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Continental Resources mantiene negociaciones abiertas con Mercuria Energy e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano, para adquirir total o parcialmente los activos de Phoenix Global Resources, una petrolera independiente que produce alrededor de 25.000 barriles de crudo por día en Vaca Muerta desde áreas ubicadas en Neuquén y Río Negro.

La compañía estadounidense, que desembarcó en la Argentina mediante la adquisición de participaciones no operadas en cuatro bloques de Pan American Energy (PAE) y la compra del 90% de Los Toldos II Oeste a Pluspetrol, mantiene conversaciones para quedarse con la totalidad o con una parte de los activos que controla Phoenix en la Cuenca Neuquina.

Se trata de un conjunto de áreas valuado en más de US$ 2.000 millones, de acuerdo con una tasación realizada durante los últimos meses, según confirmaron a EconoJournal fuentes privadas del mercado petrolero local e internacional.

Las negociaciones se intensificaron en las últimas semanas, aunque todavía no está definido si la operación comprenderá la venta completa de Phoenix Global Resources, el ingreso de Continental como accionista de la compañía o la adquisición de una participación en determinados bloques.

“Las negociaciones están aún en una etapa temprana, pero avanzan a ritmo sólido porque existe interés entre las partes en buscar algún acuerdo que las favorezca a ambas”, comentó a EconoJournal una fuente al tanto del detalle de las tratativas entre las empresas.

Phoenix es controlada por Mercuria Energy, uno de los mayores traders internacionales de energía y materias primas, que posee cerca de un 95% de capital social de la empresa, mientras que Integra Capital mantiene una participación minoritaria en la compañía.

La transacción, en caso de prosperar, representaría el movimiento de mayor escala de Continental desde su llegada a la Argentina y le permitiría incorporar de forma inmediata producción, reservas, infraestructura y una organización especializada en el desarrollo de petróleo no convencional.

Para Mercuria, una desinversión total o parcial en Phoenix le permitiría administrar con mayor flexibilidad su exposición en la Argentina, que se incrementó significativamente este año tras acordar la adquisición de los activos de downstream de Raízen en el país por US$ 1.420 millones.

Los activos de Phoenix: Vaca Muerta y la expansión productiva en Río Negro

Phoenix opera cuatro áreas centrales sobre la formación Vaca Muerta: Mata Mora Norte y Mata Mora Sur, en Neuquén, y Confluencia Norte y Confluencia Sur, en Río Negro.

Mata Mora Norte es su principal activo productivo y el eje sobre el que la compañía estructuró su crecimiento en el shale. Allí avanza con la construcción de una planta central de procesamiento con capacidad para tratar unos 40.000 barriles diarios.

Phoenix es conducida por Pablo Bizzotto, uno de los ejecutivos con mayor experiencia operativa en el desarrollo no convencional de la Argentina. Antes de asumir como CEO de la compañía, Bizzotto ocupó posiciones de liderazgo en YPF durante los primeros años del desarrollo masivo del play no convencional, por lo que acumula alrededor de 15 años de experiencia en ese tipo de operaciones.

En Río Negro, el plan de inversión de Phoenix permitió la expansión de la frontera productiva de Vaca Muerta. La petrolera llevó adelante un programa para deriskear las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, ubicadas en una zona de borde de cuenca que hasta entonces permanecía prácticamente inexplorada. Los resultados permitieron comprobar la continuidad y productividad de la formación Vaca Muerta en territorio rionegrino, en un sector donde la mayoría de las grandes operadoras se había mostrado hasta entonces reticente a invertir.

Phoenix tiene en carpeta un plan de inversión de más de US$ 2.000 millones para los próximos cinco años. Por ese motivo, aplicó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de acelerar el desarrollo de sus bloques y alcanzar una producción conjunta de hasta 70.000 barriles diarios.

La compañía cuenta, además, con un inventario estimado de alrededor de 500 futuras locaciones de pozos horizontales, una base que le permitiría sostener durante varios años un programa intensivo de desarrollo.

Una cultura enfocada en el shale

Fuentes consultadas por este medio indicaron que la cultura operativa que Phoenix construyó durante los últimos años es sinérgica con la que construyó Continental Resources, una compañía creada y desarrollada específicamente alrededor de la explotación de yacimientos no convencionales.

Continental pertenece a Harold Hamm, conocido dentro de la industria de Oil&Gas como el “rey del shale”. La empresa tuvo un rol central en el desarrollo de la formación Bakken y actualmente es el mayor productor independiente de hidrocarburos de Estados Unidos con una oferta diaria de alrededor 700.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).

El desembarco de Continental en la Argentina

Continental puso un pie en Vaca Muerta a fines de 2025, cuando acordó con Pluspetrol la adquisición del 90% de Los Toldos II Oeste. El 10% restante del bloque está en manos de la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

Los Toldos II Oeste había formado parte del paquete de activos que Pluspetrol compró a ExxonMobil y le permitió a Continental ingresar como operador directo en la formación.

La compañía profundizó luego su desembarco mediante un acuerdo con PAE para adquirir una participación del 20% en Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro, Aguada Cánepa y Loma Guadalosa. PAE conserva el 80% y continúa como operadora de las cuatro áreas.

A esos movimientos se sumó la presentación de una iniciativa privada sobre La Huella, un área de aproximadamente 506 kilómetros cuadrados ubicada en Río Negro y anteriormente denominada Lago Pellegrini. La provincia deberá convocar a una licitación pública para adjudicar el área, aunque Continental contará con un derecho de preferencia por haber presentado la iniciativa original.

, Nicolas Gandini

La convergencia entre la industria espacial y el sector energético comienza a ganar terreno en la Argentina. En un contexto de expansión de la actividad en Vaca Muerta y de creciente demanda por soluciones que mejoren la eficiencia operativa, empresas tecnológicas nacionales buscan trasladar desarrollos de alta complejidad hacia la cadena de valor del Oil & Gas.

Ese es el caso de VENG S.A., una empresa especializada en tecnología aeroespacial que, tras una trayectoria vinculada al desarrollo espacial argentino, avanza en la diversificación de sus actividades con soluciones orientadas al mercado energético.

La compañía fue recientemente protagonista de la misión Artemis II de la NASA con el desarrollo del microsatélite ATENEA, un proyecto que volvió a posicionar a la Argentina en el ámbito internacional en materia de ingeniería aeroespacial, procesamiento de datos y tecnología satelital.

«VENG es una industria tecnológica de alto valor agregado. Nos dedicamos principalmente al sector aeroespacial, pero en los últimos años nos diversificamos hacia industrias como Oil & Gas», explicó Damián Estevez, gerente comercial de la empresa.

Tecnología aplicada al fracking

Uno de los principales desarrollos de VENG para el sector energético es un sistema electrónico inteligente de detonación selectiva para operaciones de fractura hidráulica. La solución incorpora control y telemetría en tiempo real durante el proceso de detonación a fondo de pozo, con el objetivo de mejorar la precisión y el seguimiento de las operaciones.

«El valor agregado es el control total sobre el proceso de detonación y la posibilidad de realizar una selección precisa a través de telemetría wireline», señaló Estevez.

Según la empresa, la tecnología ya comenzó a ser utilizada por algunos operadores pioneros del sector y su comercialización se realiza en conjunto con socios especializados de la industria.

Del monitoreo satelital a la infraestructura energética

Además de las soluciones para fractura hidráulica, VENG trabaja en el desarrollo de herramientas de procesamiento de información satelital aplicadas al monitoreo de infraestructura energética, la trazabilidad de activos y el seguimiento de operaciones tanto en Oil & Gas como en minería.

«Trabajamos con proyectos satelitales y procesamiento de información para aplicaciones múltiples: control y trazabilidad de infraestructura, seguimiento de flotas y monitoreo operativo, entre otros usos», indicó el ejecutivo.

La empresa cuenta con una plantilla de aproximadamente 380 empleados, de los cuales cerca del 70% son ingenieros y técnicos especializados en áreas como electrónica, telecomunicaciones, ingeniería mecánica, radiofrecuencia, ensayos de laboratorio y manufactura avanzada.

En un escenario donde la industria energética demanda mayores niveles de automatización, digitalización y eficiencia, el ingreso de empresas provenientes de sectores tecnológicos como el aeroespacial refleja una tendencia de integración entre distintas capacidades industriales.

«Nuestro objetivo es detectar necesidades del sector y desarrollar soluciones tecnológicas que agreguen valor, ya sea a través de desarrollos propios o trabajando junto a otras empresas», afirmó Estevez.

VENG integra además el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), una red que reúne a más de 280 empresas nacionales dedicadas al desarrollo de productos, equipamiento y servicios para las industrias de Oil & Gas, minería, generación eléctrica y otros sectores industriales.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional prorrogó este lunes la Emergencia del Sector Energético en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal hasta el 31 de diciembre de 2027. La medida le permitirá a la Secretaría de Energía mantener las facultades extraordinarias para intervenir en los cuadros tarifarios de transición, renegociar contratos e instrumentar mecanismos excepcionales de abastecimiento ante las contingencias del sistema.

A través del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 585/2026, la administración central unificó el horizonte de excepcionalidad eléctrica con el régimen de la emergencia para el gas natural. El diagnóstico oficial expone los desequilibrios de infraestructura del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), caracterizado por niveles críticos de saturación en los nodos de transmisión y una vulnerabilidad estructural en las redes de media y baja tensión de la Argentina.

La prorroga asegura en primera instancia la vigencia del proceso de transición hacia los fundamentos originales de la Ley 24.065. El texto recuerda que mediante decretos previos (especialmente las reformas introducidas al Marco Regulatorio Eléctrico de las Leyes N° 15.336 y N° 24.065) se fijó un período de transición para adecuar las reglamentaciones y la normativa complementaria, con fuerte incidencia en el sector de generación.

En ese sentido, el decreto señala que «los actos dictados en el marco de la emergencia declarada (…) se encuentran en etapa de implementación» y que, por ende, «resulta indispensable preservar herramientas regulatorias transitorias» para continuar con el proceso de reordenamiento de los cuadros tarifarios y subsidios.

De similar manera, el texto justifica de forma explícita que la prórroga es necesaria porque «persisten las condiciones de vulnerabilidad del sistema eléctrico«, lo que obliga a mantener las facultades excepcionales para asegurar la sostenibilidad del Mercado Eléctrico Mayorista, mantener la articulación de las medidas adoptadas desde 2024 y regularizar las obligaciones financieras vigentes.

Una lectura crítica de la emergencia

Para Juan José Carbajales, director de la Consultora Paspartú, «extender por dos años más y vía DNU la ´emergencia´ en materia de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal es un exceso regulatorio cuya justificación legal en norma carece de los estándares exigidos por la Corte Suprema de Justicia a la hora del control de constitucional de un decreto de necesidad y urgencia como éste».

«En este caso, no hay ni necesidad ni hay urgencia«, aseveró el especialista al identificar tres motivos: «Por un lado, los problemas descritos en los considerandos del DNU 585/26 ya han sido resueltos al realizar la RTI en los años anteriores y al reformar la normativa de «Adaptación progresiva del MEM» (Res. SEN 400, 501 y 606 de 2026).

Por el otro lado, entendió Carbajales, «las tareas pendientes en materia de generación y transporte pueden ser encaradas sin necesidad de un marco de emergencia. Ejemplo, licitaciones para baterías BESS o para la construcción de líneas de alta tensión bajo modalidad de contrato de obra pública)».

Finalmente, el consultor en temas regulatorios y energéticos explicó que «en materia de distribución se estaría generando una asimetría con las provincias que son las titulares de la jurisdicción sobre el servicio, a excepción del AMBA con Edenor y Edesur».

Para el gobierno subsisten las condiciones de vulnerabilidad

Al fundamentar la gravedad del escenario en el área de generación, el texto de la norma describe de forma literal que «subsisten las condiciones de vulnerabilidad del sistema eléctrico por la falta de inversiones en generación y transporte durante las últimas dos décadas». El decreto expone que el 10 de febrero de 2025 se registró un récord de demanda que «redujo el margen de reserva operativa del SADI a niveles críticos de alrededor del 4,4%», escenario en el cual «cualquier indisponibilidad imprevista de magnitud en la generación o el transporte podría comprometer el abastecimiento«.

Respecto a la red de alta tensión, se afirma que «los sistemas de transporte por distribución troncal y de transporte en alta tensión presentan niveles de saturación en las horas de alta demanda» que superan en forma recurrente «el 90% de la capacidad de diseño de la transformación en las Estaciones Transformadoras (ET)». A su vez, el Poder Ejecutivo consigna que durante el año pasado «solo se incorporaron al SADI ciento cincuenta y cuatro kilómetros (154 km.) de líneas de transporte eléctrico», lo cual se cataloga en la norma como un avance «claramente insuficiente para mitigar el riesgo de abastecimiento«.

Para el segmento de la distribución domiciliaria de energía eléctrica, la normativa advierte que «más del 60% de los eventos que ocurren en la red de media tensión son debidos a fallas en cables con una antigüedad superior a los 25 años«. Ante este diagnóstico técnico de obsolescencia física de las instalaciones, el decreto concluye que la situación «torna imperioso la adopción de medidas para que los prestadores del servicio público realicen inversiones orientadas a mejorar la calidad y seguridad del suministro».

Finalmente, el DNU justifica la unificación de los plazos temporales detallando que, dado que gran parte de las centrales de generación eléctrica requieren de gas para operar, «existe una estrecha interrelación operativa y regulatoria entre el mercado eléctrico mayorista y el mercado de gas natural«. Por tal motivo, el texto decreta que «resulta conveniente unificar el plazo de la prórroga de la emergencia del sector eléctrico con el establecido para el sector del gas natural» para que ambos procesos expiren conjuntamente el 31 de diciembre de 2027.

, Ignacio Ortiz

Nacer hijo de inmigrantes en el sur del conurbano bonaerense; estudiar y convertirse en la primera generación universitaria de la familia; emprender junto a amigos, colegas o hermanos; fundar una empresa; atravesar crisis económicas, hiperinflación, devaluaciones y cambios de modelo; generar empleo y abrirse camino en una industria de alta complejidad. Cumplir 60 años y descubrir que la empresa de toda una vida no puede sobrevivir sin vos.

En esta historia podrían verse reflejadas miles de empresas familiares que conforman el grueso del entramado productivo nacional. Específicamente, las empresas familiares representan alrededor del 80% del entramado argentino, generan cerca del 70% del empleo privado y aportan aproximadamente el 60% del PBI nacional. Sin embargo, solo una de cada tres logra llegar a la segunda generación, según un análisis que reúne datos del Instituto Argentino de la Empresa Familiar (IADEF) y del estudio Insight 21 de la Universidad Siglo 21.

Otro dato del IADEF es que menos del 20% cuenta con un plan formal para atravesar el proceso sucesorio. Esto no implica únicamente encontrar quien ocupe el lugar del fundador, sino también profesionalizar la estructura de la organización y distribuir responsabilidades para que la empresa siga funcionando más allá de la persona que la creó.

“Normalmente la empresa para los fundadores es casi un hijo más, sino el primero”, explicó e EconoJournal Pablo Loyola, presidente del IADEF. Para el especialista, aquel que crea una compañía suele construir su identidad alrededor de ella: “Yo soy porque soy alguien en esta empresa. Imaginarse fuera es toda una pregunta existencial: ‘¿qué hago después?’”.

Del otro lado aparecen las nuevas generaciones, con diferentes formas de entender el trabajo. Es en esa convivencia donde comienzan muchos de los conflictos. Según Loyola, alrededor del 70% de las empresas familiares que desaparecen lo hacen por cuestiones ajenas a la coyuntura económica o de mercado. “Simplemente porque no se ponen de acuerdo”, afirmó.

Profesionalizar antes de delegar

Para Loyola, la profesionalización representa un “paso de madurez obligatorio” para cualquier empresa que busca crecer. La energía, voluntad e intuición del emprendedor pueden ser suficientes al principio, pero dejan de alcanzar a medida que la empresa crece en escala.

“No se puede escalar sin un sistema de gestión, sin tomar decisiones desde un sistema de información y no solamente de manera intuitiva”, señaló. Procesos, estructuras de decisión y responsabilidades claras son algunas de las herramientas que permiten reducir la dependencia de una sola persona.

En TYCSA, una pyme industrial especializada en ingeniería para la industria energética fundada en 1977, ese camino comenzó antes de que la segunda generación asumiera mayores responsabilidades.

Sus cuatro hijos trabajaron desde edad temprana en la empresa, pero ninguno ingresó directamente a un cargo jerárquico, sino que antes recorrieron distintos puestos y se formaron profesionalmente. Mientras tanto, la compañía ya contaba con gerencias y una estructura profesional impulsada por su fundador.

“No es que nos recibimos, llegamos a la empresa y ya fuimos gerentes. Primero trabajamos toda la vida ahí y con el tiempo fuimos naturalmente adoptando cada uno una gerencia distinta”, explicó a EconoJournal Jorge Scian, director de TYCSA y presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA.

La segunda generación incorporó nuevos sistemas de gestión, amplió el acceso a la información y avanzó hacia una estructura de decisión menos concentrada basada en la holocracia, es decir, un sistema organizativo sin jerarquía gerencial tradicional para distribuir la autoridad y la toma de decisiones de forma horizontal y descentralizada. Las gerencias se reúnen diariamente para seguir los proyectos y las distintas áreas participan de la resolución de problemas.

“Si mañana un gerente no viene, todo tiene que seguir igual. Nada tiene que poder afectar el devenir normal de la empresa”, resumió Scian.

El fundador, sin embargo, nunca dejó la compañía, sino que de manera progresiva se retiró de la operación diaria y hoy principalmente se concentra en un proyecto de ampliación de la planta. Y este es otro punto fundamental: la importancia de incluir a la generación anterior.

La importancia de la “Generación Silver”

Cuando una empresa crece, los empleados que crecieron junto con ella se sienten parte integral de su esencia, especialmente en pymes. ¿Qué pasa cuando la reticencia al cambio generacional no viene de parte del fundador sino de los propios trabajadores?

Según Loyola, el miedo se basa en la continuidad: si es que los cambios que traen los más jóvenes los incluirán, si podrán estar a la altura y seguir el ritmo, sobre todo de los avances tecnológicos.

Sin embargo, no hay que olvidar que estas generaciones traen consigo una experiencia valiosa. “El aporte de las generaciones más viejas es realmente importante porque ya han pasado por muchas problemáticas, y ese bagaje cultural y empresarial de cómo sobrellevar una crisis, las generaciones más jóvenes no lo tienen”, explica Loyola.

Así coincide Sian: “Entendimos que una persona que tiene 40 años trabajando en la empresa reúne un capital enorme y dejarlo a un lado es una tontería”.

Hablar antes de que el problema sea urgente

Para Loyola, uno de los principales obstáculos de la sucesión es la dificultad para conversar sobre los conflictos antes de que el problema sea mayor.

Quién puede ingresar a trabajar, qué lugar ocupará cada familiar (sobre todo familia política), cómo se distribuirán las responsabilidades o qué sucederá si la próxima generación no quiere continuar son algunas de las preguntas que las empresas suelen postergar.

“Si no hay una cultura del diálogo desde el momento cero va a ser muy difícil que se pongan de acuerdo”, advirtió el especialista.

En TYCSA, la familia decidió anticipar esas conversaciones. Sus integrantes se capacitaron sobre empresas familiares, trabajaron en un protocolo y separaron los ámbitos de discusión entre el negocio y la familia.

“Nosotros hablamos de los temas difíciles, los ponemos arriba de la mesa”, sostuvo el empresario. Como presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA, y a partir del contacto con otras pymes industriales, considera que la principal dificultad no es encontrar una respuesta al recambio generacional, sino evitar la discusión: “Esta problemática la tienen todos. Lo más preocupante es que no la abordan”.

Prepararse para que los hijos no continúen

Planificar la sucesión tampoco implica asumir que un hijo deberá ocupar la conducción. Cuando no existe una nueva generación interesada o preparada, Loyola identifica otras alternativas, como mantener la propiedad familiar y delegar la gestión en profesionales externos o, como última opción, vender la compañía.

Hoy, las empresas que lograron traspasar la primera generación con éxito se plantean otro desafío: qué hacer con la tercera generación, siendo que apenas entre el 10% y el 15% del universo de empresas familiares la alcanza, según el IADEF.

La discusión ya forma parte de la planificación de TYCSA y aparecen varios escenarios. Mientras tanto, ordenan la información a futuro con el objetivo de traspasar los valores, logros e historia a quien continúe el legado, ya sea un familiar o un trabajador que se forme para un puesto gerencial.

“No estamos obligando a la tercera generación para que trabaje, pero si quieren hacer algo obviamente son bienvenidas. Nuestro mayor deseo es que haya una continuidad generacional”, admite Scian. Un deseo que comparten miles de empresarios familiares y que, sin planificación, pocas veces logra hacerse realidad.

, Redaccion EconoJournal

Se conformó formalmente la Cámara de Empresas Químicas, Petroquímicas y Afines de Neuquén (QPQ), una nueva organización sectorial que funcionará bajo el paraguas de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) y que tiene como objetivo acompañar el avance operativo de Vaca Muerta y al entramado empresarial en la Patagonia.

La aparición de QPQ busca dar respuesta al crecimiento del volumen de empresas que se concentran en la Cuenca Neuquina, donde la escala de los proyectos ligados al desarrollo de hidrocarburos no convencionales atrae de manera constante a pequeñas y medianas compañías, así como a firmas extranjeras que buscan radicarse en la región. La entidad se sumará formalmente al ecosistema asociativo local, interactuando junto a cámaras preexistentes como CEIPA y CAPESPE.

Ordenamiento y transversalidad industrial

Desde la nueva cámara señalaron que uno de los ejes principales de la gestión será actuar como plataforma de ordenamiento ante el crecimiento de la cuenca, facilitando la interlocución con organismos públicos y el acceso al financiamiento para la cadena de valor.

“El punto de partida es sumar al ecosistema de Vaca Muerta y conformar una plataforma que ordene este crecimiento vertiginoso que ha convocado a muchas pymes”, explicó a este medio Yamil Quispe, presidente de la entidad. “Las cámaras podemos ser interlocutores con los organismos públicos, facilitadores de acceso al financiamiento para la cadena de valor y colaborar al orden del segmento”, agregó.

Quispe comentó que la presentación de la Cámara se realizó formalmente en la ciudad de Neuquén y contó con la presencia de funcionarios y representantes empresariales. Según indicó, la diferencia con las agrupaciones ya existentes, radica en que el planteo de la entidad se enfoca en el concepto de industrializar los recursos dentro de las provincias productoras y también sumar a otras como La Pampa o Córdoba.

Al respecto, Quispe remarcó que la organización “es muy específica en cuanto al agregado de valor en origen que le cabe a todas las industrias, para dejar de exportar materia prima y pensando en las próximas generaciones”.

Esta propuesta abarca desde refinerías e industria química tradicional hasta automatización, servicios ambientales y entidades financieras con el fin de involucrar transversalmente a diversos eslabones del upstream y downstream, incluyendo a sectores como la metalmecánica y la logística.

Proyección logística

La entidad, que cuenta con representación y oficinas en Neuquén, Buenos Aires y Estados Unidos, inició su etapa de afiliación corporativa en un escenario donde muchas compañías analizan reinstalarse o expandir sus operaciones en Vaca Muerta.

Según indicaron desde la comisión directiva, actualmente hay una gran cantidad de empresas con interés en radicarse en Neuquén, procedentes de otros países, que hasta el momento no habían sido contenidas por ninguna cámara específica del sector.

El planteo de mediano plazo apunta a capitalizar el conocimiento técnico acumulado por las empresas locales para proyectar servicios e insumos industriales a través de los corredores logísticos hacia el Atlántico, por el nodo de Bahía Blanca, y hacia el mercado de Asia mediante las conexiones con Chile.

, Redaccion EconoJournal

En la víspera del encuentro entre las selecciones de Argentina y Suiza por los cuartos de final de la Copa Mundial de la FIFA 2026 en Kansas City, el plano del comercio exterior minero expone una relación bilateral que se destaca por el flujo de minerales metalíferos. De acuerdo con el último informe de la Secretaría de Minería de la Nación, la confederación helvética se ubica como el principal comprador de la producción minera del país.

Durante los primeros cinco meses de 2026, las exportaciones mineras argentinas con destino a Suiza alcanzaron un valor FOB de US$ 1.308 millones. Esta cifra representa el 33% del total de las divisas liquidadas por el sector minero en dicho período. El volumen comercializado marca una tendencia creciente en el intercambio sectorial, consolidando a la nación europea por encima de otros compradores tradicionales del sector como Estados Unidos y China.

El flujo hacia el mercado suizo experimentó un incremento interanual del 35% en comparación con el mismo período de cinco meses del año previo. Este aumento se fundamenta de manera casi exclusiva en el despacho de metales preciosos. La estructura de las exportaciones mineras locales hacia ese destino está compuesta por oro y plata bajo la forma de metal doré, que consiste en barras de aleación en bruto extraídas de los yacimientos en operación.

La concentración de los despachos hacia Suiza responde a la infraestructura industrial instalada en los cantones para el procesamiento de estos minerales. En su territorio (especialmente en la región del Cantón del Tesino) alberga varias de las principales refinerías de metales preciosos a nivel global, entre las que se encuentran firmas como Valcambi, PAMP, Argor-Heraeus y Metalor. Estas plantas industriales asumen la tarea de purificar el mineral en bruto importado para elevarlo a estándares internacionales de pureza.

Allí, las refinerías toman el metal crudo argentino y lo procesan hasta alcanzar el estándar global de 99,99% de pureza conocido como four nines. Una vez refinado, pierde su rastro de origen y recibe el sello Swiss Made, la certificación de máxima confianza para ser comercializado en los mercados financieros de Londres, Nueva York o Shanghái. Gran parte de ese oro y plata purificados se transforman en lingotes de inversión, monedas y barras certificadas por la London Bullion Market Association (LBMA).

Estos productos se pueden destinar a las bóvedas de los bancos centrales de todo el mundo, fondos de inversión comunes (como los ETF respaldados en oro físico) y grandes inversores privados que buscan estos metales como activo de refugio ante contextos de inflación o volatilidad geopolítica.

En paralelo al uso financiero, el oro y la plata refinados abastecen la demanda de insumos de alta pureza para sectores manufactureros muy específicos dentro del territorio suizo. La Federación de la Industria Relojera Suiza (FH) identifica a estos metales importados como componentes de la cadena de producción de bienes suntuarios y alta relojería, uno de los pilares industriales estables en la balanza comercial de ese país.

Balance de las exportaciones mineras

Las exportaciones de productos mineros del país totalizaron US$ 644 millones durante mayo, con un acumulado de US$ 3.934 millones durante los primeros cinco meses del año. Estas cifras representaron el 7,6% de las exportaciones totales del país en el mes de mayo y alcanzaron el 10,0% en la participación de la canasta exportadora nacional en lo que va de 2026, de acuerdo a la Secretaría de Minería.

En términos de variaciones comerciales, los US$ 644 millones registrados en mayo equivalen a un incremento interanual del 36,1% respecto. Por su parte, el acumulado de los primeros cinco meses del año reflejó un aumento del 75,8%. De acuerdo con los registros de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera, el nivel alcanzado en este período acumulado se posiciona un 155,1% por encima del promedio histórico registrado entre los años 2010 y 2025 para estos meses.

La mayor participación responde a los minerales metalíferos, los cuales sumaron US$ 3.010 millones en el acumulado. Este rubro registró un incremento interanual del 64,2% y representó el 76,5% de las exportaciones mineras totales en lo que va del año. En lo que respecta a mayo, los metalíferos generaron US$ 442 millones (un aumento interanual del 10,6%), explicando el 68,7% de los despachos totales de dicho mes.

Dentro del segmento, el oro se mantuvo como el principal componente al aportar US$ 2.485 millones en los primeros cinco meses de 2026, lo que representa el 63% del total exportado por el sector minero general y un crecimiento interanual del 58,7%. La plata se ubicó en el segundo lugar con US$ 454 millones acumulados (12% del total de las exportaciones mineras y una suba interanual del 87,3%). En mayo, el oro generó US$ 382 millones (59%), mientras que la plata sumó US$ 45 millones (7%) debido a una baja del 48% en las cantidades físicas enviadas al exterior.

Por último, el litio consolidó su posición como la segunda categoría de minerales más exportados del país. En el quinto mes del año se registraron ventas externas por US$ 187 millones, lo que implicó un crecimiento interanual del 218,0% y representó el 29,1% del total mensual. Este desempeño permitió que el litio alcanzara en el acumulado de los primeros cinco meses de 2026 un valor FOB de US$ 859 millones, con una suba interanual del 155,8% y una participación del 21,8% en el total de las exportaciones mineras de la Argentina.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de Neuquén puso en marcha por primera vez, a casi tres años de su sanción, el procedimiento de consulta previa, libre e informada con una comunidad mapuche de Vaca Muerta. La Provincia busca aval para el desarrollo del bloque La Angostura Norte II de YPF, uno de los que producirá el petróleo para exportar a través del oleoducto VMOS desde Punta Colorada.

El proyecto involucra obras dentro del territorio reconocido de los Paynemil, una de las 57 comunidades indígenas con personería jurídica que existen en Neuquén.

El procedimiento de consulta previa, libre e informada se aprobó por decreto 108/2023 durante la segunda gestión de Omar Gutiérrez y luego se ratificó en la Legislatura con la ley 3401, en diciembre de 2024.

Se debe aplicar, entre otros casos, «antes de emprender o autorizar cualquier programa de prospección o explotación de los recursos naturales existentes en tierras de las comunidades indígenas». Si bien la ley establece que debe realizarse con la finalidad «de llegar a un acuerdo o lograr el consentimiento» sobre la propuesta, no es directamente vinculante.

Esta semana, el ministro de Gobierno, Mujeres y Derechos Humanos de Neuquén, Jorge Tobares, y la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves, encabezaron el encuentro preliminar con la comunidad Paynemil, dando así inicio formal al procedimiento.

En esta primera instancia participaron representantes de YPF, cuyos equipos técnicos presentaron las características del proyecto y el plan de trabajo previsto, además de responder las consultas de la comunidad, se indicó desde el gobierno.

«También se realizaron recorridos técnicos en el territorio para relevar el plan de trabajo, en un marco de diálogo intercultural y reconocimiento de la vida comunitaria», informaron.

«Será una oportunidad para conocer y respetar las formas de organización, de debate y de toma de decisiones de la comunidad Paynemil. Nuestro objetivo es que cuenten con toda la información necesaria sobre el proyecto sometido a este procedimiento», dijo Tobares, el principal negociador del gobierno de Rolando Figueroa frente a las comunidades.

Aclaró que los plazos establecidos por la normativa «tienen carácter ordenatorio», y resaltó la relevancia institucional del proceso.

Los tiempos de la consulta previa

Según la ley 3401, tras el primer encuentro preliminar, las partes deben consensuar fecha para la audiencia de apertura en donde se entregará a la comunidad toda la información relativa al proyecto, que debe celebrarse en un plazo no mayor a 10 días.

Una vez realizada, la comunidad contará con un plazo de 30 días para remitir a la secretaría de Ambiente sus consideraciones, propuestas y conclusiones. El plazo se podrá prorrogar en forma excepcional hasta por otros 30 días.

Vencido el plazo, y de existir consideraciones, propuestas y conclusiones, se deberán incorporar a las actuaciones y trasladarse al órgano de gobierno que corresponda, que tendrá un plazo de cinco días para informar si insiste con el proyecto tal como está o si efectúa modificaciones, justificando la decisión.

El procedimiento de consulta previa no es vinculante, es decir, si la comunidad se opone no hace caer el proyecto automáticamente, pero la ley indica que, de no obtenerse un acuerdo, el órgano administrativo debe considerar, «en la mayor medida posible, las objeciones, modificaciones o las necesidades de las comunidades indígenas intervinientes».

«El órgano administrativo deberá valorar, al tiempo de adoptar la decisión, las diversas opiniones expresadas en el marco del procedimiento de consulta, bajo pena de nulidad», establece la ley.

La comunidad Paynemil ya había participado en febrero de este año de la audiencia pública ambiental que se realizó en Añelo encabezada por YPF junto con la consultora ambiental NOVA. En ese caso, se trató de una instancia formal de participación ciudadana para poner a consideración de la comunidad el Estudio de Impacto Ambiental (EIA).

Cómo es el proyecto LANOR II

El proyecto denominado «Desarrollo Integral Actividad Bloque LANOR II 2026-2027 – Área de Concesión Loma La Lata-Sierra Barrosa» involucra la construcción de 12 locaciones, que incluirán la perforación y terminación de 56 pozos, de unos 150 por 150 metros.

Se prevé la realización de caminos de acceso, la construcción de dos predios de captación de agua, el tendido de 18 ductos con trampas, el montaje de 11 predios derivadores, así como las tareas de operación, mantenimiento y abandono de las instalaciones.

El área La Angostura Norte está ubicada al norte del embalse Los Barreales, a pocos kilómetros de Añelo.

Forma parte del proyecto LLL Oil, una inversión de US$25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta. Fue presentado este año al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) y la expectativa de YPF es alcanzar una producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), desde la terminal rionegrina de Punta Colorada.

, Andrea Durán

La empresa norteamericana Pumpco, una de las principales constructoras de ductos para la industria del Oil&Gas de EE.UU., y la italiana Bonatti, otro de los principales referentes europeos dedicados a ese segmento, se adjudicaron la licitación para construir dos ductos dedicados a la exportación de hidrocarburos desde Vaca Muerta hacia las costas de Río Negro bajo el paraguas del proyecto Argentina LNG que impulsan YPF y la italiana ENI.

Según pudo reconstruir EconoJournal de fuentes privadas vinculadas al proceso, ambas compañías presentaron la mejor oferta técnica y económica para ejecutar un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas que unirán Tratayén, principal nodo gasífero de Neuquén, con Punta Colorada, sobre la costa del Golfo San Matías, donde se emplazará las terminales flotantes de licuefacción y exportación de GNL.

Las dos compañías integrarían el proyecto junto con la constructora argentina Contreras Hermanos, una de las firmas con mayor trayectoria en obras de infraestructura energética en el país. Sin embargo, todavía resta definir el modelo societario definitivo del consorcio y la participación que tendrá cada una de las empresas en la ejecución del contrato.

La licitación forma parte del proyecto Argentina LNG, la iniciativa que desarrollan YPF y ENI para exportar hasta 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado desde la costa rionegrina, utilizando como fuente de abastecimiento el gas producido en Vaca Muerta.

Una obra de escala inédita

El contrato que se habrían adjudicado Pumpco y Bonatti comprende la construcción de dos ductos paralelos de aproximadamente 527 kilómetros de extensión. El principal será un gasoducto de 48 pulgadas destinado exclusivamente al transporte del gas que abastecerá las futuras plantas de licuefacción, mientras que el segundo será un poliducto de 24 pulgadas para el transporte de líquidos asociados a la producción.

De acuerdo con fuentes consultadas por este medio, la inversión asociada a esta infraestructura superaría los US$ 3.000 millones, convirtiéndose en uno de los mayores contratos de construcción de ductos licitados en la historia de la industria energética argentina.

Pumpco aportará la experiencia acumulada en algunos de los principales proyectos de infraestructura energética desarrollados en Estados Unidos, mientras que Bonatti es uno de los mayores contratistas europeos en construcción de ductos e instalaciones para la industria del petróleo y el gas.

Por su parte, Contreras Hermanos contribuiría con la ingeniería, el montaje y el conocimiento operativo desarrollado en grandes obras ejecutadas en la Argentina, además de asumir un papel relevante en la contratación de proveedores nacionales, la formación de personal especializado y la articulación con sindicatos y autoridades provinciales durante la ejecución del proyecto.

“La escala del proyecto obliga a desarrollar capacidades locales con mucha anticipación. La contratación de personal, la capacitación de trabajadores y la coordinación logística serán determinantes para cumplir con los plazos previstos”, explicó una fuente que participa del proceso.

Un nuevo paso para Argentina LNG

La definición de los contratistas representa un nuevo avance en el desarrollo de Argentina LNG, el megaproyecto con el que YPF busca convertir a la Argentina en un exportador estructural de gas natural licuado.

Semanas atrás, EconoJournal informó que la UTE integrada por SACDE y la italiana Tecnimont había sido seleccionada para desarrollar la planta de tratamiento y separación de gas que abastecerá el complejo exportador, una inversión estimada en torno a los US$ 7.000 millones.

La adjudicación de los ductos confirma que YPF y ENI comenzaron a definir los principales contratos de infraestructura necesarios para poner en marcha el proyecto, que contempla una cadena integrada de producción, tratamiento, transporte y licuefacción del gas de Vaca Muerta.

De todos modos, el inicio efectivo de las obras continúa sujeto a la Decisión Final de Inversión (FID) que deberán asumir YPF y ENI para la primera etapa de Argentina LNG. Las empresas apuestan a completar esa fase en el último bimestre del año. La clave es cerrar el project finance para solventar el trazo grueso del proyecto.

, Redaccion EconoJournal

“El día que vengan los extraterrestres van a tener que negociar con nosotros”. La frase se le atribuye a Lorenzo Miguel cuando la Unión Obrera Metalúrgica era el sindicato más fuerte del país, pero Andrés Rodríguez, secretario general de UPCN, la hizo propia ante sus íntimos para demostrar el poder que el gremio de los empleados públicos tiene al interior de la estructura del Estado. En el caso del flamante Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) diversas fuentes advirtieron en los últimos meses a EconoJournal que, más allá de las jerarquías que se desprenden del organigrama, el hombre fuerte que tiene un poder decisivo en el proceso de fusión de los ex Enargas y el ex ENRE, tarea que implicará la restructuración de numerosas áreas y la desvinculación de empleados, es Eric Salomone Strunz, gerente de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales del ex Enargas y hombre fuerte del gremio UPCN.

EconoJournal estaba preparando un perfil de este funcionario, a partir de un trabajo conjunto entre Nicolás Gandini, director del medio, y quien escribe, que incluyó la consulta a múltiples fuentes. El miércoles por la mañana se puso en contacto con el Enrege para preguntar si Salomone Strunz quería aclarar algo sobre su doble rol de gerente y sindicalista, el salario que percibe, una denuncia sobre enriquecimiento ilícito y las páginas web con la que se autopromociona, entre otros puntos. La respuesta llegó al instante: “Dice Eric que quiere hablar con vos”, aseguró una fuente del organismo.

A los 10 minutos sonó el celular:

–Hola Fernando, ¿cómo te va, viejo? Soy Eric Salomone. Nos conocemos de la época del Ministerio de Planificación. Vos venías con remera gris y tenías pelo largo, colita y barba.

–No me acuerdo de vos.

–Yo estaba en la oficina con Alfredo Scocimarro –jefe de prensa de Julio De Vido — y vos en ese momento estabas en Página/12 y eras el zurdo que venía a buscar información. Me gustaría que nos juntemos cuando vos quieras, así yo te puedo contar todo y publicás la verdad. Yo soy evangélico y siempre digo la verdad, todo lo que hago es para bien y voy por la vereda del sol. Siempre de cara al sol. No hay nada que no pueda explicarte. Venite para el microcentro y te invito un churrasco.

A partir de ese momento la nota comenzó a cambiar y lo que iba a ser un perfil se terminó transformando en la crónica de una larga charla con Salomone Strunz en la parrilla Cero5 de la calle Suipacha, a metros de Marcelo T. de Alvear.

Gerente y gremialista

Salomone llegó acompañado con un asistente y una persona del área de prensa. Aceptó que se grabara la charla, aunque en algunos momentos pidió interrumpir esa grabación para hacer acotaciones en off the record.

–Vos sos gerente del Enargas y delegado de UPCN. ¿No hay una incompatibilidad?

–No negocio yo en nombre de UPCN. Di un paso al costado. Presenté una nota diciendo que me excusaba. Se ocupa mi adjunto, Leonardo Weintraub.

–¿Renunciaste cuando asumiste como gerente en 2020?

–Obvio. Yo como hombre de UPCN ya no hago nada porque la tarea de ser gerente me lleva mucho tiempo. Todos los días en la oficina hay un montón de gente pidiendo distintas cosas. Yo atiendo a todo el mundo y ayudo al que puedo.

–Pero el hombre fuerte de UPCN en el ente regulador sos vos.

–Porque Andrés Rodríguez me quiere como un hijo. Andrés me llama permanentemente. Además, todos hablan conmigo.

Uno de los salarios más altos del ente

–Otro de los cuestionamientos tiene que ver con tu sueldo. Me dijeron que en bruto cobrás 32,5 millones de pesos y sos de los que más ganás dentro del ente.

–Es verdad. Soy de los que más ganan, pero porque tengo 20 años de antigüedad. Soy de los gerentes más viejos. Hay 3 personas que somos los que más ganamos. Te cuento toda la verdad. Daniel González –secretario Coordinador de Energía y Minería—me dijo que la primera línea del ente tenía que trabajar sobre los beneficios para tener remuneraciones más razonables y yo le respondí que vamos a eliminar el concepto de movilidad y vamos a bajar 5 millones cada sueldo.

–¿Eso ya está cerrado?

–Ya está cerrado y lo va a firmar el directorio. Igual es importante aclarar que el artículo 66 de la Ley 24.076, que es la ley de gas, establece que los salarios salen de la cuenta de fiscalización y control que pagan las empresas. Enargas recauda de la tasa que pagan las empresas el dinero de los sueldos, no sale de la cuenta del Tesoro. Además, los sueldos altos buscan evitar que las empresas se lleven a los gerentes del organismo, pero Daniel González, con el cual tengo una muy buena relación, me pidió que tengamos un gesto para no estar tan altos. Es verdad que los gerentes se referencian conmigo y me han preguntado qué hacemos. Entonces yo dije: “Hubo tiempo de vacas gordas. Ahora vienen las vacas flacas y tenemos que ajustarnos. Si el gobierno está ajustando, tenemos que ajustar también nosotros”.

La militancia evangélica

–Vos sos evangélico. ¿De qué congregación?

— ¿Ubicás a Gabriel Mraida, el ministro de Desarrollo Humano de la Ciudad de Buenos Aires? El papá tiene una iglesia en Independencia al 1400. Yo soy de esa Iglesia. Voy todos los domingos.

–Me dijeron que incorporaste gente del movimiento evangélico al Enargas.

–Es verdad.

–¿Y luego le pediste la renuncia a varios?

–Claro. Yo contraté gente, pero si no labura o se mandan cagadas, los echo. Por ejemplo, a Mauricio Roitman –ex titular del Enargas—le pedí un ingreso y mi palabra era que el tipo iba a laburar. Si no laburaba yo lo tenía que sacar porque el tipo me hacía quedar mal a mí. Había un pibe que se llevó un auto a Mar del Plata y lo descubrieron. Lo eché yo primero. Lo único que yo tengo como capital es mi credibilidad. Andrés Rodríguez me nombró revisor de cuentas de la obra social porque tengo credibilidad. Trabajo mucho, trabajo bien y tengo credibilidad porque digo la verdad.

Los empleados del área de Recursos Humanos

–En la última auditoria que está en la web de Enargas dice que en septiembre de 2024 tu área tenía 59 personas.

–Somos 30 porque Tito Serra –el vicepresidente del Enrege a cargo del organismo—me quitó Institucionales y Prensa y se los llevó a la sede de Madero.

–¿30 personas había en Institucionales y Prensa?

–No.

–¿Y entonces?

–Esperame –agarra su celular y llama a una persona–. Dani, estás en speaker, estoy con unos amigos y necesito unos datos. Alguien te va a preguntar unos datos por favor contestale con la verdad.

Del otro lado de la línea confirman que en septiembre de 2024 el área de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales tenía efectivamente 59 personas, que en diciembre de 2025 esa cifra se redujo a 34 empleados y en julio de este año ya sin Institucionales y Prensa quedaron 24 personas.

Salomone aclara además que la reducción de trabajadores del área en 2025 se debió a un pedido de racionalización que le formuló el ex interventor del Enargas, Carlos Casares. “Lo que pasa es que Federico Bernal –ex interventor de Enargas en la gestión de Alberto Fernández y hombre de consulta de Cristina Fernández de Kirchner en materia energética durante varios años–, dejó un quilombo”, agrega. Dice que se peleó con Bernal durante su paso con el organismo, pero prefiere no dar detalles.

Denuncia por enriquecimiento ilícito y las webs de autopromoción

–Te hicieron una denuncia por enriquecimiento ilícito.

–Es todo mentira. Realpolitik publicó todo un verso sobre que me habían denunciado por enriquecimiento ilícito, pero no hay ninguna denuncia. Todo lo que dicen es falso. Yo viví 10 años en un garaje en Lavallol, en un garaje de 3×8 donde él me hizo la luz –señala a una persona sentada a su lado–. En 2009 saqué un crédito en el Banco Francés y me hice en el fondo de la casa de mi madre una casita y en 2015 saqué otro crédito y compré el terreno de al lado de la casa de mi vieja y me hice una casa. Y después saqué otro hipotecario. Está todo registrado. Vengo bien, bien de abajo y todo lo que tengo siempre fue por milagro de Dios. Yo vendía huevos a la mañana en una bicicleta, a la tarde pintaba y cortaba el paso y los fines de semana era seguridad en un boliche. Un día le dije a Dios que quería un trabajo de 6 horas, de lunes a viernes y de traje y me llamó Javier Ruiz, a quien conocía de la iglesia, y me contactó con alguien del Ministerio de Planificación –durante la gestión de Julio De Vido–. En 2004 me contrataron de recepcionista para abrir puertas y estuve años abriendo puertas e iba los fines de semana de 7 de la mañana a 7 de la tarde para hacer horas extras y así pude hacerme mi primera casa.  

–¿Cuándo ingresaste al Enargas?

–Ingresé en 2010. Estaba en Prensa de Planificación y me llevó Tony Pronsato –ex interventor de Enargas—para que le diera una mano con la comunicación.

–En la web había cuatro páginas desde donde te autopromocionabas como un referente de la gestión pública, la modernización del Estado, la ética pública y la anticorrupción. ¿Para qué armaste esas páginas y por qué las diste de baja?

–Te cuento la verdad, cuando sale la denuncia de Realpolitik, vos me googleabas y salía la denuncia de ese portal, entonces unos amigos que trabajan en redes me propusieron armar unas páginas web para que en las primeras búsquedas aparecieran mis páginas. Les di una tarjeta de crédito mía y ellos hicieron un montón de páginas mías buenas para que no salgan las operaciones primero. El de Realpolitik me pidió plata para bajar la nota y un amigo mío, Marcelo von Schmeling, el que era vocero de Berni, me dice: “No le pagues nada, boludo, porque vos estás limpio. Si le pagas te va a pedir plata todo el tiempo”. A Marcelo lo conozco de Pizza Piola. Yo participo los viernes de los encuentros en Pizza Piola con Raúl Timerman, Schiavi, Ferreira, Von Schmeling, Cristina Camaño. Si seguís el Twitter de Timerman me podés ver a mi en las fotos.

-Pero algunas de esas páginas no son de ahora, debajo de todo figuraba que eran de otros años.

–Todas son de ahora.

–¿Y por qué las diste de baja?

–No las di de baja. No sé que pasó. Ya te digo.

Salomone vuelve a agarrar el celular y llama a alguien: “Amigo, estás en altavoz y estoy con amigos y periodistas. Necesito que me contestes con la verdad absoluta lo que te voy a preguntar. ¿Viste que vos me armaste un montón de páginas web? Me dicen que ahora se dieron de baja. ¿Por qué?

La persona del otro lado de la línea responde: “Porque se suspendió el pago de la tarjeta de crédito Se ve que durante algún tiempo no se cobró el servidor”.

 Su pasión por las armas

–¿Sos coleccionista de armas?

–No.

–¿Es mentira?

–Tengo muchas armas, pero no soy coleccionista. Mi primo es coleccionista y tengo un amigo que me metió en el mundo armas.

–Me dijeron que comprabas armas por internet y que te las enviaban al ente.

–Es mentira. Cuando comprás un arma, vas a la armería, la comprás, la armería te hace el trámite y una vez que te sale la tenencia, vos vas y la retirás directamente de la armería.

–¿Nunca te llegó ningún arma al ente entonces?

–No, ¿a vos te parece lógico que te manden un arma por correo? Me gustan las armas y voy al Tiro Federal de Lomas de Zamora porque mi abuelo fue socio fundador del Tiro Federal de Lomas. Yo voy y tiro. Mirá tengo todas estas armas y el certificado de portación –muestra el detalle que figura en Mi Argentina–. Tengo portación porque hice los cursos e hice todo lo que tenía que hacer. Voy al tiro, me gusta, estoy 40 minutos, tiro una o dos cajas y me voy a mi casa. Encontré ahí una pasión. No voy al gimnasio, no hago natación y encontré ahí una pasión. Y noté que los tipos que van ahí son medio como yo. Son tipos que tienen algún cargo importante y necesitan descargar. Es una pasión.

Una banca que viene de arriba

Quienes estuvieron al frente del Enargas en los últimos tiempos afirman que cada vez que buscaron avanzar con algún tipo de restructuración que le recortaba poder a Salomone Strunz recibieron un llamado desde presidencia que los hizo dar marcha atrás. Algunos especulan que ese respaldo obedece a un supuesto acuerdo que Javier Milei selló con UPCN a nivel nacional para poder gestionar el aparato estatal.

Salomone Strunz desmiente que su poder en el ente tenga que ver con UPCN. “Yo no estoy acá por UPCN sino porque en los 22 años que tengo dentro del Estado siempre defendí a mis compañeros, les conseguí muchos beneficios, ayudé a mucha gente”. Luego afirma que tiene respaldo de arriba, pero de más arriba. Dice que lo respalda Dios y pone un ejemplo:

–Roberto Fernández, gerente de Administración del ENRE; Beatriz Suarez Trillo; auditora del Enargas, Marcelo Lamboglia, ex presidente del Enrege, y el de Recursos Humanos del ENRE, habían armado toda una estructura y me dejan afuera. Yo entonces pongo en el grupo de gerentes del ente: “¿Cómo puede ser que armen toda una estructura a espaldas de Recursos Humanos del Enargas y de UPCN?”. ¿Qué es lo que querían? Cagarme a mí y dejarme dentro del área de Administración. Yo a los del ENRE en un mes les había conseguido un montón de beneficios que no pudieron conseguir en años y ellos me operaron y me quisieron cagar. Yo no hice nada porque no podía hacer nada, pero me levantaba todas las mañanas y le pedía a Dios que haga Justicia. Nadie me llamaba, nadie me hablaba. Iba todos los días a la oficina a amargarme. Y yo decía: “Dios, vos ocúpate de lo que tenés que hacer”. Y los sacaron a todos. A todos los que me quisieron cagar los corrieron.

Enseguida pone un video de Whatsapp con una música que se oye muy bajo y Salomone canta arriba para amplificar: “Que sucedería si esta casa se llenara de su gloria, que sucedería si esta casa se llenara de su majestad, de su majestad”. Luego concluye con el cierre perfecto para esta nota: “Chicos, crean o revienten, pero yo vi la mano de Dios, porque a mí me quisieron cagar, se juntaron un montón para cagarme y yo no hice nada, no hablé con nadie, y todos los que me quisieron cagar ahora se quedaron sin el cargo y a mí me ratificaron”.

, Fernando Krakowiak

De los partidos jugados hasta ahora por Argentina en el Mundial 2026, el que enfrentó el martes a Egipto tuvo cerca de un 25% de participación de eólica, solar, bioenergía e hidráulica pequeña, según datos de Cammesa, la administradora del mercado mayorista eléctrico. Hasta ahora el mayor record de cobertura con renovables en el país fue alcanzado en octubre del año pasado con más del 40 por ciento. La demanda volvió a dibujar una W.

Por haberse jugado a partir de las 13:00 de un día soleado, se destacó el aporte fotovoltaico con unos 1840 MW, algo que no había ocurrido en los otros partidos. En la fase de grupos, los partidos con Argelia y Jordania se jugaron de noche, mientras que con Austria había sido a las 14:00, pero la participación de renovables había estado en torno al 20%.

Por su parte, Argentina-Cabo Verde el 3 de julio, otro partido de sufrimiento para la hinchada, se había jugado a partir de las 19:00 y había tenido una participación renovable del orden del 8%. Fue una tarde oscura de invierno, ya sin sol.

Movilización social en W

Al igual que había ocurrido en los partidos anteriores la demanda descendió durante el primer tiempo, subió en el entretiempo y volvió a bajar en el segundo tiempo, dibujando la típica W de cada partido, sobre la que informó EconoJournal el pasado 25 de junio.

¿Cómo explica Cammesa los cambios abruptos en la demanda? “La concentración de una gran parte de la población frente a los televisores modifica significativamente los hábitos habituales de consumo eléctrico. Estas variaciones se manifiestan principalmente al inicio de los partidos, durante el entretiempo y al finalizar los encuentros, provocando variaciones de carga rápida que requieren un seguimiento especial”, destacó la compañía.

La típica W tiene que ver con la importante movilización social asociada al seguimiento televisivo de los encuentros, que se refleja claramente en la evolución de la demanda eléctrica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), dando lugar a un dibujo de esa letra.

Comportamiento eléctrico en la remontada del 3 a 2

Cammesa reporta cada partido de Argentina desde el Mundial Qatar 2022. La crónica de demanda del último, según el informe “Comportamiento de la Demanda del SADI durante los partidos de la Selección Argentina en la Copa Mundial de Fútbol FIFA 2026 / Partido 5 Argentina vs Egipto 07.07.26”, fue así:

Previa y primer tiempo: la demanda mostró un continuo descenso y acumuló una reducción de aproximadamente 2000 MW.

Entretiempo: se observó un esperado incremento abrupto de la demanda, del orden

de 600 MW en apenas 12 minutos.

Segundo tiempo: la demanda volvió a presentar una disminución sostenida, alcanzando una caída cercana a 1850 MW en 60 minutos.

Final del partido: la demanda se recuperó nuevamente en alrededor de 1100 MW durante los siguientes 60 minutos y luego retomó su comportamiento habitual.

Para afrontar las variaciones esperadas de demanda desde una hora antes del inicio del partido y hasta una hora después Cammesa operó en condición de alerta y realizó un despacho de seguridad, que incluyó, entre otras medidas, todas las líneas del STAT (líneas del sistema de transmisión y transporte) en servicio.

También se mantuvieron las reservas operativas previstas para el cubrimiento de pico y se operaron con margen los límites de intercambio por seguridad entre las regiones.

Se operó con el Grupo N°2 de CH Río Grande y el Grupo N°2 de CH Los Reyunos como bomba por seguridad, desde las 12:52 hasta las 16:49, y durante algunos momentos se incrementó la Consigna de frecuencia a 50,10 Hz, para atender la eventual variación rápida de la demanda.

Según este último informe de Cammesa, “la operación se desarrolló con total normalidad, tanto antes, durante y con posterioridad al partido de la selección argentina de fútbol”.

, María Eugenia Rodríguez

La negociación que abrió el gobierno de Javier Milei con los gobernadores para hacer avanzar en el Congreso una reforma electoral para el 2027 encuentra en Neuquén una aliada parcial. El gobernador Rolando Figueroa reiteró esta semana que está a favor de eliminar las Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO) como propone el proyecto, aunque afirmó no tener ningún interés concreto en que la ley avance en el Senado.

La reforma se convirtió en una prioridad en la agenda legislativa del gobierno libertario, que encuentra en esta herramienta una de las llaves para la reelección de Milei el año que viene.

El proyecto ingresó formalmente en abril de este año al Congreso de la Nación con el objetivo de «corregir un sistema viciado de raíz», según lo presentó el propio gobierno. Entre los principales cambios, elimina el sistema de PASO, eleva los pisos de afiliación para registrar un partido y mantener las personerías, desregula los aportes privados a las campañas, reinstala las listas sábana en la Boleta Única de Papel e introduce la Ficha Limpia.

El flamante jefe de Gabinete, Diego Santilli, se embarcó desde su asunción en reemplazo de Manuel Adorni a buscar consensos entre los gobernadores para reunir los votos que la Casa Rosada necesita. Eso incluye al de Neuquén, con quien se reunió este miércoles en Tucumán previo a la vigilia por el 9 de Julio.

Figueroa fue uno de los mandatarios que dijo presente en el acto que encabezó Milei en la Casa Histórica, en un gesto de buena voluntad con el gobierno y sus pares provinciales.

Según pudo saber EN/CLAVE, partió con una agenda acotada en el Norte que tenía un encuentro con Santilli a las 22, para sumarse luego a la Vigilia de la Independencia y retornar hoy temprano hacia Neuquén. En la capital provincial participará del desfile cívico militar que se convocó para después del mediodía.

Zona Fría y traspaso de rutas nacionales

El vínculo entre Figueroa y Santilli es más que bueno. Ambos venían trabajando en una agenda común desde que el hombre del PRO asumió como ministro del Interior en la gestión libertaria.

El gobernador que conduce las riendas de Vaca Muerta tiene una banca en cada una de las Cámaras del Congreso y ambos votos son decisivos para el oficialismo libertario, lo que fortalece su capacidad de negociación.

Al encuentro realizado en Tucumán, Figueroa llevó algunos pendientes de Neuquén como la negociación por el traspaso de las rutas nacionales 22 y 242, cuya firma se había comprometido en abril.

También una compensación por la deuda que mantiene Nación, en particular por la no transferencia de fondos para obras paralizadas. El monto aún se está cuantificando a través de una auditoría y el gobierno de Figueroa evalúa la posibilidad de cobrar ese eventual crédito con la cesión de bienes que están en la provincia pero pertenecen al Estado Nacional.

Por el lado de Diego Santilli, la agenda tiene entre sus prioridades obtener el apoyo de Neuquén para dos reformas claves en el Senado: la electoral y la que modifica el régimen de Zona Fría en el país.

En cuanto a la segunda, como contó EN/CLAVE, el bloque de La Neuquinidad que representa Julieta Corroza espera una definición del gobierno nacional sobre un artículo que deja a discreción del Poder Ejecutivo el porcentaje de subsidio que tendría la Patagonia.

A Figueroa le habían prometido un anuncio del ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, para «no tocar» el beneficio, pero el mandatario esperará que se concrete antes de garantizar el voto de su espacio.

Dudas por la «lista frazada»

La posición sobre la reforma electoral, en cambio, encuentra más ambigüedades.

El gobernador de Neuquén ya reiteró que está de acuerdo con la eliminación de las PASO e incluso evalúa agosto como una fecha propicia para desdoblar la elección provincial. «Pero no se habló nada más», aseguraron desde el Ejecutivo sobre las negociaciones del proyecto que «no preocupa» al mandatario.

El mensaje es gestión, no hablar de roscas electorales y enfocarse en un segundo semestre que será de inauguraciones de obras y puesta en marcha de otras.

Una de las estrategias que está impulsando Santilli para convencer a los gobernadores aliados es la posibilidad de que las listas provinciales puedan ir a modo de «colectoras» de la candidatura de Milei en 2027. El proyecto que ingresó al Congreso habilita la incorporación de un casillero para votar todas las categorías de un mismo partido, en caso de que existan elecciones simultáneas provinciales y nacionales en octubre.

Un análisis sobre la propuesta que está en manos de la senadora Julieta Corroza advierte que esta herramienta habilitará una suerte de «lista frazada» que «mecaniza la conducta del elector y desnaturaliza el voto informado». Además, concluye que puede introducir «desequilibrios en el sistema de acuerdos electorales» entre el nivel federal y las jurisdicciones locales.

Justamente, el espacio provincialista de Rolando Figueroa había celebrado en 2024 la aprobación de la Boleta Única de Papel por no contener la opción de «lista completa». Por entonces destacó que el voto por categorías promovía «la elección por cada candidato y no de una lista sábana».

Por otra parte, el gobernador de Neuquén, si bien de buena relación con el gobierno nacional, no luce como uno de los interesados en pegar su boleta a la de Milei en las elecciones del año que viene.

No solo porque eso implicaría atentar contra la propia lógica de su alianza, en la que pueden convivir peronistas, emepenistas, libertarios y PRO en pos de un único denominador que es la provincia, sino porque las elecciones a gobernador irán desdoblados de las presidenciales.

El único municipio de Neuquén que, por su Carta Orgánica, tendrá elecciones concurrentes con las nacionales es Villa La Angostura. La ciudad cordillerana hoy está bajo la conducción de Javier Murer, un intendente de Figueroa, pero es una de las ciudades que más expectativa genera para un posible triunfo de La Libertad Avanza.

, Andrea Durán

La prometida liberación del tránsito comercial por el estrecho de Ormuz tras el acuerdo preliminar entre los Estados Unidos e Irán pende de un hilo tras el reinicio este martes de los enfrentamientos militares en las últimas 24 horas. Si las exportaciones energéticas desde el Golfo Pérsico vuelven a colapsar, la oferta de crudo volvería a tensionarse y el mercado petrolero dejaría atrás el escenario de ‘contango‘ de las últimas semanas, que forzó a productores en Vaca Muerta y todo el mundo a vender su crudo con descuentos en el precio.

Irán ejecutó ayer ataques contra buques petroleros y GNL en Ormuz y el Golfo de Omán. EE.UU. respondió anoche con ataques principalmente contra blancos militares en territorio iraní. El presidente estadounidense, Donald Trump, declaró este miércoles que el cese al fuego se terminó, aunque no descartó la continuidad de las negociaciones con Irán. En paralelo, el Tesoro estadounidense reinstauró las sanciones al petróleo iraní.

El regreso de los enfretamientos militares hizo colapsar nuevamente el tráfico energético por Ormuz. El precio del Brent escaló casi ocho dólares en las últimas 24 horas, cotizando al cierre de esta nota a US$ 78 por barril.

Contango: cómo impacta en Vaca Muerta

Los acontecimientos sugieren que el mercado petrolero dejará atrás el escenario de ‘contango‘ que se había generado tras el acuerdo preliminar anunciado por EE.UU e Irán a mediados de junio.

El contango ocurre cuando el precio del petróleo en el mercado de venta inmediata (spot) es inferior a los precios en los contratos de futuro a largo plazo, lo que es indicativo de un escenario coyuntural de sobreoferta de crudo. En escenarios de este tipo, los productores compiten ofreciendo descuentos en sus precios para retener y atraer clientes.

Un relevamiento de EconoJournal entre petroleras en la Argentina arrojó que en las últimas semanas se cerraron ventas de crudo Medanito con descuentos de entre 5 y 7 dólares en el precio del Brent. En concreto, han aceptando precios por debajo de los 70 dólares por barril.

En cambio, en plena guerra, el Medanito llegó a comercializarse con premios de hasta 10 dólares sobre el precio del Brent. El balance global de petróleo crudo registró un déficit cercano a 4 millones de barriles por día durante los meses de marzo, abril y mayo, según datos de Argus.

Durante esos meses, los productores pudieron colocar su petróleo en el mercado spot a precios significativamente altos en comparación con los contratos futuros de petróleo, un fenómeno conocido como backwardation, que indica un severo faltante de oferta en el presente. En marzo, el precio del Brent llegó a rozar los US$ 120 por barril.

Otros factores que contribuyeron al escenario de contango de las últimas semanas son la demanda de China y la oferta de crudo iraní. China, el mayor importador de crudo del mundo, redujo sus importaciones de petróleo en un 20% interanual en abril y en un 29% interanual en mayo. Por el lado de la oferta, el Tesoro estadounidense a medidados de junio había revocado temporalmente las sanciones que pesaban sobre el petróleo exportado por Irán.

La respuesta de Medio Oriente

El crudo Dubai, precio de referencia para los consumidores en Asia, también puso en precio el escenario abierto por el acuerdo. «El crudo Dubai pasó de un fuerte backwardation a contango, reflejando que el mercado percibe una abundancia de crudo disponible en el corto plazo, lo cual empuja los precios spot a la baja», explicó Nazareno Ferrero, senior Business Development Manager de Argus.

La situación es particularmente compleja para los productores en el Golfo Pérsico. Aramco, la petrolera estatal de Arabia Saudita, anunció el lunes un importante recorte en el precio de venta al Asia del barril de árabe liviano. El precio que ofrecerá a partir de agosto tendrá un recorte de US$ 11 por barril de petróleo, superando la previsión que hizo la agencia Bloomberg de un recorte de 8 dólares por barril. Este precio es para los clientes que están bajo contratos de suministro de largo plazo con Aramco.

El recorte de 11 dólares implica que Aramco venderá el árabe liviano con un descuento de US$ 1,50 respecto al precio de referencia regional, el crudo Dubai. Es la tercera vez en su historia que Aramco ofrece aquella variedad con un descuento en el precio: las anteriores veces fueron durante las guerras de precios de 2020 y 2015. El Dubai tocó valores mínimos de US$ 64 por barril tras el acuerdo entre EE.UU. e Irán.

«Para incentivar a los compradores, que son principalmente refinadores asiáticos, a volver a tomar crudo del Golfo Pérsico, los productores de esa región están ofreciendo descuentos importantes«, indicó Ferrero consultado por EconoJournal.

El acuerdo aceleró la salida de buques petroleros y de GNL que llevaban meses demorados en las aguas del Golfo Pérsico y permitió cerrar nuevas operaciones comerciales. Los ingresos de buques para cargar hidrocarburos repuntaron, aunque persisten las dudas entre los clientes sobre la seguridad de transitar por las rutas designadas por Irán y Omán.

Esta situación ha forzado a Saudi Aramco y otras petroleras estatales como ADNOC (Emiratos Árabes Unidos) y Somo (Irak) a modificar su estrategia comercial para evitar tener que profundizar aún más en los descuentos de manera tal de atraer refinadores dispuestos a ingresar al estrecho.

“En lugar de vender exclusivamente FOB dentro del estrecho, lo cual fue siempre la práctica habitual de la industria, están contratando buques por cuenta propia, trasladando el crudo fuera de Ormuz y realizando operaciones barco a barco (ship to ship) en el Golfo de Omán”, apuntó Ferrero.

Por qué China redujo sus compras de petróleo

Desde el inicio del conflicto en Medio Oriente, China recurrió a sus reservas estratégicas de petróleo e incentivó a la población a recurrir a otras modalidades de transporte. En efecto, el consumo chino de combustibles retrocedió entre 15 y 20% en abril según fuentes como Goldman Sachs y GL Consulting, mientras que la actividad de carga de vehículos eléctricos aumentó un 69% interanual en abril, según China Charging Alliance. La merma en el consumo de combustibles coincide con el brusco descenso en las importaciones de crudo.

El consenso mayoritario del mercado es que China deberá incrementar sus importaciones para no seguir consumiendo de sus reservas. Sin embargo, la posibilidad de que los cambios en los hábitos se mantengan y aceleren la reducción del consumo de combustible conlleva importantes implicaciones para la demanda mundial de petróleo y para el sector de refinado chino.

, Nicolás Deza

El Movimiento Popular Neuquino, el partido con más afiliados en la provincia de Neuquén, puso fecha para elegir su nueva conducción el domingo 23 de agosto. Atravesado por un contexto de profunda crisis tras haber perdido una hegemonía que se extendió por seis décadas, resolvió este martes el punto de inicio para su renovación política.

La elección dará por concluido el ciclo del exgobernador Omar Gutiérrez como presidente de la Junta de Gobierno y el de Jorge Sapag como líder de la Convención.

Ambos transitaron un deslucido período desde la derrota a manos de Rolando Figueroa en 2023 hasta acá: la actividad partidaria prácticamente se paralizó, pese a reclamos de sus afiliados para movilizar las seccionales y debatir los porqués del golpe electoral. Sus mandatos vencen el 9 de septiembre.

Por la cercanía de la fecha, la jueza federal de Neuquén, Carolina Pandolfi, ya había intimado al partido el 22 de junio para que fije la convocatoria. En el escrito, la magistrada recordó que las elecciones internas deben llamarse «con suficiente antelación, de modo tal que las nuevas autoridades estén en condiciones de asumir antes del vencimiento del mandato de las actuales autoridades».

Finalmente, la Junta de Gobierno se reunió este martes por la tarde tras el triunfo de la Selección Argentina sobre a Egipto y resolvió el cronograma electoral que se iniciará con el corte del padrón de afiliados al 7 de julio, según solicitó la apoderada María Laura Du Plessis al juzgado federal.

El partido debe renovar la integración de la Junta de Gobierno, que se compone de 20 cargos titulares y diez suplentes, de la Convención con 52 representantes titulares e igual número de suplentes, y de cada una de las 22 seccionales distribuidas en el territorio. Hacen a un total de 662 cargos para completar.

En el 2022, el MPN había convocado a su interna partidaria para el 21 de agosto, pero solo hubo competencia en seis seccionales porque, para los máximos cargos de conducción, solo presentó candidatos la lista Azul. Eso permitió que tanto Gutiérrez como Sapag asumieran sus mandatos sin haber pasado antes por las urnas.

El MPN, camino a las intendencias

El proceso de renovación partidaria iniciará una etapa de reconversión mayor que aspira a dejar atrás el trauma de la derrota electoral del 2023 y poner al sello en un lugar relevante para la discusión política del 2027.

No será con un candidato propio a gobernador -Jorge Sapag ya reconoció que «no está la fortaleza»-, pero sí con la posibilidad de sentarse en la mesa de decisiones de Rolando Figueroa y arrimar nombres para la Legislatura y algunos municipios.

Según el último registro de la justicia, el MPN tiene actualmente 88.666 afiliados en Neuquén, un 16% del total del padrón electoral de la provincia.

El sello aún mantiene gravitación en localidades del interior, motivo por el cual podría haber candidatos de este espacio dentro del menú que ofrecerá La Neuquinidad el año que viene.

El gobernador ha dicho que habrá un «traje a medida» para cada pueblo o ciudad, con uno o varios postulantes para la intendencia pero que estarán la misma lista de gobernador, según vayan guiando las encuestas.

En octubre se hará un nuevo relevamiento sobre todas las ciudades de la provincia, mientras que el último sondeo se haría en marzo, si es que la fecha de la elección no se define antes.

Los nombres para la interna

El cronograma de la elección establece que el jueves 13 de agosto cerrará el plazo para que todos los sectores que quieran participar puedan presentar listas.

La elección se hará el domingo 23 de 9 a 18, siempre que haya competencia. En las categorías donde pudiera existir lista única, se proclamará sin necesidad de ir a las urnas.

Como había anticipado EN/CLAVE, hay una intención de sortear la interna y que todos los interesados puedan consensuar una lista de unidad, al menos en los principales cargos.

Hay referentes trabajando en eso junto al gobernador Rolando Figueroa como el jefe de bloque del MPN en la Legislatura, Gabriel Álamo, y el exintendente de Chos Malal, Hugo Gutiérrez.

El actual gobernador, que mantiene su afiliación al partido pese a que lo enfrentó en la elección del 2023, tendrá un rol clave en el armado de las candidaturas. Si bien aún no se conocen nombres, lo más probable es que la mayoría surjan de intendentes y exintendentes con despliegue territorial, aunque perfil bajo.

, Andrea Durán

La demanda de energía eléctrica del sector minero podría expandirse de 1.256 a 6.630 GWh entre 2024 y 2034, si se concretan los proyectos que están en carpeta en el país, según una estimación de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE). Esos 5.374 GWh adicionales en apenas una década, un 428% más, suponen el mayor incremento proyectado para esta industria en América Latina.

El estudio de OLACDE, realizado para 20 economías de la región, indica que en ese periodo el corazón de la demanda local se desplazará hacia las provincias de San Juan, Salta y Catamarca, dinamizada por los yacimientos de litio y cobre. También advierte que es necesario ejecutar obras de alta tensión (500 KV) que permitan transportar la energía a zonas con infraestructura de red más limitada, incorporar criterios de eficiencia energética, ejecutar proyectos de autogeneración y adoptar esquemas de “hibridación” con fuentes de energía renovable.

“La transición energética, a nivel global, se está apoyando en una demanda masiva de minerales críticos. Y como la minería es una industria intensiva en el uso de energía, los países deben considerar este escenario de mayor consumo en su planificación. De lo contrario, el sistema eléctrico puede colapsar por falta de generación o de transmisión. Hay que abordar esta cuestión hoy, porque en cinco años puede producirse un cuello de botella. En la Argentina, en particular, este incremento de la demanda es disruptivo”, advierte Gastón Siroit, coautor del estudio y asesor técnico de OLACDE.

Los proyectos deberán garantizar energía nueva

Las actividades que insumirán mayor demanda serán las de litio y cobre. Según datos de la Secretaría de Minería, ambos suman una cartera de más de 100 proyectos que transitan distintas fases de progreso; y si bien no todos llegarán a concretarse, los primeros en hacerlo comenzarán a operar hacia 2030. En el caso del litio, el “desarrollo de yacimientos en la Puna, como Centenario-Ratones, Sal de Oro y Mariana, configurará un clúster de alta intensidad energética”, consigna OLACDE.

En cuanto al cobre –añade el estudio-, “la entrada en operación de megaproyectos de escala global”, como Taca Taca, en Salta, y otros avanzados (MARA, El Pachón, Josemaría y Los Azules), “es el factor determinante” de la presión sobre el sistema energético.

En este contexto, ¿cuáles son las modalidades de inversión, las estrategias y las alternativas de abastecimiento? Diego Werner, CEO de la consultora Aires Renewables, explicó a EconoJournal que “la Resolución 400 obliga a todos los nuevos proyectos mineros a comprar hasta el 80% de energía nueva; por lo tanto, en la medida que se desarrollen, será necesario producir esas fuentes de suministro. Estimo que la demanda será de entre 3 y 4 Gigas de potencia y de energía por año para abastecer a todos. Sin embargo, esto depende de cuántos comiencen a construirse y, finalmente, se implementen. Pero para entonces, su demanda tendrá que estar satisfecha por energía nueva”.

¿De dónde se obtendrá? “La mayor parte tendrá que provenir de fuentes renovables: una combinación de eólica y solar, con almacenamiento –dice Werner-. En primer lugar, porque el megavatio hora más económico que se puede conseguir es renovable. En segundo lugar, por su flexibilidad y rapidez de inversión, tienen la capacidad de crecer y acompañar el incremento real de la demanda: pueden implementarse en menos de un año, mientras que un proyecto térmico demora no menos de cinco años desde que se inicia la inversión hasta que está operativo.” Y apunta que, además, “la minería necesita mostrar que su consumo de energía está descarbonizado para poder conseguir financiación a mejores tasas.”

Con esta visión coincide Daniel Dreizzen, director de la consultora Aleph Energy, para quien los proyectos de gran escala obligados a generar energía nueva y que pretendan poner en marcha sus operaciones en 2029 o 2030, deben comenzar a analizar estas cuestiones. Al respecto, señala que “no hay una solución única” para las mineras que deban invertir en su generación eléctrica, sino más bien la implementación de proyectos “híbridos”, que combinen diversas fuentes, y sean “resilientes y sólidos”. El especialista advierte que la Argentina tiene, desde hace 10 años, una potencia instalada de aproximadamente 45 Gigas, “que no crece porque la economía está estancada”. A su juicio, “hoy tenemos tres cuellos de botella, la generación, el transporte y la distribución”.

De acuerdo con Pablo Álvarez, consultor asociado de Aleph Energy, por cada emprendimiento se requiere, aproximadamente, 150MV o 200MV. “Es complejo conseguir este tipo de potencia en lugares alejados de los centros de distribución más importantes. Con lo cual, en algunos casos, es preciso construir cerca de 80 o 100 kilómetros de líneas en extra alta tensión: 220.000 o 500.000 voltios, explica.

“Una primera solución, entonces, es encontrar la ubicación exacta del centro de distribución de subestaciones para poder abastecerlas con líneas eléctricas conectadas al SADI. El valor del kilómetro de línea en ese nivel de tensión está en US$ 1 millón. Con lo cual, si se necesitan 80 kilómetros será necesario invertir US$ 80 millones solo en la línea –ejemplifica-. Si no es posible hacerlo porque el proyecto está alejado, habrá que evaluar si la zona tiene buena irradiancia como para instalar energía solar más baterías, que también tienen sus problemas y su costo. Cada situación es diferente. Hay distintas estrategias, soluciones a medida, y se puede avanzar de manera progresiva”.

Pero, en todo caso, admite que “las obras de infraestructura no se realizan en plazos cortos: requieren estudios especiales, integrar diversos actores, y en algunos casos de proyectos muy grandes, agregar generación y campos de transformación porque no hay suficiente oferta”.

Vehículo propio

Gastón Siroit, de OLACDE, explica que los proyectos productivos de cobre demandan mayor consumo de energía que los de litio. Mientras que los primeros insumen un promedio de 5MWh por tonelada, los segundos requieren 2MWh por tonelada de carbonato de litio. Según el estudio, el principal desafío pasa principalmente por el transporte de energía. “Hoy hay muchos proyectos que tienen más una limitación de despacho que en las capacidades de tener precios competitivos en la generación”, expresa.

A su juicio, “una de las tendencias que vamos a ver en la nueva minería es que muchos proyectos tendrán asociada su propia generación para minimizar, justamente, el riesgo de falta de abastecimiento eléctrico”. En ese punto, no sólo considera el potencial de las energías renovables, sino también “del gas natural para desplazar el combustible que se utiliza hoy, que es el diésel”.

En cuanto a los proyectos de generación propia de energía, el especialista destaca dos opciones. “Están los casos en que la empresa contrata para tener su generación ‘in situ’ o los contratos de PPA: en distancias menores, donde se cuenta con capacidad transporte, se invierte en la construcción de un parque, genera la energía y se abona la comercialización de esa energía por contratos en plazos determinados”.

, Mariana Pernas

Milicic anunció la designación de Pablo Sampallo como nuevo gerente Comercial y de Desarrollo de Negocios. El ejecutivo asumió el cargo durante julio y reemplazará a Gustavo Mas, en el marco del plan de fortalecimiento de capacidades y expansión de la compañía.

Desde su nueva posición, Sampallo será responsable de liderar la estrategia comercial de Milicic en los distintos segmentos de mercado, impulsar la expansión regional y desarrollar nuevas oportunidades de negocio. Entre sus objetivos también figuran el fortalecimiento de modelos colaborativos, la generación de alianzas estratégicas y la consolidación del vínculo con los principales actores de los sectores en los que opera la empresa.

Trayectoria

«Estamos convencidos de la visión estratégica que aportará Pablo en su nuevo rol. Su conocimiento del sector minero, experiencia en la gestión de cadena de suministros y visión integral sobre nuestros segmentos estratégicos serán claves para abordar los desafíos futuros que asumimos para nuestro desarrollo en Argentina y la región», afirmó María de los Ángeles Milicic, gerente general de Milicic S.A.

Sampallo cuenta con más de tres décadas de experiencia en gestión de cadenas de suministro, compras globales y logística, además de una amplia trayectoria en ventas, marketing, posventa y distribución.

Gran parte de su carrera profesional la desarrolló en General Motors, donde ocupó posiciones gerenciales y de dirección con responsabilidades en Argentina, Brasil, Chile, Ecuador y Medio Oriente. En una etapa más reciente, estuvo al frente de la estrategia de Supply Chain de Cerro Negro, la operación de Newmont Mining en Santa Cruz, donde combinó la gestión operativa con el desarrollo de proveedores locales y una visión orientada al negocio.

Recorrido profesional

Su recorrido profesional comenzó en Boehringer Mannheim y SKF. Es licenciado en Organización de la Producción por la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), posee un MBA de la Universidad Austral y una especialización en Gestión de Proyectos por la UADE.

Con esta incorporación, Milicic busca fortalecer su estrategia comercial en un contexto de crecimiento de los sectores de minería, energía e infraestructura, consolidando su posicionamiento en Argentina y avanzando en nuevas oportunidades de desarrollo a nivel regional.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno Nacional oficializó la adjudicación de la licitación «Alma SADI» para la incorporación de 700,5 megavatios (Mw) distribuidos en 20 proyectos que utilizarán sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS). El despliegue demandará una inversión privada estimada en US$ 700 millones, apuntando a robustecer los nodos críticos de la red en siete regiones del territorio nacional.

A través de la Resolución 155/2026 de la Secretaría de Energía, se consolidó una estrategia orientada a mitigar las restricciones operativas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tal como había adelantado EconoJournal, DQD Energy sumó 8 proyectos y Genneia otros 7, aunque por más potencia. El cuadro de operadores se completó con 3 proyectos de 360 Energy Solar, 1 de Aluar, y 1 de Intermepro.

La arquitectura de la licitación introdujo un esquema de remuneración basado en el «Valor de Adjudicación», expresado en dólares por megavatio-mes (USD/MW-mes), que combina el precio base ofertado por el desarrollador con un mecanismo de estímulo denominado «Valor Incentivo». Este componente premió la competitividad de las propuestas que se ubicaron por debajo del Precio Medio Ponderado de las Ofertas Asignadas, fijado por la autoridad en 8.338,54 USD/MW-mes.

A los oferentes más eficientes se les reconoció el 25% de la brecha existente entre su cotización nominal y dicho promedio ponderado, incrementando la tasa de retorno de los proyectos sin indexar de manera lineal el costo de la potencia del sistema. En este caso, solo las 4 (cuatro) ofertas mas agresivas (todas de Genneia) tuvieron este beneficio.

Para Diego Werner, presidente y CEO de la consultora de ingenieria y desarrollo AIRES Renewables, «la licitación fue un gran éxito, la cantidad y volumen de ofertas y la dispersión geográfica muestra que el almacenamiento en baterías es una tecnología madura. Los precios fueron muy competitivos, con lo cual la Secretaría de Energía podría adjudicar más capacidad si lo considerara».

No obstante, Werner entendió que la estrategia del Estado será «adjudicar lo comprometido, no mucho más, y a partir de ahora la Secretaría de Energía podría derivar el resto de los contratos hacia el sector privado, mediante un esquema donde Cammesa pueda licitar nuevos nodos en donde es necesario potencia». Según ese esquema, los oferentes privados podrán ofertar sus proyectos con potencia paro luego el contrato seguir entre el almacenador privado y el consumidor de potencia privado, tal como promueve la Secretaría de Energía.

Finalmente, para el especialista, el gran desarrollo de proyectos muestra que probablemente toda la nueva potencia que venga en los próximos años no sea térmica, sino de fuente de almacenamiento y probablemente incorporando renovables. «Vamos a empezar a ver proyectos híbridos -auguró- eólico y solar, solar-almacenamiento, eólico-almacenamiento, para poder dar respaldo de potencia también desde las renovables y creo que eso es un hecho por el nivel de desarrollo de tecnología».

Piso y techo de las ofertas adjudicadas

Bajo el esquema de incentivos implementado, la dispersión de precios de los contratos adjudicados arrojó un promedio general de 8.427 USD/MW-mes. El extremo más competitivo de la compulsa lo lideró el proyecto 126-BRAGADO I-II de la firma Genneia en la provincia de Buenos Aires, logrando un piso de adjudicación de 7.632 USD/MW-mes tras capturar el beneficio pleno del estímulo oficial.

En contrapartida, el techo tarifario se ubicó en los 9.705 USD/MW-mes correspondientes a la oferta 179-BESS Presidencia Roca, desarrollada por la firma DQD Energy para la región NEA Chaco-Formosa, reflejando el mayor costo relativo asociado a la logística y los requerimientos de instalación en los nodos del norte argentino.

La relevancia técnica de la convocatoria quedó de manifiesto en el volumen de ofertas recibidas por Cammesa el 27 de mayo, alcanzando 235 propuestas técnicas que sumaron 8.338 MW, cifra que superó en más de once veces el objetivo base fijado por el Poder Ejecutivo. Esta sobreoferta expuso el interés del mercado por estructurar activos de infraestructura de almacenamiento y otorgó un margen de selección para convalidar proyectos con mayor viabilidad técnica y eficiencia económica.

Desde la perspectiva geográfica, la distribución de la potencia adjudicada buscó responder de manera descentralizada a las urgencias de despacho y cuellos de botella del SADI. La provincia de Buenos Aires capturó la mayor proporción con 185 Mw, seguida por el bloque NEA Chaco-Formosa con 161,5 MW y el Noroeste Argentino (NOA) con 150 MW.

El saldo restante se distribuyó entre la Pampa (68 MW), el corredor Litoral Entre Ríos (50 MW), NEA Misiones-Corrientes (50 MW) y Litoral Santa Fe (36 MW), estructurando una red de amortiguación en aquellos puntos donde las líneas de alta tensión operan de forma recurrente al límite de su capacidad nominal.

La justificación operativa de los sistemas BESS radica en su capacidad de respuesta en milisegundos para aportar potencia firme, regular frecuencia y proveer reservas ante grandes fluctuaciones de la demanda. A diferencia de las centrales de generación convencional térmica o hidráulica, las baterías permiten estabilizar el flujo de tensión en nodos saturados, optimizar el despacho de las energías renovables intermitentes y mitigar los riesgos de colapso ante picos de consumo estacional.

El programa Alma SADI es una extensión de la iniciativa previa Alma-GBA, enfocada en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde el Estado convalidó la asignación de 713 Mw en nodos críticos mediante un desembolso de US$ 540 millones. Los proyectos de la fase metropolitana se encuentran actualmente en etapa de ejecución de obras con plazos de entrega entre fines de este año y el primer semestre de 2027.

, Ignacio Ortiz

La empresa tecnológica Open Intelligence fue reconocida como uno de los principales proveedores de plataformas para empresas de servicios públicos en el reporte Smart Innovators: Utility Customer Platforms 2026, elaborado por la consultora independiente Verdantix, uno de los estudios de referencia para la industria global de utilities.

El informe analiza la innovación, las capacidades funcionales y el nivel de diferenciación de las principales soluciones tecnológicas destinadas al sector, a partir de cuestionarios, reuniones con proveedores y evidencia pública de mercado. En esta edición, Verdantix seleccionó a Open Intelligence junto con otros 13 proveedores internacionales como referentes del segmento.

El reporte define a las Utility Customer Platforms como un ecosistema que integra sistemas de información y facturación de clientes (CIS), herramientas de relacionamiento (CRM), plataformas de experiencia del usuario y capacidades para gestionar recursos energéticos distribuidos (DER). Según el análisis, la evolución del sector exige soluciones cada vez más integradas que permitan conectar la atención al cliente, la facturación, la operación de la red y los nuevos servicios energéticos dentro de una misma plataforma.

La calificación

En ese contexto, Smartflex, la plataforma desarrollada por Open Intelligence, obtuvo sus mejores calificaciones en las categorías de Incorporación Digital de Clientes y Gestión del Ciclo de Vida del Cliente, áreas vinculadas a la digitalización de procesos comerciales y a la personalización de la relación con los usuarios.

Además, el informe destacó sus capacidades en tarifas dinámicas e innovación en facturación, experiencia energética del cliente, integración de recursos energéticos distribuidos y conectividad de dispositivos, así como en la orquestación entre clientes y redes eléctricas. Estas funcionalidades buscan responder tanto a mercados regulados como desregulados y a empresas que operan múltiples servicios.

William Corredor, CEO de Open Intelligence, sostuvo que el reconocimiento representa una validación independiente de la capacidad tecnológica de la compañía. «Tradicionalmente, en el sector de utilities las decisiones tecnológicas se han tomado por reputación de marca o por inercia. Pero el mundo de los servicios públicos cambió, y los líderes de hoy necesitan preguntarse si su plataforma tecnológica tiene la capacidad real de sostener la transformación que viene, o si se convertirá en el techo que la limite. Estudios independientes como el de Verdantix existen precisamente para responder esa pregunta con evidencia, no con supuestos», afirmó.

«Ser reconocidos en este benchmark es, para nosotros, la validación de que nuestra tecnología está construida con solidez y, para nuestros clientes, la confirmación de que al elegirnos tomaron la decisión correcta, agregó el CEO de Open Intelligence.

En la actualidad, Smartflex gestiona las operaciones comerciales de más de 45 millones de usuarios residenciales y comerciales en Estados Unidos y otros 18 países de América Latina y el Caribe. La plataforma es utilizada por empresas de electricidad, gas natural, agua potable y saneamiento, y está diseñada para acompañar la incorporación de nuevos modelos de negocio vinculados con tarifas dinámicas, vehículos eléctricos, generación distribuida, almacenamiento de energía y servicios de flexibilidad energética.

El reconocimiento de Verdantix llega en un contexto en el que las utilities aceleran sus procesos de transformación digital para responder a una mayor electrificación de la demanda, la incorporación de recursos energéticos distribuidos y las crecientes exigencias regulatorias y de experiencia del cliente. En ese escenario, las plataformas integradas de gestión comercial y operativa se consolidan como una pieza clave para modernizar la relación entre las empresas y los usuarios, destacaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El gas natural licuado (GNL) transformó en pocas décadas un recurso históricamente condicionado por la infraestructura de gasoductos regionales en una commodity transable a escala mundial. Actualmente, el mercado global encuentra sus anclas en tres precios de referencia: Henry Hub (Estados Unidos), TTF (Europa) y JKM (Asia), tres referencias que marcarán la pauta de competitividad que deberán atender los proyectos de exportación de Vaca Muerta a partir de 2027.

Los diferenciales de cotización entre estos índices, una vez descontados los costos logísticos y de transporte marítimo, determinan en tiempo real el rumbo, la viabilidad y el destino final de los buques metaneros en el mercado spot.

El gran incentivo es que si la Argentina no logra ser ultraeficiente en sus costos internos de infraestructura, quedará atada exclusivamente a firmar contratos rígidos a largo plazo, explicaron fuentes del mercado, y perderá la oportunidad de capturar las ganancias del mercado spot cuando se abran las primas de contraestación.

En la actualidad hay tres precios de referencia conocidos como JKM (Japan Korea Marker), que es el índice desarrollado por S&P Global Platts que evalúa el valor spot de los cargamentos de GNL entregados en las terminales de Japón, Corea del Sur, China y Taiwán, representando el pulso del mayor polo importador industrial del planeta.

El otro precio, quizás más conociodo, es el Henry Hub de referencia del gas natural de mercado interno en Estados Unidos, con punto de entrega físico en Luisiana. Refleja la dinámica de oferta y demanda del upstream norteamericano, especialmente del shale gas.

Finalmente, el TTF (Title Transfer Facility) refleja el centro de negociación virtual (hub) ubicado en los Países Bajos que actúa como el principal indicador del mercado europeo. Este indicador fue el que midió la vulnerabilidad del bloque tras la pérdida del suministro ruso, a partir del cual hubo una transformación del mercado.

Hasta 2022, el flujo de GNL proveniente de Estados Unidos mostraba una orientación prioritaria hacia los mercados de Asia debido a los márgenes atractivos del índice JKM. Sin embargo, la invasión rusa a Ucrania y el corte drástico del gas transportado por gasoductos tradicionales hacia Europa reconfiguraron la matriz comercial de forma permanente, provocando un salto sin precedentes en las cotizaciones del TTF.

El mercado europeo desplazó las ofertas de compra asiáticas mediante primas de precio elevadas, capturando los cargamentos flexibles disponibles. Hoy en día, las operaciones con flexibilidad de destino liquidan sus posiciones mirando estos indicadores diarios y despachan los buques hacia la ruta que convalide el mayor retorno financiero neto.

Cómo se calculan los costos en la cadena logística

La interacción de los tres mercados de referencia (JKM, HH y TTF) tienen liquidez, participantes y realidades regulatorias propias que conforman la grilla de precios que unifica el sector a nivel internacional. La viabilidad económica de exportar desde las terminales licuefactoras hacia los centros de consumo en otros punros del mundo responde a una estructura de costos sucesivos.

Así una operación típica como la que deberán realizar los consorcios de empresas que llevar adelante los proyectos exportadores en la Argentina, deben contemplar el valor competitivo de la molécula de Vaca Muerta, más el costo de licuefacción que añade entre US$ 2,00 y US$ 3,00 por MMBtu, más el flete marítimo internacional que oscila entre US$ 0,50 y US$ 2,00 por MMBtu según la distancia y la disponibilidad de flota, mas la regasificación con su tarifa de descarga e inyección en destino.

El negocio de exportar gas licuado funciona igual que cualquier flete: lo que importa no es solo el precio de venta en destino, sino cuánto cuesta llevar la mercadería. Enfriar el gas a -160°C para licuarlo, subirlo a un barco metanero y pagar el transporte marítimo cuesta un peaje fijo de entre US$ 4 y US$ 6 por MMBtu. Por lo tanto, para que a un operador le convenga enviar un barco desde el golfo de México o la costa de Río Negro hacia las plantas de Europa o Asia, la diferencia de precios entre los mercados internacionales debe ser mayor a ese costo logístico.

Si la brecha de precios es amplia (por ejemplo, si el gas en Estados Unidos vale US$ 2 y en Europa cotiza a US$ 9), el negocio cierra con el pago de los costos de transporte y una ganancia neta en el medio. Pero si la diferencia de precios se achica y no llega a cubrir el costo del flete, la ventana comercial se cierra. En ese momento, los barcos que tienen flexibilidad de destino cancelan los viajes largos y se quedan vendiendo el gas en los mercados más cercanos para evitar perder dinero.

En sus informes trimestrales del Gas Market Reports y en el World Energy Outlook, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) monitorea de manera continua los spreads globales (las brechas entre el Henry Hub, el TTF y el JKM). La agencia documenta cómo, a partir de la crisis energética de 2022, el TTF europeo pasó a competir directamente con el indicador asiático por los cargamentos de GNL de oportunidad.

De la misma manera, la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) publica de forma períodica sus análisis técnicos sobre la capacidad de exportación de GNL desde las terminales del Golfo de México. Otro tanto hacen reportes sectoriales de grandes traders e instituciones financieras como S&P Global Platts o consultoras como Wood Mackenzie o ICIS, y la asociación Gas Infrastructure Europe (GIE) que nuclea a empresas de transporte, almacenamiento y regasificación.

La prima estacional de invierno

Los mercados de Europa y Asia exhiben curvas de precios con fuertes primas invernales causadas por el pico de consumo de gas para calefacción residencial. Por el contrario, el mercado estadounidense experimenta un patrón estacional mucho más suave y amortiguado gracias a su elevada capacidad de almacenamiento subterráneo.

En este esquema, la ubicación geográfica de la Argentina le permitirá a los proyectos locales de GNL ofertar su producción a contratestación. Esta ventana estratégica se da en meses estivales en que el menor consumo interno coinciden con el pico de demanda del invierno en el hemisferio norte. Al despachar los excedentes de Vaca Muerta durante el tercer y cuarto trimestre del año, las operadoras evitarán los momentos de sobreoferta global y podrán colocar el gas licuado en los mercados de Europa o Asia cuando estos convalidan sus primas de invierno.

Como consecuencia, los spreads estacionales entre el TTF-HH y el JKM-HH tienden a ensancharse significativamente. De este modo, se anticipa, la producción argentina podrá capturar el mayor valor neto en el mercado spot internacional, optimizando la amortización de la infraestructura de licuefacción y compensando con creces los costos logísticos derivados de la distancia geográfica.

El costo del transporte marítimo representa la principal incógnita de la ecuación y posee la capacidad de clausurar o expandir los márgenes comerciales de forma independiente a los precios del gas en tierra. Su comportamiento divide al mercado en dos escenarios de escasez de buques metaneros disponibles o de sobreoferta de barcos, lo que encarece o deprime los costos.

Por este motivo, se resalta que el seguimiento del mercado de fletamento (a través del índice Spark30 o de los contratos de futuros de transporte) resulta una condición crítica. Analizar el triángulo de precios del GNL descuidando las tarifas de los buques implica evaluar solo la mitad de la ecuación operativa.

La oportunidad spot o la estabilidad de largo

A diferencia del mercado spot, los contratos de GNL a largo plazo (de 10 a 20 años) buscan previsibilidad y esquivan la volatilidad diaria mediante fórmulas de indexación estables. El método tradicional es la indexación al petróleo o Fórmula Brent, donde el gas se calcula como un porcentaje fijo del barril de crudo, una alternativa atractiva para blindar los retornos de Vaca Muerta ante los vaivenes del mercado gasífero.

La otra gran opción es la indexación al gas de origen o Fórmula Henry Hub -impulsada por los exportadores norteamericanos-, la cual ata el precio final al costo de la molécula estadounidense más una tarifa fija de licuefacción, aunque en los últimos años ganaron terreno las fórmulas híbridas que combinan componentes de ambos escenarios para diversificar los riesgos.

La otra gran diferencia con el mercado de oportunidad radica en las condiciones logísticas de entrega, bajo las modalidades DES o FOB. En los contratos DES (Delivered Ex-Ship), el vendedor entrega el GNL directamente en el puerto de destino, manteniendo una rigidez absoluta que impide desviar el cargamento.

Por el contrario, la modalidad FOB (Free on Board) permite que el comprador retire el producto en la planta de origen y se haga cargo del barco; si la cláusula de destino es flexible, este operador conserva la potestad de redireccionar el metanero en pleno océano para revenderlo en el mercado spot si el ensanchamiento de los spreads globales justifica la operación logística.

, Ignacio Ortiz

La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) otorgó la licencia para la instalación del ciclotrón y la radiofarmacia en el Centro de Medicina Nuclear y Radioterapia «Dr. Néstor Kirchner» (CEMENURNK), un paso clave para el desarrollo de la medicina nuclear en Formosa. La autorización permitirá avanzar con la etapa final del proyecto, orientado a producir radioisótopos y radiofármacos para estudios oncológicos de alta complejidad dentro de la provincia.

La habilitación fue concedida luego de que la ARN verificara el cumplimiento de los requisitos establecidos en materia de seguridad nuclear. Con esta aprobación, el centro podrá continuar con la ejecución de las obras de infraestructura y la incorporación del equipamiento especializado necesario para la puesta en marcha del ciclotrón y la radiofarmacia.

Instalación del ciclotrón y la radiofarmacia

Durante la apertura de las sesiones ordinarias de la Legislatura provincial, el gobernador Gildo Insfrán había anunciado una inversión estimada en $12.800 millones para completar esta etapa del proyecto, financiada con recursos del Tesoro Provincial.

«Vamos a iniciar la etapa final de la puesta en marcha del ciclotrón, que comprende la finalización de la infraestructura civil y la adquisición de equipamiento especializado con una inversión estimada de $12.800 millones. Este avance nos permitirá producir radiofármacos para el diagnóstico de alta precisión, consolidando la soberanía tecnológica y sanitaria en un área crítica», señaló el mandatario formoseño.

Ingeniería nuclear

La obra contempla la construcción de la infraestructura específica que demanda este tipo de instalaciones, entre ellas un búnker de alta seguridad diseñado bajo estándares de ingeniería nuclear, además de la incorporación del equipamiento necesario para la operación del ciclotrón y la radiofarmacia.

El proyecto incorpora infraestructura nuclear destinada exclusivamente a aplicaciones médicas. El ciclotrón es un acelerador de partículas capaz de producir radioisótopos que luego son procesados en la Radiofarmacia para obtener radiofármacos utilizados en medicina nuclear. La integración de ambos sistemas permitirá completar en la provincia toda la cadena de producción, control de calidad y distribución de estos insumos estratégicos para el diagnóstico oncológico.

Una vez operativo, el ciclotrón permitirá producir en Formosa radioisótopos de uso médico, materia prima esencial para la elaboración de radiofármacos utilizados en estudios de diagnóstico molecular, especialmente mediante equipos PET/CT (Tomografía por Emisión de Positrones combinada con Tomografía Computada). Debido a la corta vida media de estos radioisótopos, su producción cercana al lugar de utilización resulta determinante para garantizar su disponibilidad y calidad. La incorporación de esta tecnología permitirá reducir la dependencia de insumos provenientes de Buenos Aires, disminuir los tiempos de espera y optimizar la planificación de los estudios diagnósticos.

El proyecto

El proyecto se complementa con la incorporación del equipo PET/CT, instalado en el centro durante 2024, cuya operación requiere el suministro de radiofármacos para la realización de estudios oncológicos de alta precisión.

Desde el Gobierno provincial destacaron que la nueva capacidad instalada fortalecerá el sistema público de salud, ampliando el acceso a diagnósticos y tratamientos de medicina nuclear para los pacientes de Formosa, independientemente de su cobertura médica. Asimismo, señalaron que la producción local de radiofármacos abre la posibilidad de abastecer la demanda de otras provincias del norte argentino e incluso de países limítrofes, consolidando al Centro de Medicina Nuclear y Radioterapia «Dr. Néstor Kirchner» como un nodo de referencia para la región.

“Con la autorización de la Autoridad Regulatoria Nuclear, Formosa avanza en el desarrollo de infraestructura nuclear aplicada a la salud y suma capacidades para la producción local de radioisótopos y radiofármacos”, destacaron desde la gobernación.  Además de fortalecer el acceso a diagnósticos oncológicos de alta precisión, el proyecto posiciona a la provincia como uno de los pocos distritos del país con capacidad para integrar todo el proceso de medicina nuclear, desde la producción de insumos hasta su aplicación clínica.

, Redaccion EconoJournal

El shale argentino consume actualmente alrededor de 6,5 millones de toneladas de arena por año, proveniente mayormente de Entre Ríos y transportadas por camión, pero las proyecciones de la industria indican que esa demanda podría ubicarse entre 10 y 12 millones de toneladas anuales hacia 2030, en línea con el incremento esperado de las etapas de fractura. En ese escenario, la logística deja de ser una cuestión operativa para transformarse en un factor determinante de la competitividad. ¿Cómo hay que hacer para trasladar la arena a Vaca Muerta al menor costo posible?

Un informe elaborado en mayo por Roberto Lino Blanco, consultor del sector y especialista en logística de arena para shale, plantea combinar distintos modos de transporte: trasladar la arena por camión desde las canteras hasta los puertos de Ibicuy y Campana, continuar el recorrido por vía fluvial hasta San Antonio Oeste en Río Negro y completar el tramo final hacia Vaca Muerta mediante un esquema ferroviario y camiones bitrenes para la última milla.

Sin embargo, esta solución multimodal presenta limitaciones. Otros especialistas sostienen que la alternativa ferroviaria es compleja para activar en el corto plazo, ya que requiere inversiones multimillonarias –se estiman en 3.000 millones de dólares– y plazos de ejecución incompatibles con las necesidades actuales de la industria. La creación de una traza San Antonio Oeste-Añelo-Rincón de los Sauces de 661 km tomaría aproximadamente 60 meses a un ritmo de 11 km de vía por mes.

Mientras el desarrollo ferroviario parecería estar descartado, se comienza a explorar soluciones intermedias que permitan aliviar la creciente presión sobre el transporte por camión. La pregunta es si esas soluciones son viables.

El desafío no está en los barcos sino en los puertos

Una de las alternativas que comenzó a analizar la industria es incorporar el transporte fluvial para reemplazar parte de los más de 1.200 kilómetros que hoy recorren los camiones entre las canteras de Entre Ríos y la Cuenca Neuquina. La propuesta apunta a utilizar el barco hasta San Antonio Oeste y, frente a la imposibilidad de contar con un corredor ferroviario en el corto plazo, utilizar transporte por camión para la denominada «milla intermedia» hacia Añelo y Rincón de los Sauces.

En un principio, especialistas del sector afirmaban que el principal desafío pasaba por la disponibilidad limitada de embarcaciones, enmarcado en el Decreto/Ley 19.492/44 que establece que el cabotaje nacional por agua puede ser prestado únicamente por barcos argentinos, los cuales no darían abasto. Sin embargo, distintas fuentes coinciden en que el dilema es otro.

«El problema no son los barcos, sino dónde cargás y descargás la arena. Después tenés que almacenarla y volver a despacharla por tren o por camión. Ahí está el verdadero cuello de botella», explicó Ángel Padilla, integrante del Departamento de Transporte y Logística de la UIA.

Respecto a la cantidad de buques disponibles, el especialista sostuvo que la modificación del régimen de cabotaje impulsada por el Gobierno es innecesaria y no resolvería el problema real. Según explicó, el sistema vigente ya contempla excepciones que permiten incorporar buques de bandera extranjera cuando no existe oferta nacional suficiente, por lo que el verdadero desafío pasa por desarrollar infraestructura portuaria, reducir los costos de estiba (tarifas por la carga, descarga y acomodo) y mejorar la eficiencia operativa de las terminales.

Ese diagnóstico es compartido por un empresario del sector arenero consultado por EconoJournal, quien aseguró que el transporte fluvial fue evaluado en distintas oportunidades por la industria, aunque hasta el momento no logró competir en costos con el esquema actual. Según explicó, cada transferencia de la arena -desde el camión al barco, del barco al puerto y nuevamente al transporte terrestre- incorpora nuevas operaciones de carga, descarga y almacenamiento, lo que incrementa los costos logísticos y genera mermas del material.

“Hoy las operadoras cargan en camión desde Entre Ríos y lo llevan directo al pozo. Eso es lo más práctico y barato”, explicó. A su entender, ese escenario podría comenzar a cambiar únicamente cuando el crecimiento de la actividad termine por saturar la infraestructura vial y obligue a buscar alternativas que permitan sostener el ritmo de desarrollo. «Toda solución que sea más cara que el transporte en camión no se va a poner en marcha hasta que el sistema colapse», sentenció.

Cómo hacer más eficiente al camión

Si el camión se mantiene como la opción más viable de la logística de arena para los próximos años, la discusión pasa entonces por cómo volverlo más eficiente y reducir sus costos operativos.

Juan Manuel Bazaul, titular de la empresa logística JBS, considera que una de las alternativas que gana terreno es la incorporación de camiones impulsados a GNC o GNL. Bazaul aseguró que la migración ya comenzó en algunas empresas del sector y sostuvo que el ahorro operativo permite recuperar la inversión inicial. Sin embargo, hizo una distinción entre el GNC y el GNL. Mientras que el GNL ofrece una mayor autonomía para recorridos de larga distancia, requiere plantas de licuefacción cuya construcción demanda inversiones mucho más elevadas. El GNC, en cambio, aprovecha una infraestructura de abastecimiento ya instalada. «Es viable migrar. El desafío es animarse a invertir», afirmó.

Otra de las herramientas que aparece en el horizonte son los bitrenes. Según el empresario, este tipo de unidades permite reducir el costo por tonelada transportada al aumentar la capacidad de carga, aunque su implementación requiere de rutas aptas y una estructura de costos diferente a la de un camión convencional, ya que se trata de unidades que no solo demandan una inversión inicial superior, sino también mayores costos operativos: valor del equipo, mantenimiento, consumo de combustible y necesidad de conductores especializados.

De cara al crecimiento esperado de Vaca Muerta, el desafío según Bazaul pasa por mejorar la infraestructura y avanzar en un proceso de modernización que involucre tanto a las operadoras como a sus proveedores. «Hay que invertir en tecnología, equipamiento, capital humano y herramientas que permitan bajar costos y volvernos más eficientes», resumió.

¿Cuál es, entonces, la mejor solución? Lejos de existir una hoja de ruta clara, cada alternativa resuelve un problema mientras abre otros. El tren requiere inversiones y plazos incompatibles con las necesidades actuales de la industria, el transporte fluvial todavía enfrenta obstáculos de competitividad, y los bitrenes y camiones impulsados a gas demandan inversiones tanto de proveedores como de las operadoras.

A corto plazo, la opción más viable según las fuentes consultadas sería la optimización del sistema actual con camión: aumentar la capacidad de carga mediante bitrenes, avanzar hacia la incorporación de flota impulsada a gas e invertir en infraestructura en rutas y tecnología para los camiones. Las alternativas ferroviarias y fluviales, en cambio, permanecerían como una discusión de más largo plazo, cuyo desarrollo dependerá de resolver primero los desafíos de infraestructura y competitividad que hoy limitan su implementación.

, Redaccion EconoJournal

Los despidos anunciados la semana pasada en la Comisión Nacional de Energía Atómica dejaron virtualmente paralizadas áreas clave del organismo y afectaron el cumplimiento de contratos de servicio que le reportan recursos sustanciales a la institución. Así se lo hicieron saber al presidente del organismo, Martín Porro, dos gerentes de área que solicitaron por escrito la reincorporación de su personal. Además, renunciaron tres gerentes en disconformidad con las desvinculaciones de los profesionales contratados.

Frente al impacto que generaron los despidos en algunas áreas, las autoridades aseguraron ante los gremios y algunos gerentes estar dispuestas a revisar casos particulares, pero ya adelantaron que no habrá una reincorporación masiva de los despedidos.

Este lunes estaba prevista una nueva reunión con el sindicato que inició poco antes del mediodía, pero al mismo tiempo comenzaron a llegarles los telegramas al personal despedido que el martes de la semana pasada se había enterado de la novedad a través del sistema de Gestión Documental Electrónica.

Ese mismo martes Porro justificó en la red social X las desvinculaciones al afirmar que “no hubo despidos de personal científico ni estratégico”. Luego agregó que “la medida forma parte de una serie de cambios que está implementando nuestra gestión desde su inicio, cuyo objetivo central es el crecimiento y la modernización de una estructura organizativa que necesita mayor dinamismo en todos sus proyectos”. “Cabe aclarar que ningún operador licenciado, investigador ni personal especializado fue desvinculado. Que quede claro, estamos buscando potenciar la CNEA, no disminuirla”, insistió. Sin embargo, los pedidos formulados por varios gerentes de la entidad contradicen esas afirmaciones.

Áreas paralizadas e ingreso de recursos en riesgo

El gerente del Área Energía Nuclear, Juan Manuel Ranalli, también le envió una carta a Porro solicitándole la reincorporación de los seis trabajadores despedidos de su área. “La interrupción de sus vínculos laborales genera un impacto sumamente negativo y un perjuicio directo sobre la operatividad de instalaciones críticas, la continuidad de proyectos de absoluta relevancia para la casa y que atañen a cuestiones estratégicas, así como al cumplimiento de compromisos contractuales vigentes que representan dividendos sustanciales para la Institución”, dice en la solicitud que elevó el miércoles pasado a la presidencia de la CNEA.

“Las referidas desvinculaciones resultan contradictorias a los lineamientos de generación de recursos y vectores de exportación, formulados por el Sr. Secretario de Asuntos Nucleares en la Sede Central de nuestra institución, durante la celebración del 31 de mayo de 2026”, agrega luego.

Los trabajadores por los que reclamó Ranalli son Paula Alderete, Gustavo Menéndez, Gustavo Bosisio, Micaela Bianchi, María Eugenia Martínez y Ailén Bárbara Disi. En cada caso formuló una breve justificación sobre por qué es importante que continúen realizando sus tareas.

En el caso de Paula Alderete, Ranalli detalla que “es la única operadora calificada del Microscopio Electrónico de Barrido en el Centro Atómico Constituyentes y “su baja pone en riesgo inminente las acreditaciones bajo norma ISO/IEC 17025 (ante la OAA) e ISO 9001 (ante IRAM), siendo este laboratorio el único de su tipo acreditado en toda América Latina”. “Desconocer su rol documental y técnico de cara a la auditoría de mantenimiento de septiembre de 2026 afectará de forma irreversible la reputación institucional internacional (validada históricamente ante organismos como la Atomic Energy of Canada Ltd. – AECL)”, agrega Ranalli.

Otro de los argumentos que esgrime Ranalli para defender a Alderete está vinculado con el impacto económico y comercial que generaría su salida. “La agente gestiona de manera autónoma todo el circuito comercial (turnos, cotizaciones, preparación de muestras e informes técnicos en GDE). Bajo su operación, la facturación por servicios a terceros creció exponencialmente, pasando de $1.894.398 (2023) a un récord de $8.787.750 (2025). En los primeros seis meses de 2026, ya registra $4.687.000 (135 turnos), proyectando un cierre anual histórico que quedará completamente paralizado, obligando a cancelar turnos asignados”, dice la carta. Alderete contó su situación en algunos programas de radio y fue hostigada en la red social X por numerosas cuentas anónimas de simpatizantes del gobierno.

Al pedir por Gustavo Menéndez, Ranalli remarca que “el LENAP (Laboratorio de Ensayos de Alta Presión) cuenta con el contrato CP-I-06/26 vigente con NA-SA por un monto aproximado de $1.000.000.000.- para el ciclado térmico de la soldadura de soportes del moderador. Este proceso crítico requiere el funcionamiento continuo del circuito por tres meses en cuatro ciclos sucesivos. Su remoción desarticula el equipo especializado necesario para estas maniobras de alta complejidad”.

Otro ejemplo es el de Gustavo Bosisio, encargado directo de la gestión, logística y preservación decomponentes del Sistema de Protección del Reactor (SPR) y los Sistemas de Instrumentación Nuclear (SIN) del Reactor Multipropósito RA-10. “Su desvinculación afecta severamente los cronogramas comprometidos para la puesta en marcha del reactor al punto de no poder garantizar de forma alguna el cumplimiento de las responsabilidades asumidas, dice Ranalli.

El jefe de Bosisio destaca también su papel como responsable del control de stock de insumos para contratos clave CNEA-NASA. “Durante su gestión lideró la reorganización integral del depósito y el acondicionamiento bajo estrictos estándares de trazabilidad de más de 70 kg de piezas electrónicas complejas, un rol especializado que no posee reemplazo inmediato”, agrega.

El listado de despedidos también incluyó a la doctora en Física Micaela Bianchi, quien, según se destaca, antes de su desvinculación se encontraba en la etapa final de una capacitación altamente especializada en el Centro Atómico Bariloche para asumir de forma independiente el Análisis por Activación Neutrónica de muestras biológicas. “Ante la próxima jubilación del Dr. Ribeiro Guevara, la Dra. Bianchi es la única profesional con la capacidad técnica remanente en la institución para realizar dicha tarea. Su cese de actividades extingue la continuidad operativa y la sostenibilidad de esta línea de investigación y servicio”, sostiene Ranalli.

Los despidos también dejaron al borde de la parálisis al sector administrativo. Así lo expresa Ranalli al pedir que den marcha atrás con el despido de Ailén Bárbara Disi: “El área administrativa asiste a los 117 agentes de la Gerencia Materiales (GMAT) en la totalidad de sus trámites (RRHH, compras, licitaciones, BAPINES y contratos). El sector ya atravesaba una exigencia extrema originada por dos bajas recientes del personal de mayor trayectoria (por jubilación y pase interno). La referida desvinculación en este contexto sitúa al área en una parálisis operativa inminente.

De la celebración al despido

El titular de la Gerencia de Combustibles Nucleares, Oscar Edmundo Novara, le solicitó por escrito a Martín Porro que revierta la desvinculación de Mauricio Nicolás Benegas por el “desempeño altamente satisfactorio” que ha venido demostrando en su cargo.

“El agente Benegas es técnico electromecánico y reviste en el Dpto. Tecnología de las Aleaciones de Circonio de la Gerencia de Combustibles Nucleares, con un desempeño altamente satisfactorio en la Planta Piloto de Fabricación de Aleaciones Especiales en los dos años y medio que lleva trabajando en la CNEA, que incluye dedicación extensiva con cumplimiento horario impecable, tal como se puede verificar en los registros de asistencia mensuales”, dice Novara en la carta que envió el martes pasado, el mismo día en el que se anunciaron los despidos.  

Luego Novara ofrece mayores detalles sobre las funciones de Benegas. “El agente contribuyó significativamente en las tareas de desarrollo y puesta a punto del proceso de extrusión de las barras de control de Ag-In-Cd para el reactor CAREM. También tuvo una participación activa en los procesos de laminación de cables de Cu con aislación mineral que se fabricaron para el reactor OPAL, en el marco de una asistencia a INVAP”.

Lo más llamativo es el dato que destaca al final de su carta cuando explica la participación de Benegas en el proceso de fabricación de las sondas detectoras de flujo neutrónico

para las centrales nucleares de potencia Atucha I y Atucha II, como parte de un contrato con Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA). “Como ejemplo que contrasta notoriamente con la decisión de cancelar su contrato, en el día de ayer –el mismo día de su despido– el Téc. Benegas finalizó el arreglo de un horno de la planta por su cuenta, sin requerir la participación de contratistas. Por sus características, este horno es una herramienta fundamental para los tratamientos térmicos intermedios entre los pasos de laminación y trefilación de los cables de Cu (cobre) que forman parte de la ruta de fabricación de los detectores”, subraya Novara.

Por último, afirma que “la intervención del Téc. Benegas generó júbilo y alivio en el grupo ya que permite continuar con el desarrollo de este importante suministro y cumplir en tiempo y forma con la asistencia técnica a la que el sector se ha comprometido sin tener que recurrir a contratistas externos, evitando así mayores costos y retrasos”.

Renuncias a tres gerencias

Luego de los despidos también se conoció la renuncia de tres gerentes del organismo: Karina Pierpauli, gerenta de Área Investigación, Desarrollo e Innovación; Fabiana Gennari, gerenta de Investigación Aplicada; y Alejandra Calvo, gerenta del Centro de Investigación Laboratorio Argentino de Haces de Neutrones.

Karina Pierpauli renunció a su gerencia el jueves 2 de julio. “Las condiciones actuales de gestión y operación institucional difieren sustancialmente de aquellas acordadas al asumir mis funciones. En virtud de que este nuevo marco de trabajo no ha sostenido los compromisos preexistentes —los cuales guían de manera estricta mis valores personales y profesionales—, considero que no me es posible continuar acompañando la gestión del organismo desde la conducción de esta Gerencia de Área”, sostuvo en su carta la ingeniera química.

Fabiana Gennari compartió mismos argumentos en una carta dirigida a la propia Pierpauli, de quien dependía: “Mi incorporación a este rol tuvo como premisa fundamental la conformación de un equipo de trabajo orientado a alcanzar objetivos claros, en un marco de diálogo constante y construcción conjunta. No obstante, y ante su reciente decisión de dar un paso al costado compartiendo sus motivos (“las condiciones actuales de gestión y operación institucional difieren sustancialmente de aquellas acordadas al asumir mis funciones”), considero que el compromiso asumido en el cargo ha finalizado”.

Por último, Alejandra Calvo se limitó a comunicar su renuncia a la gerencia el miércoles pasado, sin dar mayores argumentos.

, Fernando Krakowiak

El gobierno de Rolando Figueroa retomará el lunes 13 de julio la negociación paritaria con tres sindicatos estatales de Neuquén, en un clima marcado por el debate sobre la renta de Vaca Muerta tras la sanción de la ley de GNL en la Legislatura. La Provincia llegará a esa instancia con la premisa de contener el equilibrio presupuestario, mientras que los gremios buscarán una recuperación de los salarios que no se limite a sostener las actualizaciones atadas a la inflación.

Esta paritaria, que incluye a todos los empleados públicos a excepción de los docentes, involucra a unos 35.000 agentes y a más de un 56% de la masa salarial de la provincia, que se ubicó en 350.000 millones el último mes.

El gobierno de Figueroa viene de un buen primer semestre en cuanto a la evolución de los recursos que, en general, crecieron por encima de los precios.

Como publicó EconoJournal, en el caso de las regalías, la guerra en Medio Oriente empujó hacia arriba el precio del barril de petróleo, lo que redundó en aumentos reales por encima del 50% en abril y mayo para estos ingresos de los que ahora reclaman su parte los estatales.

La recaudación de junio, sin embargo, marcó un récord, con ingresos mensuales de 327.000 millones de pesos. Es más del doble en términos reales de lo que Neuquén había recibido en igual mes del 2025 y acerca a la provincia a un hito que solo alcanzó en el momento de mayor producción de Loma La Lata: que los ingresos de regalías alcancen para pagar los sueldos estatales.

Los sindicatos que serán recibidos por los funcionarios de Economía y Gobierno el lunes son ATE, UPCN y la Unión Neuquina de Agentes Viales Provinciales (Unavp). El que representa a los docentes, ATEN, no fue incluido en la negociación porque firmó un acuerdo con vigencia a todo el 2026.

Los demás, en cambio, acordaron un esquema de actualizaciones trimestrales atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) por el período enero-junio.

El gobierno ya pagó un aumento salarial del 9,13% por el primer trimestre y tiene pendiente una suba más que se definirá cuando se conozca el martes de la semana que viene la inflación de junio. De acuerdo a los datos que ya se conocen de abril y mayo, podría rondar un 7% en este segundo trimestre del año.

Un acuerdo «único en el país»

Los sindicatos involucrados en esta negociación ya anticiparon que reclamarán continuar con las subas salariales atadas al índice de inflación, aunque con algunos cambios.

Hoy la provincia calcula un ponderado entre el 50% de lo que mide el Indec y el 50% de lo que mide la dirección provincial de Estadística y Censos. UPCN, por ejemplo, pedirá que esa fórmula se desestime y, en cambio, para la suba salarial se aplique el porcentaje que sea más alto de los dos.

Esto ha sido motivo de debate en negociaciones anteriores. Algunos sindicatos llegaron a solicitar que solo se utilice la medición neuquina, cuando solía dar por encima de la nacional, aunque es una tendencia que no se repite mes a mes.

Por otra parte, ATE anticipó que irán por una «recuperación» que implique, no solo sostener el esquema de aumentos por inflación, sino también una ingeniería de ajustes sobre otros ítems de los salarios.

En la negociación del primer semestre se llevaron un bono extraordinario de 350.000 pesos más otro importe similar en concepto de «ropa de trabajo».

El gobierno de Figueroa no ha dado anticipos sobre cómo se sentará a negociar con los gremios, pero el gobernador destaca siempre que puede que el acuerdo que tiene Neuquén para actualizar los sueldos por IPC «es único en el país», aunque requiere un gran esfuerzo presupuestario por parte de la Provincia.

GNL, regalías y clima electoral

La discusión salarial que se abrirá la próxima semana viene precedida por el debate en la Legislatura de la ley que aprobó las condiciones para el proyecto de YPF de producir GNL con el gas de Vaca Muerta.

El gobierno de Rolando Figueroa acordó con la petrolera de mayoría estatal un esquema de regalías diferenciales que, por primera vez, habilitan a la Provincia a cobrar menos del 12% por la extracción de sus recursos. La ley autorizó un régimen móvil en el que oscilarán entre el 7,5%, el 10% y el 12% según sea la rentabilidad del negocio.

Esa fue la principal crítica que plantearon los sindicatos estatales a la ley, al plantear que Neuquén resignará parte de su renta para garantizarle condiciones más favorables para invertir a YPF y sus socios internacionales.

«Hoy no hay excusa. Si están regalando los recursos de la provincia a las multinacionales, vamos a ir por la billetera del Estado a pedir, no solo el IPC, sino que recompongan nuestro salario», afirmó el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, durante la movilización que se realizó en la Legislatura el día de la sesión.

Allí también abrió expectativas para otros sectores del universo estatal como los trabajadores docentes, quienes ahora se ven tentados de pedir la reapertura de su propia paritaria. «Lo que nos toque discutir va a ser para todos», afirmó Quintriqueo.

El dirigente que aglutina a buena parte de la masa estatal de la provincia también se juega estos meses su construcción política rumbo al 2027. El año pasado compitió por una banca de senador con su flamante partido Más por Neuquén y aspira a disputar cargos en municipios y en la provincia en las elecciones que vienen.

Quintriqueo es un aliado declarado del intendente de Neuquén capital, Mariano Gaido, con quien supo disputar reñidas negociaciones salariales cuando el jefe comunal era ministro de Jorge Sapag. Esa cercanía, sin embargo, aún no lo ubica encolumnado detrás del armado de Figueroa.

Cuánto cobran los empleados estatales en Neuquén

El gobierno de Neuquén destina unos 350.000 millones mensuales para el pago de sueldos de los trabajadores estatales, cuyos montos iniciales rondan los 1,2 millones de pesos según los datos del ministerio de Economía.

En una provincia atravesada por Vaca Muerta y la permanente tensión entre los sueldos que paga la industria petrolera y un costo de vida que otros sectores no pueden alcanzar, los estatales volverán a poner el foco en mejorar esos pisos.

Actualmente, un agente administrativo sin antigüedad cobra alrededor de 1,2 millones, mientras que un maestro de grado que recién se inicia alcanza 1,4 millones.

En la policía, el sueldo más bajo arranca en 1,8 millones de pesos.

En salud, donde el gobierno de Rolando Figueroa tiene varios frentes sindicales abiertos, un médico residente percibe un salario mensual de 2,9 millones de pesos, uno con dedicación exclusiva 3,1 millones, pero uno con una carga horaria de 30 horas apenas supera los 1,5 millones.

, Andrea Durán

La Provincia de Neuquén decidió reconfigurar las reglas de juego para el uso de un insumo clave en Vaca Muerta y dictó una nueva reglamentación que modifica el canon por el uso del agua con fines industriales y para la actividad no convencional. La norma -publicada bajo el Decreto 792/26-le permitirá anticiparse al desembarco de los grandes proyectos que queden bajo el paraguas del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

El timing de la nueva reglamentación -que entró en vigencia este 1° de julio- posibilitará a la gestión de Rolando Figueroa a responder a la arquitectura legal del RIGI ya que, una vez que los proyectos hidrocarburíferos ingresan al régimen federal, las provincias pierden margen de maniobra para alterar la ecuación de costos debido a las garantías de estabilidad fiscal y tributaria a largo plazo que establece. También va en línea con las exigencias de mayor sustentabilidad que el gobierno planteó las compañías de Vaca Muerta.

De esta forma, los cambios introducidos ahora por el gobierno neuquino buscan enviar una señal económica lo suficientemente agresiva como para que las operadoras eviten la inyección de flowback (agua de retorno de fractura) en pozos sumideros y comiencen a financiar nuevas tecnologías de reúso.

¿En qué consisten los cambios?

La nueva norma introduce dos modificaciones clave a la legislación original. Hasta ahora, el valor del recurso se regía a través de la Disposición N° 0352/16, que había fijado el Canon Básico para el Uso Industrial de Aguas Públicas en apenas $2,16 por metro cúbico. Si bien posteriormente se aplicaron resoluciones para actualizar sus valores, en la práctica el costo en pesos era marginal dentro de los gastos de una perforación.

La Disposición 260/26, articulada con el mencionado decreto, introduce una actualización automática de manera bimestral al cobro del canon del agua para uso en la Exploración y Explotación No Convencional. Esto evita que la provincia deba emitir nuevas resoluciones de actualización de forma constante, tal como se hacía desde 2016.

En segundo lugar, incorpora una fórmula por la cual el canon cobrado se calculará utilizando como referencia el Gasoil Grado 3 (Premium) de YPF en Neuquén capital. Este nuevo esquema abandona las sumas fijas e indexa el costo del recurso hídrico directamente al precio del combustible en surtidor. De esta forma, desde el 1° de julio de 2026, el canon será el equivalente a 2,5 litros de Gasoil Grado 3 por metro cúbico (m3) de agua captada. A partir del 1° de enero de 2027, el valor escalará a 3 litros por m3 quedando indexado de forma automática mediante declaraciones juradas bimestrales.

El factor RIGI: fijar precio antes de la estabilidad fiscal

Esta nueva reglamentación le permite a Neuquén anticiparse mediante la actualización de una tarifa que, en los hechos, desmotivaba la reutilización del agua en los proyectos hidrocarburíferos de Vaca Muerta. Asimismo, contempla el fuerte impacto que tendrá sobre las cuencas la actividad proyectada para el período 2029/30, frente a la crisis hídrica que atraviesa la provincia.

“En el contexto actual, en el que Vaca Muerta tiene varios proyectos solicitando el RIGI, es una forma de resguardar tarifas a futuro, teniendo en cuenta que luego las pautas no podrán modificarse por 30 años”, opinó a Econojournal Pedro Brissio, socio gerente de Confluencia Ambiental.

Para entender el impacto de la medida hay que mirar el balance hídrico de Vaca Muerta: el desarrollo masivo de pozos horizontales demanda volúmenes que requieren desde 30.000 a 72.000 m3 de agua por pozo. Una vez realizada la estimulación hidráulica, el pozo devuelve a la superficie el flowback, un fluido que regresa con una carga alta de salinidad, además de químicos y arenas residuales.

Según el informe “Cadena de Valor para el desarrollo de Vaca Muerta: Análisis y Proyección de los Insumos y Servicios Requeridos”, elaborado en 2025 por el Instituto Argentino del Gas y el Petróleo (IAPG), en el pico de actividad de Vaca Muerta (previsto para 2029) se consumirán entre 60 y 70 millones de m3 de agua. Si se considera el período 2026-2040, el volumen se disparará a entre 700 y 800 millones de m3 en total, una cifra equivalente al 3% del caudal del río Limay en un año.

“Hasta hoy, el destino del agua en Vaca Muerta se dividía en tres opciones: riego, reúso industrial o pozos sumideros. Sin embargo, en la realidad el 97% del agua va a parar a los pozos sumideros. Apenas un 3% se recicla en proyectos piloto muy puntuales”, agregó Brissio.

En este sentido, afirmó que como el costo de captar agua dulce del río era insignificante, las empresas no tenían incentivos para costear la infraestructura o tecnologías de tratamiento del flowback. El mismo argumento sostiene el decreto oficial, el cual plantea específicamente que “los costos económicos de los proyectos de reúso compiten principalmente con el canon aplicable al agua captada, sin que exista una obligación general impuesta por el Estado (…) Los valores vigentes no resultan suficientes para generar señales económicas compatibles con los objetivos de reúso, eficiencia hídrica y preservación del recurso perseguidos por la Provincia”.

Tecnologías y costos: el nuevo cálculo de las operadoras

El encarecimiento del agua dulce forzará un cambio de paradigma tecnológico en los próximos meses. Tratar el flowback requiere procesos disímiles que van desde la filtración básica y tratamientos físico-químicos hasta la ósmosis inversa. El remanente es un agua altamente salina que exige un blendeo (mezclado) con agua dulce del río para bajar su salinidad y poder darle nuevos usos.

“Antes, con los cánones bajos, ni se evaluaban las tecnologías de tratamiento. Con este nuevo esquema de precios, las empresas ya tienen la necesidad de sentarse con un prestador de servicios a evaluar qué tecnología les conviene contratar para reducir el pago del canon”, detalló Brissio.

Aunque el impacto inicial sobre el opex (costo operativo) de las productoras será notorio, en el gobierno neuquino confían en que la medida acelerará la masa crítica de proyectos de reciclado. El objetivo técnico de mínima es que las unidades de tratamiento permitan elevar los niveles de reúso en el circuito de fractura a un 10% o 15% en el corto plazo, cerrando paulatinamente un circuito hídrico circular en el corazón de Vaca Muerta.

Para esto, el gobierno provincial presentó a las compañías otro incentivo explicitado en el artículo 5° del Decreto 792/26 que les permitirá reducir en gran medida el valor del canon del agua si incorporan “esquemas de aprovechamiento complementario del agua pública captada, destinando parte del recurso autorizado a proyectos productivos, agropecuarios, forestales, industriales, ambientales, o de cualquier otra naturaleza que sean declarados por la Provincia del Neuquén como estratégicos para el desarrollo económico, social o ambiental de la misma”.

Fuentes provinciales confirmaron a este medio que el objetivo de este artículo es que las empresas cuenten con un incentivo económico que también las impulse al reúso del agua y su aplicación a nuevos sistemas productivos.

, Laura Hevia

Servimagnus, empresa enfocada en salvamento, remoción de restos náufragos, dragado, balizamiento y otros servicios de alta complejidad, participando en proyectos vinculados al desarrollo de la infraestructura portuaria del país, finalizó la remoción integral de la draga 259-C Mendoza, una embarcación que permanecía inactiva desde hacía más de diez años en el Puerto de Mar del Plata y que representaba un importante pasivo ambiental. La obra se realizó en el marco de un contrato adjudicado por la Administración General de Puertos S.E. mediante licitación pública.

El proyecto incluyó la extracción de la embarcación del espejo de agua, su reducción en tierra y la disposición final de los materiales, lo que permitió liberar un sector de alto valor operativo para el puerto.

Además de recuperar espacio para la actividad portuaria, la intervención tuvo un impacto ambiental significativo. La draga contenía hidrocarburos, sedimentos contaminados y otros residuos peligrosos, entre ellos materiales aislantes con contenido de asbesto, distribuidos en distintos sectores de la estructura.

La operación de remoción de la draga Mendoza

Para llevar adelante la operación, Servimagnus desplegó equipos especializados, incluida la grúa flotante Magnus IX, junto con maquinaria pesada, equipos de corte, medios de transporte y personal técnico especializado.

Como parte del proceso, cerca de 2.500 toneladas de acero naval fueron recuperadas y enviadas a acería para su reciclaje mediante procesos de fundición, favoreciendo la reutilización de materiales y la economía circular.

La ejecución de la obra

La ejecución de la obra implicó importantes desafíos técnicos debido al tamaño y las características de la embarcación, así como a la necesidad de trabajar dentro de un puerto en funcionamiento sin interferir con la operatoria habitual.

En ese sentido, el gerente de Operaciones de Servimagnus y responsable del proyecto, Diego Martínez, destacó que «la planificación fue un factor determinante para el éxito del proyecto. Cada etapa fue cuidadosamente coordinada para garantizar una ejecución segura y eficiente, manteniendo en todo momento la operatividad del puerto y cumpliendo los más altos estándares técnicos, ambientales y de seguridad».

El gerente General de la compañía, Marcos De Vincenzi, afirmó que la finalización de la obra «representa un hito muy importante para Servimagnus. No solo demuestra nuestra capacidad para ejecutar proyectos integrales de alta complejidad técnica y ambiental, sino que también refleja el compromiso que asumimos con nuestros clientes y con el desarrollo de la infraestructura portuaria de la Argentina».

, Redaccion EconoJournal

Eran cerca de las 15:00 de un día de febrero del año pasado cuando un temporal se levantó casi de imprevisto en Bahía Blanca, al sur de la provincia de Buenos Aires, y en unos 15 minutos se desató un viento de más de 100 km/h que sorprendió a todos en la ciudad, pero también a quienes viajaban por las rutas cercanas, porque de pronto los parques eólicos pararon y las palas de los aerogeneradores dejaron de girar.

Videos tomados instantes después registraron la escena —en Bahía Blanca se recuerda ese temporal por el tamaño del granizo y porque fue unos días antes de la trágica inundación de marzo 2025— e incluso, ya con el cielo casi despejado y el paso de las ráfagas, los parques eólicos seguían con la generación detenida.

Fueron los sistemas de protección: los aerogeneradores están diseñados para detectar vientos extremos y resguardarse ante posibles daños. A partir de determinada velocidad, dejan de generar electricidad. En la industria se lo considera algo necesario para proteger su integridad.

Cutt off

Al mecanismo se lo conoce como “cutt off” o “cut out” y está documentado, entre otros, por la Asociación Empresarial Eólica de España y distintos fabricantes: la velocidad de viento máxima de los aerogeneradores suele establecerse alrededor de los 25 metros por segundo, unos 90 kilómetros por hora, velocidades poco habituales en forma continua, pero que pueden darse en situaciones de tormenta.

Otro de los registros en Argentina de una caída de este tipo se observó el 8 de marzo de 2022, cuando se detuvo toda la generación eólica del nodo de Puerto Madryn, en la provincia de Chubut: “Pasamos de tener el sistema patagónico contra la máxima exportación admisible a un intercambio prácticamente nulo en pocos minutos”, publicó en LinkedIn Fabian Ferrer Petit, ingeniero de operación en Cammesa, quien compartió un gráfico de cómo se vio en ese momento el efecto de los fuertes vientos sobre la generación afectada.

En el nodo eólico Bahía Blanca también ocurrió en otra ocasión con registro de cutt off de Cammesa. Fue el 24 de marzo de 2022, durante un ciclón que se sintió en varias zonas del país y que tuvo un efecto en el total de generación de ese nodo eólico.

Palas paralelas al viento

La Asociación Empresarial Eólica española explica que la producción de energía eléctrica comienza con vientos suaves de 3 m/s (unos 10 km/h), que es la velocidad de arranque o cut-in, y se extiende hasta el límite máximo de operación según la tecnología en torno a 90 km/h. 

Cuando se alcanza esa velocidad, el aerogenerador activa automáticamente su sistema de control de paso (pitch control) para reducir las cargas y, si es necesario, detener el rotor.

Según la misma asociación, las palas se colocan paralelas al viento, no perpendiculares como es habitual, y se procede a la parada del generador. Las paradas por seguridad son necesarias, ya que de lo contrario la fuerza excesiva del viento podría dañar la máquina.

En aquel temporal de Bahía Blanca el cutt off fue breve: pocos minutos después el parque eólico sobre RN3 comenzó a operar nuevamente.

, María Eugenia Rodríguez

Genneia, la principal compañía generadora de energías renovables del país, inició el proceso para comenzar a cotizar sus acciones tanto en la Bolsa de Nueva York como en Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA). Desde la empresa indicaron que el proceso está en una etapa inicial y que no implica que la operación vaya a concretarse, ante una consulta de EconoJournal. De suceder, Genneia sería la primera empresa argentina en realizar una oferta pública inicial en Wall Street en más de ocho años.

La compañía, que tiene como presidente y accionista al empresario Jorge Brito, presentó el prospecto preliminar necesario para registrar una oferta pública inicial (IPO) ante la Securities and Exchange Commision (SEC), la agencia reguladora del mercado de capitales en los Estados Unidos.

La IPO más reciente de una empresa argentina en Wall Street corresponde a otra compañía generadora, Central Puerto, que comenzó a cotizar en la Bolsa de Nueva York en 2018.

Genneia inició un proceso de oferta pública de acciones en Wall Street

El formulario F-1 registrado por Genneia indica el lanzamiento de una oferta global de acciones que combine una colocación internacional con otra en la Argentina. Las acciones de Genneia se ofrecerán mediante American Depositary Shares (ADS) y cotizarían en la NYSE bajo el símbolo GENN.

Genneia mantendrá una estructura accionaria de doble clase. Las acciones Clase A conservarán cinco votos por acción. Las Clase B (las únicas que se ofrecerán al público) otorgarán un voto por acción. En cualquier caso, el grupo controlador mantendrá el control de la sociedad aun después de la colocación, amparado en la figura de “controlled company” contemplada en las normas de gobierno corporativo de la NYSE.

Por ser un prospecto preliminar la documentación no incluye información relevante para la operación, como la cantidad de acciones que se ofrecerán, el monto que la empresa quiere captar ni la fecha del debut bursátil. Incluso se advierte que el prospecto puede ser revisado y modificado por la SEC.

De avanzar con una IPO, la coordinación global de la operación será realizada por Morgan Stanley y BTG Pactual, mientras que BofA Securities, J.P. Morgan y Latin Securities actuarán como colocadores.

Genneia es la empresa generadora con mayor capacidad de generación con energía eólica y solar instalada en el país. La empresa proyecta superar este año los 1700 MW de potencia instalada, tras concretar en Mendoza un plan de inversiones en parques solares.

El Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, Mendoza, fue su último parque inaugurado, con una capacidad de 180 MW. Se trata del desarrollo fotovoltaico más grande de la provincia y que demandó una inversión de US$ 160 millones.

, Nicolás Deza

La transformación digital del sector del oil & gas en la Argentina está empujando un cambio de paradigma en el desarrollo de obras, en el cual el principal desafío ya no es la disponibilidad de la tecnología. En este escenario, dos de las principales compañías de la industria como YPF y Techint coincidieron en que el éxito de la metodología BIM (Building Information Modeling) y de los gemelos digitales se trasladó a la capacidad de alinear de forma transversal a toda la cadena de valor.

El mayor potencial de eficiencia y ahorro de estas herramientas se manifiesta en la integración de los procesos, redefiniendo los costos tanto en la ejecución del capex como en las etapas posteriores de operación y mantenimiento. Así se planteó en la antesala del encuentro internacional BIM for All 2026, para el cual el Cluster BIM Córdoba organizó un panel en la Ciudad de Buenos Aires enfocado en la innovación y la gestión inteligente de proyectos en la industria energética.

De la mesa dedicada al sector energético participaron Marcelo Duarte, Gerente de Procesos – VP de Infraestructura de YPF; Gustavo Rojas, Digital Engineering Sr Manager de Techint; Gustavo Guitera, Regional Digital Enterprise & Business Development de Siemens y Lautaro Gelso, Gerente de Proyectos en AESA.

El eje central del debate estuvo marcado por las coincidencias entre YPF, el principal owner y dinamizador de inversiones del país, Techint, el mayor EPCista encargado de la ingeniería y construcción de las grandes obras, y Siemmens y Aesa como dos de los principales tecnólogos del sector. Esta convergencia requiere superar la tradicional fragmentación de la industria para consolidar un ecosistema integrado. Los panelistas coincidieron en que optimizar los millonarios presupuestos necesita que la información digital nazca de manera temprana en el diseño y se transfiera sin fricciones entre el cliente, el constructor y el proveedor.

Cómo adecuarse sin acelerar el caos

Durante su exposición, Marcelo Duarte ponderó la innovación como la solución indispensable para procesar grandes volúmenes de datos en tiempos reducidos, aunque advirtió sobre la necesidad de adecuar las estructuras internas. Al respecto, el especialista de YPF enfatizó: “Ajustar tecnología, procesos y personas es clave; el gran riesgo es acelerar el caos si los procesos no están adecuados”. En ese sentido, remarcó la importancia de la capacitación para evitar la exclusión de empresas y operarios locales en el mercado de proveedores.

Duarte hizo hincapié en las ventajas de proyectar mediante gemelos digitales en etapas tempranas, lo que permite instruir al personal antes de la puesta en marcha de las instalaciones y del posterior ramp up. El directivo concluyó que el owner debe tender puentes transversales entre el universo del Capex, IT y OT, señalando que «hay que hablar de colaboración y pensar en ir todos a una mesa para hacer proyectos bien hechos en la Argentina, reuniendo a owners, epcistas y tecnólogos”.

Por su parte, Gustavo Rojas enfocó su exposición en el reto que tiene el constructor para integrar toda la cadena de valor y transformar un diseño en un activo construible, operable de forma segura y sustentable. El representante de Techint recordó que los modelos digitales comenzaron en la década de 1980, cuando el obstáculo principal era el acceso costoso a las herramientas de computación, y contrastó: “Hoy existe la tecnología; el gran desafío pasa por la transformación de la organización”.

Rojas profundizó en la necesidad crítica de capturar la información clave en las fases iniciales de la ingeniería básica y de detalle, advirtiendo que reconstruir datos faltantes en plena obra genera costos altísimos. En esa línea, defendió el uso de entornos virtuales para anticipar problemas de montaje, argumentando que “la simulación nos ayuda a equivocarnos rápido y barato”. Para consolidar este avance, propuso trabajar junto al Instituto IRAM en una normativa y un sello diferencial que proteja los estándares de ingeniería y permita competir en las licitaciones más allá de la comparación lineal de precios.

El rol del tecnólogo en la optimización de obra

A su turno, Gustavo Guitera detalló cómo trabaja Siemens en la integración de la metodología BIM con la gestión de información de activos (AIM), orientada a optimizar el ciclo de vida completo de la operación y el mantenimiento. El especialista describió el valor de emular el funcionamiento real de las plantas mediante datos en tiempo real y copilotos de procesos, alertando sobre la urgencia de actualizar los recursos humanos: “Tenemos que hacer un upskilling de personas que hoy están trabajando con conocimientos, herramientas y un mindset viejo, articulando esfuerzos con la academia”.

Guitera explicó que los activos maduros (brownfield) presentan una complejidad mayor para la reconversión digital frente a los proyectos desde cero (greenfield), requiriendo una considerable inversión de horas hombre para llevar a entornos BIM la documentación existente. Frente a un ecosistema industrial cada vez más complejo, el ejecutivo destacó la importancia de las alianzas de co-creación, afirmando que “el partner tecnológico intenta trabajar desde la base la simulación de los equipos para algo que se va a poner en marcha dentro de tres años”.

Finalmente, Lautaro Gelso expuso la experiencia de AESA en la aplicación de maquetas digitales en el segmento del downstream y los desafíos prácticos de trasladar esta metodología a la ejecución real de un contrato de ingeniería, compras y construcción. “La digitalización cuenta con distintas herramientas, pero los actores son los que lo logran o lo impedimos; el factor humano es clave en el ecosistema del oil & gas”, subrayó el referente, señalando que la adaptación cultural demanda un esfuerzo consciente por parte de los profesionales.

Gelso concluyó que el diseño conceptual temprano mediante metodologías integradas permite optimizar las estrategias de montaje y evitar dilaciones de suministros en obras de gran envergadura que demandan millones de horas hombre. Para el especialista, la clave de este proceso radica en evitar la imposición contractual rígida y fomentar un desarrollo gradual de las capacidades técnicas de los especialistas, alertando que “es un crecimiento al que, si no nos sumamos, nos vamos a quedar afuera, porque esta va a ser la base de la industria”.

, Ignacio Ortiz

Desde que a finales de abril se abrió el nuevo registro de beneficiarios para el subsidio al gas licuado de petróleo (GLP) envasado, apenas se inscribieron 250.000 personas, según pudo saber EconoJournal de fuentes de la Secretaría de Energía. La cifra equivale a menos del 10% de los 3 millones de beneficiarios que el organismo espera alcanzar, y queda muy por debajo de los 3,9 millones de hogares con garrafa que llegó a tener el ex Programa Hogar, cuyos pagos están discontinuados desde el año pasado.

El nuevo esquema, formalizado por la Disposición 1/2026, que instrumentó el Decreto 943 de Subsidios Energéticos Focalizados, exige a los beneficiarios del antiguo Programa Hogar revalidar su situación socioeconómica bajo los nuevos parámetros del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (RSEF). Quien no se reempadrone queda dado de baja de forma automática. A dos meses de abierta la convocatoria, el ritmo de reinscripción resultó más lento de lo previsto y todavía resta reincorporar a la inmensa mayoría de los que tenían subsidio al nuevo régimen.

Notificaciones vía Mi Argentina y demoras de 30 días para autorizar

Al ser consultados por qué el número de anotados es tan bajo, desde la Secretaría de Energía lo atribuyen a la difusión: «Estamos haciendo notificaciones a usuarios de Mi Argentina», señalaron. El organismo reconoció además que está tardando 30 días en autorizar las solicitudes que sí se presentan.

Para Ricardo Espinoza, de la Asociación de Usuarios y Consumidores (ADDUC), el Estado debería haber usado organismos con llegada territorial, como el Anses o el Banco Nación, para acelerar el reempadronamiento o aprovechar el padrón ya armado del Programa Hogar para reinscribir de oficio en lugar de exigir un trámite nuevo. «Cuando hablamos del usuario de garrafa, estamos hablando de sectores muy vulnerables, prácticamente inhóspitos donde hay mucha gente que no está conectada, no tiene teléfono inteligente, no se entera de las cosas”.

Un subsidio que no sigue al precio de mercado

La Disposición 1/2026 fijó el nuevo monto del subsidio en $9.593 por cada garrafa de 10 kilos, valor que se actualizará periódicamente según los costos de fraccionamiento, cuando la Secretaría lo disponga. El cálculo toma como referencia el precio mayorista del butano, la materia prima principal de la garrafa, al que se le suman costos operativos del sector.

En los hechos, ese monto no sigue el precio de mercado, dado que hoy una garrafa de YPF Gas cuesta $30.000 en el modelo de acero y $33.000 en el nuevo modelo de plástico en el Gran Buenos Aires, por lo que el subsidio cubre apenas un 31,9% del valor, según reportó Econojournal cuando se publicó la medida.

A eso se suma el esquema de cupos: de abril a septiembre el subsidio reconoce hasta dos garrafas mensuales por hogar, y en el período estival —de octubre a marzo— el cupo baja a una sola unidad. Según Espinoza, ese tope no refleja el consumo real de una familia sin gas de red en invierno.

«Hay lugares donde tenés que utilizar tres o cuatro garrafas durante el mes. Si está a $35.000, son alrededor de $150.000 mensuales, el reintegro de menos de $20.000 del subsidio no es suficiente», graficó.

Un informe de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, había estimado el costo fiscal del nuevo esquema en US$476 millones para 2026.

Requisitos y dónde anotarse

La asistencia quedó reservada estrictamente a hogares sin conexión a la red de gas natural cuyos ingresos del grupo familiar iguales o inferiores a tres Canastas Básicas Totales y no posean autos con menos de tres años de antigüedad, tres o más inmuebles, aeronaves ni embarcaciones de lujo.

La compra de la garrafa deberá ser obligatoriamente a través de las billeteras virtuales BNA+ y MODO, incluyendo a todos los bancos adheridos a esta plataforma de pagos. De esta manera, el subsidio opera como reintegro directo en el momento de la operación, de forma transparente para el usuario.

La inscripción se realiza en el sitio subsidios-energia.argentina.gob.ar.

, Natalí Risso

La Unión Industrial Argentina (UIA) está monitoreando de cerca las restricciones y corte de gas natural que se le están aplicando a industrias. Allegados a la entidad entienden que el gobierno debería convocar al Comité de Emergencia, la instancia coordinada por el ente regulador –antes Enargas, ahora Enrege- para atender los problemas de abastecimiento en momentos críticos.

Desde las distribuidoras sostienen que «aquella industria que decidió comprar su GNL lo está consumiendo». De este modo buscan dejar en claro que no hay un problema de cantidad sino de precio, dando a entender que las industrias se resisten a pagar el gas el valor de mercado y buscan que se convoque al comité de Emergencia para que sea el Estado las que las rescate con algún tipo de subsidio.

Distintas fuentes industriales consultadas por EconoJournal estimaron que hay alrededor de 300 empresas que tienen restricciones o cortes de suministro de gas natural en Santa Fe, Córdoba y las provincias del NOA. Incluso, las mismas fuentes remarcaron a este medio que sólo en Santa Fe hay 70 empresas con corte total de gas y aclararon que “muchas de ellas tienen contratos en firme”.

Los cortes de gas a industrias se han venido produciendo durante mayo y junio y la llegada de la ola polar agudizó las restricciones. La intención del gobierno es que no corra peligro la demanda prioritaria como los hogares, escuelas, hospitales, entre otros organismos.

El secretario de Coordinación de Energía, Daniel González, dijo en una entrevista en Radio Mitre que “la demanda prioritaria de todo el país está perfectamente satisfecha. Hoy hay producción y transporte suficientes para satisfacer toda la demanda prioritaria”. Y añadió que “hay industrias que no tienen cortes porque eligieron comprar el GNL. Nosotros queremos transparentar el costo de la energía para que cada actor económico pueda tomar decisiones racionales de consumo”.

No falta gas

Los problemas de abastecimiento no tienen que ver con una falta física de gas natural en el país, como ocurrió en el invierno de 2025. De hecho, hay más gas disponible en el sistema que el año pasado.

En este caso, los problemas en el abastecimiento tienen que ver con el nuevo marco regulatorio del mercado del gas. El gobierno decidió avanzar este año en una serie de medidas para que productores, distribuidoras y consumidores vuelvan a operar bajo las reglas básicas de la licencia del servicio luego de dos décadas de funcionamiento bajo intervención de la empresa estatal Enarsa.

Este invierno Enarsa no está actuando como proveedor de gas de última instancia ya que el nuevo marco regulatorio pondera a los comercializadores privados. Esto implica que los grandes usuarios de gas, como es el sector industrial, tengan que comprarle directamente el gas a los comercializadores.

Este año el Gas Natural Licuado (GNL) tiene un costo mucho mayor por la suba de los precios internacionales que provocó la guerra en Medio Oriente. En rigor, los industriales no quieren afrontar el precio del GNL a 20 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU).

Si bien hay gas físico disponible en el sistema, en el sector productivo entienden que hay industrias que no pueden pagar el gas a este precio cuando en el último año han venido pagando entre 3 y 4 US$/MMBTU.

“El nuevo esquema regulatorio podría funcionar, pero con tiempo. Para pasar del esquema de Enarsa al otro extremo se necesita tiempo, porque si no es un descontrol y cada uno se arregla como puede y termina pasando esto”, expresó un industrial consultado por EconoJournal. “Lo que terminó pasando este año es que hay un descontrol total, algunas pocas industrias grandes contrataron el gas caro para seguir operativas, pero el resto no”, agregó.

Otro industrial señaló que “los grandes usuarios del sur no tienen problemas, los del centro y norte del país sí”. “Estamos en un escenario donde si no compras gas caro, finalmente tenés cortes. Pero la gran mayoría de las industrias no quieren pagar el GNL a 20 US$/MMBTU”, detalló la fuente del sector industrial que prefirió reservar su nombre.

Propuesta de la UIA

Desde la UIA afirmaron que la entidad le acercó una propuesta al gobierno hace un mes, cuando comenzaron algunas restricciones de gas en grandes usuarios y estaciones de GNC. La UIA le propuso al área energética del gobierno que, ante el cambio regulatorio y la escalada de precios por la guerra en Medio Oriente, este año el Estado financie el 50% del costo del GNL para los grandes usuarios.

La propuesta en concreto no contemplaba un subsidio, si no que la mitad del precio del GNL importado durante el invierno esté financiado por el Estado por un plazo de siete u ocho meses y que el otro 50% lo asumían los grandes usuarios.

La propuesta fue conversada en los despachos oficiales del ministro de Economía Luis Caputo, el ministro coordinador Daniel González y la secretaria de Energía, María Tettamanti, pero no llegó a buen puerto.

, Roberto Bellato