanzó una producción promedio de 3.171 boepd netos, un crecimiento del 1,7% frente al primer trimestre y del 57,9% en comparación con igual período de 2025. La compañía destacó el desempeño del pozo Currucutu-3, que actualmente produce 910 barriles diarios de petróleo.

En Putumayo, el bloque Platanillo produjo en promedio 873 boepd, apoyado en optimizaciones operativas y la reactivación, a mediados de junio, del transporte a través del oleoducto OBA, luego de que esa vía permaneciera sin utilización desde comienzos de año por medidas regulatorias adoptadas en Ecuador.

Próximos pasos

Para el tercer trimestre de 2026, GeoPark prevé perforar entre seis y siete pozos brutos en Colombia, completar la fracturación hidráulica de los cinco pozos perforados en Vaca Muerta e iniciar posteriormente su producción.

La compañía también anticipó nuevas campañas de perforación en los bloques Llanos 34, CPO-5 y Llanos 123, en línea con su estrategia de sostener la producción en Colombia mientras acelera el crecimiento de sus operaciones no convencionales en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

La exploración de hidrocarburos costa afuera volvió a ocupar un lugar central en la agenda energética argentina a partir del Concurso Público Internacional Costa Afuera N.º 1, lanzado en 2018. Aquella convocatoria marcó un punto de inflexión para una actividad que, si bien contaba con una larga trayectoria en la Cuenca Austral, permanecía prácticamente inactiva en el resto de la plataforma continental.

Tras años de estudios geológicos y campañas de adquisición sísmica, en 2019 se adjudicaron dieciocho bloques exploratorios distribuidos en las cuencas Argentina Norte (CAN), Austral (AUS) y Malvinas Oeste (MLO). El objetivo era ampliar el conocimiento geológico del Mar Argentino, promover nuevas inversiones exploratorias y abrir una nueva etapa para el desarrollo offshore del país.

La respuesta de la industria fue significativa. Empresas internacionales de primer nivel, entre ellas Equinor, ExxonMobil, Qatar Petroleum y Eni, asumieron compromisos de inversión para desarrollar programas exploratorios en aguas argentinas, incorporando tecnología y experiencia en proyectos de alta complejidad técnica.

A pesar de los cuestionamientos judiciales promovidos por distintos sectores ambientalistas, las campañas sísmicas avanzaron y permitieron concretar un hecho sin precedentes para el país: la perforación del pozo exploratorio Argerich-1, ubicado a 315 kilómetros de la costa de Mar del Plata y en aguas de más de 1.500 metros de profundidad. Tanto las tareas de adquisición sísmica como la perforación se desarrollaron sin incidentes ambientales ni operativos, demostrando que este tipo de actividades puede ejecutarse bajo elevados estándares de seguridad y control.

Si bien el pozo no confirmó la existencia de hidrocarburos comercialmente explotables, proporcionó información geológica de enorme valor para comprender el potencial de la Cuenca Argentina Norte. En exploración offshore, donde las decisiones de inversión se sustentan en procesos progresivos de reducción de incertidumbre, los datos obtenidos por un pozo exploratorio suelen constituir un activo estratégico para futuras campañas.

En los meses posteriores algunas empresas resolvieron revertir al Estado Nacional determinadas áreas exploratorias, particularmente en las cuencas Argentina Norte y Malvinas. Sin embargo, otras continúan ejecutando sus compromisos exploratorios y analizando la información obtenida, en un escenario que todavía presenta importantes oportunidades para el desarrollo futuro del offshore argentino.

El RIGI como punto de inflexión

La reciente modificación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) introduce un cambio de especial relevancia para el desarrollo offshore en Argentina. Mediante el Decreto N.º 105/2026, el Poder Ejecutivo incorporó expresamente la exploración, explotación y producción de hidrocarburos costa afuera entre las actividades alcanzadas por el régimen, reconociendo las particularidades de una industria que demanda inversiones intensivas, elevados niveles de riesgo y horizontes de recuperación que pueden extenderse por más de una década.

La reforma llega en un momento oportuno. Tras la finalización de las primeras campañas exploratorias de la Ronda Offshore Argentina y mientras las empresas continúan procesando la información geológica, el nuevo marco de incentivos busca preservar el interés inversor y mejorar la competitividad del país frente a otros destinos que hoy disputan el capital exploratorio internacional.

A diferencia de los desarrollos convencionales, la exploración offshore requiere desembolsos significativos desde sus etapas iniciales, mucho antes de que exista certeza sobre la presencia de hidrocarburos comercialmente explotables. Cada campaña sísmica, cada pozo exploratorio y cada estudio geológico implican inversiones millonarias que solo pueden justificarse en un contexto de estabilidad regulatoria y previsibilidad económica.

En ese escenario, el RIGI procura reducir parte de esa incertidumbre mediante un conjunto de incentivos especialmente valiosos para la actividad costa afuera. Entre ellos, se destaca la reducción del monto mínimo de inversión para acceder al régimen a 200 millones de dólares -frente a los 600 millones exigidos para la mayoría de los proyectos onshore-, una decisión que reconoce la naturaleza progresiva de las inversiones exploratorias.

A ello se suman treinta años de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria; la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 35 % al 25 %; beneficios vinculados al IVA y a los derechos de exportación para nuevos proyectos, y un régimen gradual de libre disponibilidad de divisas que mejora las condiciones para recuperar inversiones en moneda extranjera.

Estos beneficios adquieren una dimensión particular en el offshore. La exploración costa afuera compite a escala global por capitales que se asignan en función del potencial geológico, pero también de la previsibilidad regulatoria. En una industria donde las decisiones de inversión se proyectan a veinte o treinta años, la estabilidad institucional suele pesar tanto como la calidad de los recursos.

La incorporación del offshore al RIGI no garantiza nuevos descubrimientos ni modifica el riesgo geológico inherente a toda exploración. Sin embargo, sí mejora las condiciones para que las empresas decidan continuar evaluando el potencial del Mar Argentino y asignen recursos a nuevas campañas exploratorias. En otras palabras, el régimen no reemplaza al recurso, pero puede convertirse en un factor decisivo para que las inversiones necesarias lleguen al país.

Una oportunidad que sigue abierta

El contexto regional contribuye a mantener vigente el interés en el offshore argentino. Uruguay ha logrado posicionarse como uno de los destinos exploratorios más atractivos del Atlántico Sur gracias a la continuidad de su política offshore y a la similitud geológica de sus cuencas con los recientes descubrimientos realizados frente a las costas de Namibia. Mientras se esperan nuevas perforaciones en aguas uruguayas, las compañías continúan analizando la información obtenida en el Mar Argentino y evaluando las oportunidades que aún ofrecen las áreas adjudicadas.

La actividad offshore no parte de cero. Argentina produce hidrocarburos costa afuera desde hace más de cuatro décadas en la Cuenca Austral, de donde proviene aproximadamente el 20 % del gas natural producido en el país. Esa experiencia constituye un activo relevante para afrontar una nueva etapa exploratoria bajo estándares ambientales y operativos consolidados.

La potencialidad de los nuevos desarrollos offshore en la Cuenca Argentina Norte (CAN) se vio reflejada en el interés despertado en ciudades como Mar del Plata y Necochea, que vislumbran en el despliegue del offshore, el despliegue de nuevos servicios y empleos asociados.

Al respecto, el Puerto de Mar del Plata, que ha servido de base operativa central para las actividades realizadas hasta ahora, continúa adaptando sus muelles para buques de suministro (supply vessels) y prospección, a fin de consolidar su rol como base logística crítica para dar soporte a la exploración en la Cuenca Argentina Norte (CAN).

Este interés se ha visto demostrado también en la repercusión del lanzamiento del curso de posgrado “Programa en Desarrollo Offshore de Hidrocarburos” en la Universidad Austral, dirigido por el Ing. Roberto Carnicer y coordinado por esta autora.

En este escenario, la incorporación del offshore al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones constituye una señal que trasciende los beneficios fiscales. Representa el reconocimiento de que la exploración costa afuera requiere reglas estables, previsibilidad y un horizonte de largo plazo compatible con la magnitud de las inversiones involucradas.

El éxito del offshore argentino dependerá, en definitiva, de la combinación de recursos, conocimiento técnico y confianza institucional. El nuevo RIGI no elimina el riesgo inherente a la exploración, pero sí contribuye a mejorar las condiciones para que las empresas continúen apostando por el Mar Argentino. En un contexto internacional que vuelve a valorar el desarrollo de nuevos recursos energéticos, esa puede ser la diferencia entre conservar áreas exploratorias activas o perder competitividad frente a otros destinos de inversión.

*Mg. Abog. Especialista en regulación energétca y sustentabilidad.

, Verónica Tito

Estados Unidos aplicará desde este mes un arancel del 25% sobre las importaciones del Brasil, que excluirá a «productos energéticos» y tierras raras aunque alcanzará al bioetanol. La medida marca la intención de EE.UU. de retomar la presión comercial contra sus socios comerciales tras una pausa forzada por un fallo de la Corte Suprema de Justicia de ese país que fue adverso en materia arancelaria para la administración de Donald Trump.

En concreto, la máxima instancia judicial estadounidense en febrero había dejado sin efecto los aranceles recíprocos que el gobierno aplicó contra decenas de países a mediados de 2025 invocando una ley de emergencia internacional (IEEPA).

Con ese recurso legal denegado por la corte, el gobierno estadounidense ahora recurrió a la Sección 301 de una ley comercial de 1974 para sancionar al Brasil, lo que anticipa probables aranceles también contra la India, China, Japón, Corea del Sur y la Unión Europea en los próximos meses.

El Representante Comercial de los EE.UU., Jamieson Greer, anunció el jueves pasado la aplicación de un arancel general del 25% sobre las importaciones desde Brasil a partir del 22 de julio, tras una investigación sobre «prácticas comerciales desleales» amparada en la Sección 301.

El arancel del 25% alcanzará al etanol, azúcar, muebles, maquinaria, calzado y otros productos. En cambio, el gobierno dejó exceptuados a productos más sensibles como petróleo y sus combustibles derivados (“productos energéticos”), tierras raras, aeronaves y sus componentes, carne vacuna y café, entre otros.

La Oficina del Representante Comercial aclaró que este gravamen no afectará a los productos que ya están alcanzados por los aranceles aplicados bajo la Sección 232 de otra ley comercial de 1962, tales como acero, aluminio, cobre, automóviles y otros bienes. El acero brasileño está pagando un gravamen de 50%.

El secretario de Estado, Marco Rubio, afirmó que el presidente brasileño Lula da Silva y su gobierno «no han negociado con Estados Unidos de buena fe». «Durante el último año, Lula ha antepuesto su propio ego a alcanzar un acuerdo para el bienestar del pueblo brasileño, y estos aranceles son el precio de ello», declaró Rubio en un posteo en X.

Aranceles: EE.UU. presiona a Brasil por el bioetanol

El petróleo y sus combustibles derivados han quedado exceptuados de todos los aranceles que la administración Trump aplicó hasta ahora contra otros países. Sin embargo, el bioetanol, un combustible producido a partir del maíz o la caña de azúcar, fue particularmente alcanzado en el nuevo arancel contra Brasil.

La Oficina del Representante Comercial justificó el arancel del 25% citando prácticas comerciales del Brasil que afectan al comercio con los EE.UU., que van desde el trato arancelario desigual para el etanol estadounidense y la falta de protección y aplicación de los derechos de propiedad intelectual, hasta la deforestación de la selva amazónica y las barreras al comercio digital.

«Las amplias negociaciones mantenidas con Brasil durante el último año no han resuelto estas cuestiones; sin embargo, seguimos abiertos a continuar negociando con Brasil para lograr los cambios, largamente necesarios, que aborden los problemas identificados en esta investigación», declaró Greer.

El ministro de Comercio de Brasil, Marcio Elias Rosa, evaluó que el 18% de las exportaciones brasileñas a EE.UU. se verán afectadas por este arancel, lo que representa unos 7000 millones de dólares. La Cámara de Comercio Estadounidense (Amcham) en Brasil señaló que la medida sitúa a «Brasil entre los países que enfrentan las condiciones más restrictivas para acceder al mercado estadounidense».

En lo que respecta al etanol se advierte que las exportaciones de EE.UU. a Brasil en 2025 totalizaron US$ 96 millones, una caída de 87% en comparación con 2018, debido al restablecimiento de un arancel. «Brasil ha dejado de aplicar el trato arancelario equilibrado que mantenía anteriormente y no ha correspondido al trato arancelario favorable que Estados Unidos otorga al etanol brasileño», argumentó el gobierno.

El impacto del arancel sobre los productores de bioetanol será acotado dado que las exportaciones ya eran bajas de por sí. Los productores más afectados serán los del nordeste del Brasil, aunque ahora pueden acceder al mercado europeo gracias al acuerdo comercial entre el Mercosur y de la Unión Europea.

Los productores brasileños afirman que EE.UU. lleva décadas aplicando políticas restrictivas contra la importación de azúcar, lo que compensa con creces el desequilibrio en el comercio de etanol y azúcar. Al mismo tiempo, el arancel aplicado al etanol estadounidense se rige por las normas del Mercosur.

«La política de etanol de Brasil está plenamente alineada con las normas de la Organización Mundial del Comercio (OMC), se aplica de manera no discriminatoria y cumple con los compromisos multilaterales asumidos por Brasil», declaró la Asociación de la Industria de la Caña de Azúcar y Bioenergía de Brasil (Unica).

La entidad argumentó que la reducción de las exportaciones de etanol estadounidense al mercado brasileño se debe principalmente a la expansión de la producción nacional, especialmente de etanol a base de maíz.

La creciente producción es alentada en parte por el aumento en el corte obligatorio de etanol en los combustibles. El gobierno brasileño elevó este año el corte obligatorio de etanol en las naftas del 30 al 32% a partir del 1 de agosto.

, Nicolás Deza

La gestión de activos de generación eléctrica atraviesa un proceso de cambios en el que el monitoreo de datos deja de ser suficiente. Así lo explicó BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, durante su participación en el Energyear en Colombia. Para la compañía, el mayor desafío en la actualidad consiste en transformar datos en decisiones que maximicen el valor económico del activo en el largo plazo. 

En el marco del panel “Digitalización, soluciones, contratos a largo plazo y capacitación local como oportunidades para garantizar una eficiente O&M en un mercado creciente”, BLC Power Generation planteó la necesidad de redefinir el enfoque tradicional de operación y mantenimiento de activos energéticos teniendo en cuenta tanto la digitalización de datos y procesos, como la incorporación de sistemas de almacenamiento (BESS) y la creciente complejidad operativa.

De la supervisión a la optimización de activos energéticos: el desafío operativo 

La expansión de activos renovables, sumada a la integración de tecnologías como BESS y sistemas híbridos, están redefiniendo la forma en que se operan las plantas. En este contexto, la digitalización dejó de ser un diferencial para convertirse en una condición necesaria, mientras que la operación eficiente comienza a tener un peso tan relevante como la construcción de los activos. 

Para BLC Power Generation a lo largo del tiempo muchos proyectos fueron diseñados priorizando su desarrollo y puesta en marcha sin un enfoque integral sobre su desempeño a largo plazo. Esto se traduce, en la actualidad, en entornos donde existe gran disponibilidad de datos, pero con limitaciones para integrarlos y convertirlos en decisiones operativas efectivas. 

“Hoy tenemos activos altamente monitoreados, pero que aún presentan oportunidades de mejora en su gestión”, señalaron desde BLC Power Generation. En esa línea, destacaron que el foco continúa puesto en indicadores técnicos, sin una conexión directa con el impacto económico real de la operación. 

O&M 2.0: una gestión integral del activo energético

Frente a este escenario, BLC Power Generation impulsa un modelo de O&M 2.0 basado en una visión integral del activo energético. El enfoque combina la integración de sistemas, la gestión centralizada de la operación, la experiencia operativa en campo y el uso de herramientas digitales, incluyendo inteligencia artificial como soporte a la toma de decisiones. 

El objetivo es evolucionar desde esquemas centrados en el monitoreo hacia modelos orientados a la optimización operativa, la flexibilidad y el desempeño financiero de largo plazo. Esto implica, entre otros aspectos, lograr una mayor integración entre plataformas como SCADA, sistemas de control y herramientas de gestión remota, así como consolidar información para mejorar tiempos de respuesta y eficiencia operativa. 

Asimismo, desde la compañía remarcaron la importancia de entender los activos como sistemas dinámicos e interconectados, especialmente en contextos donde el almacenamiento introduce decisiones económicas en tiempo real y mayor complejidad en la operación. 

Visión integral del activo energético: desafío clave para mercados en crecimiento 

En línea con lo expuesto durante el panel, desde BLC Power Generation señalaron que esta evolución será determinante en mercados en expansión como Colombia, que podría incorporar hasta 9.500 MW de capacidad renovable en los próximos años. 

“Para que ese crecimiento se materialice, es fundamental combinar estabilidad regulatoria, desarrollo de infraestructura y capacidad de operar los activos de manera eficiente en el largo plazo”, indicaron. 

En este sentido, destacaron que la creciente complejidad de los sistemas eléctricos exigirá modelos de operación más integrados y profesionalizados, donde la digitalización, la centralización de activos y la operación remota jugarán un rol central. 

Finalmente, concluyeron que en la próxima etapa de crecimiento del sector energético el diferencial no estará dado únicamente por la incorporación de tecnología, sino por la capacidad de integrar información, experiencia y operación para maximizar el valor de los activos en el tiempo. 

, Redaccion EconoJournal