Cada vez que juega Argentina un partido del Mundial de Fútbol la demanda de energía eléctrica en el país tiende a tener un comportamiento con forma de W: comienza con una baja pronunciada en el primer tiempo, una suba en el entretiempo, una nueva baja en el segundo tiempo y un final en el que el consumo vuelve a subir.

Así fue en el último partido Argentina-Austria del 22 de junio y también en el de Argentina-Argelia el 16, según informes de la gerencia operativa de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A., Cammesa, que desde el Mundial Qatar 2022 informa qué ocurre en cada juego y cómo se prepara la operación para las variaciones en el comportamiento de la demanda.

“Durante los partidos de fútbol de la selección argentina en campeonatos del mundo se presenta una evolución muy particular y característica de la demanda eléctrica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), un patrón debido a la simultaneidad en el comportamiento de millones de personas volcadas a un medio de comunicación (principalmente televidentes) que se acentúa durante días hábiles y en la medida en que la selección avanza”, destaca el informe de Cammesa.

Crónica eléctrica del Argentina-Austria

¿Cómo se comportó la demanda eléctrica la tarde de Argentina-Austria? Según Cammesa, así:

1. Antes del partido y primer tiempo: a partir de las 13:50 la demanda tuvo un descenso pronunciado de aproximadamente 1.800 megawatts (MW) en un lapso de 60 minutos.
2. Entretiempo: se presentó la típica W, con una demanda que llegó a subir unos 1.050 MW en 13 minutos.
3. Segundo tiempo: nuevamente una disminución de demanda de alrededor de 1.300 MW en 54 minutos.
4. Final del partido: fuerte recuperación de unos 1.850 MW en 40 minutos.

Más tarde, casi a las 21:00, Cammesa registró el pico de demanda del SADI con 25.189 MW.

La preparación antes de cada partido

Cammesa planifica la operación de la demanda eléctrica con procedimientos específicos ante cada partido de Argentina para garantizar el suministro y evitar variaciones acentuadas de tensión y frecuencia y, por ende, continuidad y calidad del servicio. Un corte de luz en ese lapso sería una desgracia en millones de hogares y eso le da a la operación eléctrica una dimensión que va más allá de lo técnico.

En el partido Argentina-Austria desde una hora antes y hasta una hora después se operó en condición de alerta a través de un despacho de seguridad, que incluyó medidas operativas con todas las líneas en servicio del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión (STAT).

Además, se suspendieron los trabajos de mantenimientos programados antes de que comenzara el juego y se operaron con margen los límites de intercambio entre las regiones: el informe señaló que se operó el Grupo N°2 de CH Río Grande y el Grupo N°2 de CH Los Reyunos en modo bomba, por seguridad, es decir, consumiendo electricidad para bombear agua hacia un embalse superior y mantener una reserva de energía disponible por seguridad.

Durante algunos momentos se incrementó la consigna de frecuencia, el valor que el operador del sistema eléctrico establece como meta, a 50,10 y 50,15 Hz, para atender la eventual variación rápida de la demanda.

En este y otros informes mundialistas Cammesa lo ha dejado consignado: “La operación se desarrolló con total normalidad, tanto antes, durante y con posterioridad al partido de la selección argentina de fútbol”.

“TV pickup” y ¿agua para el mate?

En Reino Unido existe un fenómeno conocido como “TV pickup” que consiste en picos súbitos en la demanda eléctrica cuando un gran número de personas ven el mismo programa de televisión en forma simultánea y aprovechan las pausas publicitarias para usar electrodomésticos. Especialmente pavas eléctricas, para tomar té.

¿Sería descabellado pensar en un fenómeno similar durante los entretiempos de los partidos de la Selección Argentina? Sobre todo en los encuentros que se juegan por la mañana o la tarde, cuando millones de personas aprovechan la pausa para calentar agua para el mate. No existen estudios locales que lo demuestren, pero el repunte de la demanda eléctrica durante el entretiempo invita, al menos, a plantear la hipótesis.

Nervios y electricidad en la final Argentina-Francia

¿Qué pasó con la demanda eléctrica en la final Argentina-Francia de 2022? Cammesa informó entonces que no se produjo el descenso brusco esperado en la previa e inicio del juego. Pero ese partido se jugó un 18 de diciembre y las temperaturas eran altas, lo que suponía mayor consumo. Así y todo, una vez iniciado el partido hubo un descenso de 600 MW, seguido de la subida típica en el entretiempo.

Con la final ya ganada la demanda eléctrica argentina siguió con una tendencia plana hasta el pico nocturno. Cammesa lo informó así (mayúsculas incluidas): “Muchos televidentes continuaron mirando la celebración y otros salieron a festejar el CAMPEONATO MUNDIAL”.

, María Eugenia Rodríguez

A poco más de 40 días de haber asumido la operación de las áreas revertidas por YPF en Tierra del Fuego en conjunto con la empresa provincial Terra Ignis, la firma cordobesa Velitec avanza en su plan de ordenamiento financiero y operativo. Con un modelo de gestión pyme, la compañía proyecta el punto de equilibrio financiero antes de lo previsto, y comenzó a trazar el mapa para explorar el horizonte no convencional de la isla, impulsado por los resultados de Palermo Aike en Santa Cruz.

El presidente de Velitec, Facundo Aráoz, detalló a EconoJournal el estado de situación del desembarco y las proyecciones de una cuenca que, según su visión, mantiene un atractivo estratégico intacto para jugadores independientes e internacionales. Con una inversión inicial de US$6 millones para el primer semestre y un plan de intervención que superará los 100 pozos en dos años, la empresa Velitec llegó a Tierra del Fuego con el objetivo de revertir el declino de las áreas maduras que operó YPF hasta el 1 de mayo.

El primer diagnóstico en las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego ratificó el escenario previsto durante la licitación del Plan Andes: un marcado déficit operativo derivado de una estructura administrativa que impedía la rentabilidad del yacimiento. Al tomar el control, la compañía encontró “más de 110 contratos vigentes heredados de las gestiones anteriores, algunos con más de de 10 adendas a lo largo de todos estos años y eso es imposible de gerenciar”, explicó el directivo.

Para cortar este arrastre, Velitec rescindió la totalidad de los contratos bajo las cláusulas de pre aviso de 30 días. «Dimos por caídos todos los contratos, arrancamos vínculos nuevamente, sacamos licitaciones con contratos más pequeños y con una reagrupación que tiene que ver con la realidad del yacimiento hoy y no lo que fue hace 30 años», puntualizó.

Las áreas arrastraban un déficit mensual de US$3,8 millones que cubría la petrolera nacional. El compromiso asumido por la operadora pyme implica sostener ese rojo inicial mediante su propio modelo económico, previendo alcanzar el break-even definitivo en el corto plazo. Al respecto, el directivo indicó: «Fue uno de los compromisos de Velitec el sostener este déficit hasta llegar al punto de equilibrio, por eso calculamos que entre el mes cuatro y el mes cinco vamos a lograr ese objetivo».

El plan de producción y el rescate de pozos

En el plano productivo, la prioridad consistió en asegurar la continuidad de las operaciones críticas. La empresa controla actualmente una producción base de 174 metros cúbicos diarios de crudo y 500.000 metros cúbicos de gas, además de la gestión de plantas de tratamiento y de propano en San Sebastián. Esta última resulta vital para el abastecimiento local de GLP que hoy la provincia debe traer desde Bahía Blanca con un alto costo de transporte.

«Cualquier aumento en la producción que nosotros generemos de propano mejora ese costo que tiene la provincia de transporte desde Bahía Blanca. El incremento de producción de gas a la empresa le mejora la unidad de negocio, la provincia baja el costo y al usuario en definitiva le llega la garrafa más barata«, remarcó.

Para reactivar los volúmenes, la compañía desplegará una fuerte campaña de intervención de 24 meses utilizando equipos propios de workover y pulling. El primer equipo arribará al yacimiento en los próximos 15 días, seguido por un segundo en agosto. «Ahí lanzamos este segundo proceso de trabajo en pozo ya atacando directamente a la producción. En ese lapso esperamos llegar al 20% o 30% de incremento«, afirmó.

Una de las novedades es la revisión del plan de abandono de pozos bianual que YPF dejó pautado con la provincia y ya comenzó a implementar. Al contar con costos operativos y de intervención sensiblemente menores, Velitec solicitó acceso a la información técnica de subsuelo para revaluar las estructuras destinadas a remediación.

«Al ser empresa pyme y al tener equipos propios, nuestros costos de intervención son más bajos, con lo cual posiblemente muchos de esos pozos destinados a cierre para una estructura como la de YPF, puedan entrar en una económica y puedan ser recuperados«, detalló el CEO, quien estimó que «entre un 10 y un 15% podrían ser económica y técnicamente recuperables».

La mirada en el no convencional y el interés de Canadá

Más allá del potencial remanente en el convencional, el foco de mediano plazo está puesto en los recursos no convencionales de la cuenca. La consolidación del modelo de desarrollo de Vaca Muerta y los primeros ensayos piloto que se ejecutan en Santa Cruz sobre la formación Palermo Aike aumentaron las expectativas en Tierra del Fuego, dado que se trata de la misma roca madre con características geológicas continuas.

«Lo que se está haciendo en Santa Cruz aceleró lo que se miraba con un horizonte de 10 a 15 años en la isla, y hace que esa posibilidad esté mirándose con otra seriedad», reconoció Aráoz. En este sentido, representantes de Velitec junto a autoridades de la provincia y de Terra Ignis mantuvieron recientemente una misión comercial en Calgary, Canadá, donde se reunieron con diversos grupos empresarios.

Los inversores externos siguen de cerca las nuevas condiciones de seguridad jurídica en la Argentina, identificando que el segmento de escala media ofrece oportunidades atractivas para operadores independientes. «Vimos que hay mucho interés, entienden también que Vaca Muerta engloba cierto tamaño de jugadores y que hay áreas por fuera de la Cuenca Neuquina que pueden ser para empresarios más pequeños, otro tipo de jugadores», comentó.

Si bien el procesamiento y unificación de la información técnica de subsuelo demandará al menos un año de trabajo, la empresa ya planifica la realización de un segundo road show internacional. «Tenemos pensado presentar proyectos específicos y buscar inversionistas que nos acompañen en esta idea de compartir riesgo y premio, entre lo que se incluye el no convencional. El proyecto es ir a buscar objetivos y cosas nuevas porque ahí están los premios interesantes», concluyó.

, Ignacio Ortiz

Los incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios que ha puesto en marcha el gobierno de Javier Milei con la intención de seducir capitales por ahora no han servido para revertir la caída en los niveles de inversión. El Indec informó esta semana que la Formación Bruta de Capital Fijo, el principal indicador macroeconómico utilizado para medir esta variable, retrocedió 1,7% en el primer trimestre y acumula cuatro períodos consecutivos de contracción. En términos interanuales, la baja fue del 11,6 por ciento.

El dato oficial contrasta con los sucesivos anuncios de inversiones millonarias que han venido haciendo petroleras y mineras en los últimos meses alentadas por los beneficios que ofrece el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). ¿Qué es lo que explica entonces este retroceso de las cifras agregadas que informa el Indec?

Qué pasa con la inversión en el sector energético

El RIGI ha comenzado a operar como un dinamizador de la inversión en el sector energético, pero su impacto es limitado porque por ahora hay muchos más anuncios que desembolsos concretos. En parte, porque los grandes proyectos no se ponen en marcha de un día para el otro y en parte porque algunos actores vienen siendo extremadamente cautos y dilatan al extremo cualquier tipo de definición sobre el desembolso de fondos.

“La tracción de programas de beneficios fiscales como el RIGI todavía están teniendo escaso impacto en términos de actividad. Como resultado, la inversión descendió a 17% del PBI”, sostuvo la consultora LCG el martes.  

Un paso clave para la concreción de un proyecto es la firma de la Decisión Final de Inversión (FID, según la sigla en inglés) porque marca el momento en que una empresa se compromete formalmente a ejecutar la obra.

Cuatro proyectos grandes que aplicaron al RIGI ya tienen el FID aprobado y están avanzando: oleoducto Vaca Muerta Oil Sur que lidera YPF, FLNG Project del consorcio Southern Energy y Golar para exportar Gas Natural Licuado desde Río Negro, el proyecto Rincón de Río Tinto para la producción de litio en Salta y el proyecto NGLs de TGS para la separación de líquidos de Vaca Muerta, con instalaciones en Tratayén (Neuquén) y Bahía Blanca (Buenos Aires).

Luego hay una larga lista de iniciativas que todavía tienen futuro incierto, aunque han aplicado al RIGI y prometen inversiones millonarias que son amplificadas por comunicados oficiales, diarios y portales. En ese pelotón se encuentran todos los grandes proyectos de producción de cobre. Ha habido tantos anuncios vinculados al cobre que algún desprevenido podría suponer que Argentina ya está produciendo en cantidades industriales este mineral clave de la transición energética, pero eso no es así. Desde ya, no todas las iniciativas se encuentran en la misma situación. Hay proyectos que están avanzando de manera firme y otros que ni siquiera tienen garantizado su financiamiento, pese a que tienen un RIGI aprobado, pero lo cierto es que ni unos ni otros han firmado un FID.

Otro proyecto del que se ha hablado mucho es Argentina LNG, una inversión millonaria que impulsa YPF, junto a sus socios internacionales Eni y XRG, para exportar GNL. Sin embargo, todavía no hay un FID firmado. La petrolera controlada por el Estado prometió que se va a acordar antes de fin de año. A su vez, mientras termina de definir la estructuración financiera, decidió avanzar con distintas licitaciones vinculadas al aprovisionamiento de equipos, contratación de obras y desarrollo de ingeniería con el objetivo de tener el proyecto ejecutivo prácticamente definido antes del cierre definitivo de los acuerdos comerciales y financieros que permitirán ejecutar la inversión.

Qué pasa con la inversión en el conjunto de la economía

Si bien hay varios anuncios de empresas petroleras y mineras que por ahora no se concretan, el problema principal que enfrenta la economía se encuentra fuera del sector energético. La consultora Equilibra, que conduce Martín Rapetti, remarcó que desde 1993 nunca se observaron cuatro trimestres consecutivos de caída de la inversión y expansión del PBI. “A diferencia de un proceso de expansión típico, en el que la mayoría de los sectores crecen, hoy se expanden unos pocos sectores y el resto está estancado o se retrae. Por eso, sube el PIB y se contraen la inversión y el empleo privado formal”, destacó en su último informe.

Misión Productiva, una red de profesionales vinculados al desarrollo productivo, detalló esta semana cinco factores que inciden en la caída de la inversión. Uno de ellos es la paralización de la obra pública, que suele representar entre 2% y 3% del PIB y alrededor del 10% al 15% de la inversión total. “No se trata solamente de rutas, viviendas o infraestructura energética que dejó de construirse. También se frenaron compras de maquinaria, servicios profesionales, transporte, insumos industriales y múltiples cadenas proveedoras asociadas”, subrayó el think tank.

A su vez, la obra pública suele tener un importante efecto de arrastre sobre la inversión privada. Muchas inversiones empresarias dependen de la existencia de infraestructura logística, energética o urbana para resultar rentables. Por lo tanto, su ausencia termina reduciendo también la inversión privada. “Con el RIGI no alcanza. El cobre se desarrolla a 5000 metros de altura. Una inversión en Argentina es mucho más compleja que hacerla en Chile. El inversor entre ir a Chile, donde ya tiene la infraestructura, o venir a la Argentina, donde tiene que construir las rutas o su propia línea eléctrica, va a tomar la decisión de irse a un país donde todo eso ya está”, aseguró en mayo del año pasado Marcelo Álvarez, Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick, para explicar por qué varios grandes proyectos mineros seguían sin concretarse.

La construcción privada actuó en otras ocasiones como compensación cuando la inversión pública retrocedía. Sin embargo, en la actualidad eso no está ocurriendo. “Los elevados costos de construcción medidos en dólares reducen la rentabilidad esperada de nuevos proyectos inmobiliarios. A esto se suma un mercado con demanda limitada y un crédito hipotecario que, pese a cierta recuperación inicial, continúa siendo pequeño para los estándares internacionales y no alcanza todavía una escala suficiente para impulsar un ciclo expansivo significativo”, destacó Misión Productiva.

Un tercer elemento que frena la inversión es la debilidad de la demanda. Misión Productiva remarcó que la masa de ingresos formales se encuentra cerca de un 10% por debajo de los niveles de noviembre de 2023 y permanece estancada en niveles históricamente bajos. Esto implica una menor capacidad de consumo para amplios sectores de la población y reduce los incentivos para ampliar la capacidad productiva.

La excepción son aquellos proyectos orientados a la exportación que no dependen del consumo interno, como ocurre con varias de las iniciativas vinculadas a la exportación de hidrocarburos. El problema con este tipo de proyectos es que tienen una capacidad relativamente limitada para generar demanda agregada.

“El agro, la minería y el petróleo pueden aportar exportaciones, divisas e inversión puntual, pero generan relativamente poco empleo directo y tienen menores efectos multiplicadores sobre el conjunto de la economía que sectores como la industria manufacturera, la construcción o algunos servicios”, destaca el informe de Misión Productiva. Como ejemplo de esto se citan los datos del Indec que muestran que en el primer trimestre de este año la agricultura creció 18,1% y la minería 12,3%, pero la industria manufacturera cayó 1,7% interanual.

Un cuarto factor que explica la debilidad de la inversión es la falta de financiamiento productivo. Argentina mantiene uno de los niveles de crédito al sector privado más bajos de América Latina y a ello se le suma la ausencia de programas específicos de promoción de inversiones, líneas subsidiadas, garantías, esquemas de financiamiento sectorial o instrumentos de banca de desarrollo. “Mientras otros países combinan estabilidad macroeconómica con herramientas activas para estimular inversiones estratégicas, la estrategia local descansa casi exclusivamente en la expectativa de que la estabilización genere por sí sola un aumento de la inversión”, señala el informe.

Un último elemento que condiciona la inversión es la incertidumbre. “Las dudas no se limitan a la estabilidad macroeconómica. También alcanzan cuestiones vinculadas a la evolución futura de la demanda, la dinámica del tipo de cambio, la capacidad política para sostener las reformas, el comportamiento del empleo y la viabilidad social del programa económico”, concluye el informe. Por eso, muchas empresas evitan tomar decisiones y demoran sus inversiones, tanto en el sector energético como en el conjunto de la economía.

, Fernando Krakowiak

La apertura de los sobres económicos de la licitación de Alma SADI para incorporar centrales de almacenamiento de energía eléctrica con baterías en distintos nodos críticos del país arrojó un precio promedio ponderado de US$ 8361 por MW por mes entre las 20 ofertas más competitivas que van a ser adjudicadas, un 33% por debajo de los US$ 12.500 establecido como precio máximo en la convocatoria.

El precio mínimo fue de US$ 7397 por MW por mes. Lo ofertó Genneia para el nodo de conexión Bragado con una potencia máxima de 100 MW. En el otro extremo, siempre dentro de las 20 ofertas más competitivas, aparece DQD Energy BESS con US$ 9705 por MW por mes con una potencia máxima oferta de 10 MW.

Entre las 20 ofertas más competitivas por un total de 718 MW, DQD Enery BESS sumó ocho, Genneia siete, 360 Energy Solar S.A. tres, Aluar una e Intermepro Generación otra, según el detalle recopilado por la consultora AIRES Renewables.

El total de ofertas sumó 8230 MW

El gobierno informó que las 37 empresas que participaron de la licitación, presentaron ofertas por 232 proyectos, equivalentes a 8.230 MW y un interés potencial de inversión cercano a US$ 8.200 millones. De esos 8230 MW ofertados se adjudicarán las 20 ofertas más competitivas por un total de 718 MW.

“El fuerte nivel de ofertas —más de 11 veces el objetivo licitado— confirma el interés del sector privado, nacional e internacional, por invertir en infraestructura energética en la Argentina”, aseguró la Secretaría de Energía.

Distribución de las ofertas por región

Las centrales de almacenamiento se instalarán en los nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y de la provincia de Buenos Aires, sin el Área Metropolitana de Buenos Aires porque el año pasado ya se llevó adelante la licitación AlmaGBA para instalar baterías en las áreas de Edenor y Edesur.

La distribución de los proyectos registró mayor concentración de potencia ofertada en NEA: Chaco y Formosa (1.790 MW, 62 proyectos), Buenos Aires (1.960 MW, 42 proyectos) y NOA (1.435 MW, 37 proyectos), además de presentaciones en Litoral, Centro, Cuyo y Pampa.

Cómo sigue el proceso

Con la apertura de los sobres económicos ya completada, Cammesa avanzará con la evaluación final de las ofertas, previo a la adjudicación de los 700 MW objetivo –en los hechos terminarán siendo 718 MW– prevista para los primeros días de julio.

En el gobierno destacan que el almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio.

“Esta licitación es una medida más en el marco del plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio, luego de dos décadas en las que no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura”, concluyó la Secretaría de Energía.

, Redaccion EconoJournal

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) anunció la puesta en marcha del Protocolo Asistencia Recíproca en Contingencias (ARC), con el objetivo de minimizar el impacto en el servicio de energía provocados por fenómenos climáticos extremos, desastres naturales o sucesos técnicos mayores.

A través de esta iniciativa, las 50 empresas del sector nucleadas en la entidad -ya sean privadas, públicas o cooperativas del segmento de distribución eléctrica- establecen un mecanismo coordinado para mejorar la respuesta ante contingencias severas y acelerar la normalización del servicio eléctrico.

En la presentación de la iniciativa se explicó que el Protocolo ARC establece, por primera vez, un marco de colaboración formal y solidario entre las distribuidoras del país. El protocolo define los procedimientos para la solicitud, coordinación y provisión de asistencia entre empresas, en aquellos casos en que una contingencia supere la capacidad operativa de una distribuidora para la normalización del servicio público.

En qué consiste el protocolo: sus lineamientos más importantes

El cambio climático intensificó la frecuencia de tormentas severas, olas de calor extremo y fuertes vientos que dañan las redes de Alta y Media Tensión. Ante estos escenarios, se explicó, la velocidad de respuesta es vital. El Protocolo ARC tiene como gran objetivo fortalecer la respuesta del sector energético garantizando asistencia en momentos que están fuera de la habitualidad.

«Con el Protocolo ARC estamos dando un paso importante en la coordinación del sector, estableciendo un esquema claro para la asistencia entre distribuidoras. Esto nos permite mejorar la capacidad de respuesta ante eventos severos y actuar de manera más eficiente en la restitución del servicio», destacó Gabriel Scorolli, Coordinador de la Comisión Técnica de Mantenimiento de ADEERA.

«Para garantizar que la ayuda no quede solo en un papel y se traduzca en soluciones reales en la vía pública, establecieron una serie de lineamientos operativos y de coordinación», resaltó Adeera. ¿Cuáles son esos lineamientos?

• El primero de ellos está orientado a la designación de contactos operativos con disponibilidad permanente, quienes son los responsables de gestionar solicitudes de asistencia.

• También se implementan procedimientos de solicitud y respuesta con identificación de recursos requeridos y evaluación de disponibilidad por parte de las distribuidoras.
• Se decide una coordinación centralizada, por la cual ADEERA funcionará como el nodo inteligente que recibirá las alertas, evaluará el volumen de daños y coordinará qué empresas tienen la capacidad logística de enviar soporte técnico.

• Finalmente, las distribuidoras que atienden a 15 millones de usuarios en todo el país acordaron que para dar previsibilidad al mercado, el protocolo fija reglas claras de reembolso de viáticos y costos operativos entre las compañías en un plazo de 30 días posteriores a la emergencia.

El protocolo ARC, que cuenta con adhesión voluntaria, establece que la asistencia mutua se mantendrá activa hasta la recuperación de condiciones operativas normales del servicio, la mitigación de riesgos en la vía pública para la seguridad de los ciudadanos y se realice una evaluación técnica de cierre. Posteriormente, las empresas se reunirán en comisión para evaluar el desempeño y seguir perfeccionando los tiempos de respuesta.

Anteriormente la colaboración era espontánea y hay antecedentes entre las distribuidoras socias de Adeera. Hoy, con el lanzamiento del Protocolo ARC, «el mercado de la distribución eléctrica en Argentina da un paso formal en mejorar la calidad servicio del sector de forma sistémica y la cooperación para cuidar la prstación hacia el usuario final», se aseguró.

, Ignacio Ortiz

El 27 de junio se celebra el Día Internacional de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas, un reconocimiento al papel fundamental que cumplen en las economías de todo el mundo. En la Argentina, según un informe de la Universidad del CEMA publicado en abril de 2025, existen 525.538 empresas activas, de las cuales el 98% son PyMEs y generan el 50% del empleo asalariado registrado. Dentro de ese universo, se estima que alrededor de 50.000 pertenecen al sector industrial.

Más allá de las estadísticas, existe una dimensión menos visible pero igualmente relevante: el impacto social, educativo y tecnológico que las PyMEs generan en las comunidades donde desarrollan sus actividades.

La PyME industrial argentina es mucho más que una planta productiva. Detrás de la fabricación de equipamiento, servicios de ingeniería, desarrollos metalúrgicos o componentes para sectores estratégicos como Oil & Gas, existe una red que articula empleo, formación técnica, proveedores locales, innovación y desarrollo regional.

En un contexto en el que la Argentina se prepara para concretar grandes proyectos energéticos y mineros con un horizonte exportador sin precedentes, la integración de la industria nacional a las cadenas de valor aparece como un factor clave para transformar el potencial de los recursos naturales en desarrollo económico sostenible.

La experiencia de Valmec, empresa especializada en válvulas, accesorios, automatización y sistemas de control para fluidos orientados principalmente a la industria hidrocarburífera, permite comprender cómo ese círculo virtuoso se construye en la práctica.

La PyME como motor de desarrollo local

Leandro Tercic, gerente general de Valmec S.A., representa la segunda generación de una historia empresarial iniciada por su padre, Juan Tercic, quien fundó la compañía en 1976 con apenas 27 años.

“Por la fuerza y las ganas de emprender en una época en que las cosas eran muy diferentes a hoy en día”, recuerda Leandro sobre los comienzos de la empresa.

Como ocurre con muchas PyMEs argentinas, la continuidad nunca estuvo garantizada. Según relata Tercic, una década después de su fundación, su padre atravesó el dilema que enfrentan numerosos emprendedores en el país.

“Es como cruzar el río, alcanzar el medio y dudar en si volver de donde saliste o llegar al otro lado, sin saber lo que te espera”, describe.

La decisión de continuar permitió consolidar una compañía que hoy cuenta con un complejo industrial de 9.000 metros cuadrados en Tortuguitas, más de 1.000 HP de potencia instalada, maquinaria de última generación, certificaciones internacionales, presencia operativa en Neuquén y una dotación superior a los 100 trabajadores.

A diferencia de las grandes corporaciones, la PyME industrial suele construir vínculos estrechos con su entorno. En Valmec conviven empleados con más de 35 años de antigüedad junto a jóvenes profesionales incorporados en los últimos años, reflejando una baja rotación y un fuerte arraigo territorial.

Parte de esta realidad responde a una política de responsabilidad social asumida por la empresa. Tercic asegura que existe un compromiso de evitar despidos incluso en períodos de crisis o caída de la actividad.

Además, la firma implementó un sistema de créditos internos sin interés para que sus trabajadores puedan construir, ampliar o adquirir su primera vivienda o vehículo.

“Estamos convencidos de que podemos cambiar radicalmente la vida de las personas que están con nosotros y eso tiene un impacto muy positivo en la sociedad”, afirma.

Formación técnica: una inversión estratégica

La disponibilidad de recursos humanos especializados es uno de los principales desafíos que enfrenta actualmente la industria nacional.

En ese contexto, Valmec desarrolló alianzas con escuelas técnicas de su zona para incorporar estudiantes de último año a través de prácticas profesionalizantes. Muchos de esos jóvenes terminan integrándose posteriormente a la compañía.

La iniciativa se complementa con un programa propio denominado “Incentivo Universitario”, mediante el cual la empresa otorga una beca anual equivalente a un salario adicional para aquellos empleados que cursen carreras vinculadas con la producción industrial, como ingenierías o diseño.

El beneficio también alcanza a los hijos de los trabajadores, quienes reciben el 50% de la beca y mantienen la cobertura médica prepaga hasta finalizar sus estudios.

El esquema refleja cómo numerosas PyMEs industriales no sólo se nutren del sistema educativo argentino, sino que participan activamente en la formación de nuevas generaciones de profesionales y técnicos.

Innovación e industria nacional para competir

La competitividad de la industria local frente a productos importados es uno de los debates recurrentes dentro del sector manufacturero argentino.

En el caso de Valmec, la estrategia para sostenerse en mercados exigentes estuvo basada en la inversión permanente en investigación y desarrollo. La compañía cuenta con equipos dedicados a la mejora continua, herramientas de diseño avanzado e impresión 3D aplicada al prototipado de soluciones industriales.

Además, desarrolla proyectos conjuntos con la Universidad Nacional de Hurlingham en el marco de programas provinciales orientados a incorporar nuevas tecnologías para mejorar la productividad.

Esta combinación de conocimiento, innovación y cercanía con los clientes permite responder a requerimientos específicos de la industria energética y competir con productos provenientes de mercados asiáticos.

“Hoy en día competir con productos que vienen de afuera te demanda ser muy ágil, flexible y productivo, para alcanzar una solución lo más rápido posible, ser más eficiente y que tus costos estén bajos para poder tener un precio competitivo”, sostiene Tercic.

No obstante, advierte que la presión sobre los márgenes dificulta sostener el ritmo de inversión necesario para ampliar capacidades productivas, incorporar personal o profundizar los procesos de innovación.

“El tener que adaptarse a márgenes de precio establecidos por el mercado muchas veces hace difícil ser rentables para continuar invirtiendo en innovación, ampliar capacidades o incorporar personal”, señala.

El desafío de integrar a las PyMEs en el crecimiento energético

El contexto actual continúa siendo desafiante para buena parte de la industria nacional. De acuerdo con el último relevamiento del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), el 55% de las empresas industriales relevadas opera por debajo del 75% de su capacidad instalada, mientras que el 17% declaró haber realizado despidos entre abril y mayo.

Para Tercic, existe una paradoja entre el crecimiento de sectores estratégicos como Oil & Gas y la realidad que atraviesan numerosos proveedores industriales.

“Hoy la Argentina tiene una balanza comercial muy positiva, están entrando más dólares de los que se van, pero no se ve reflejado en los niveles de trabajo ni de facturación de las empresas”, afirma.

En ese marco, plantea la necesidad de que las grandes operadoras que impulsan proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) fortalezcan su vínculo con los proveedores locales y confíen en las capacidades desarrolladas por la industria nacional durante más de un siglo de historia hidrocarburífera.

La discusión excede el desempeño de una empresa en particular. Se trata de definir cuánto valor agregado, empleo calificado, innovación y desarrollo territorial podrá capturar Argentina a partir de las inversiones energéticas y mineras que se proyectan para los próximos años.

A pesar de las dificultades coyunturales, Tercic mantiene una mirada optimista sobre el futuro del sector.

“Hay un motivo por el cual estar orgullosos y tener el deseo de evolucionar y crecer hacia adelante. El argentinismo que tenemos, que a veces solo aparece en los mundiales, también está en el día a día de todos aquellos que salen a trabajar. Hay una oportunidad entre todos”, concluye.

En un país que busca convertir sus recursos naturales en una plataforma de crecimiento sostenido, las PyMEs industriales continúan siendo uno de los eslabones fundamentales para que esa oportunidad se transforme en desarrollo económico, innovación tecnológica y progreso social.

, Redaccion EconoJournal

La Legislatura de Neuquén aprobó este miércoles a la noche, por mayoría, el proyecto que ratifica el acta acuerdo entre la Provincia e YPF para otorgar estabilidad fiscal y un régimen de regalías diferenciales al proyecto para producir GNL con el gas de Vaca Muerta. Se trata de un paso clave para el proyecto Argentina LNG que lidera la petrolera nacionalizada, que ahora deberá concretar la Decisión Final de Inversión (FID) en los próximos 24 meses para que estas condiciones se mantengan.

El oficialismo de Rolando Figueroa obtuvo un holgado resultado en el recinto, pese al ruido que había generado en los últimos días la oposición de sectores políticos y gremiales al convenio que será punta de lanza para que el país pueda convertirse en un exportador de peso en el mercado internacional del gas.

Será, además, un precedente para que el gobierno provincial negocie con todas las operadoras que presenten proyectos para la producción de GNL. «Cada proyecto tendrá su acta acuerdo», había anticipado a EconoJournal el ministro de Energía, Gustavo Medele.

El gobierno tenía 25 votos asegurados, pero se procuró sumar otros dos durante el transcurso de la semana para ampliar el resultado a favor: el de Brenda Buchiniz (Cumplir) y Cecilia Papa (Democracia Neuquén). Se sumaron a los de Comunidad, el MPN, el PRO, Hacemos Neuquén y los monobloques de Neuquén Federal, Arriba Neuquén, Juntos y Avanzar.

En contra hubo ocho votos. Fueron los del FIT, Unión por la Patria, de la UCR y de dos miembros de Democracia Neuquén.

El oficialismo llegó con el envión político que le dio el anuncio de YPF sobre la adjudicación a la UTE integrada por SACDE y la italiana Tecnimont para el diseño de la planta de separación de gases y condensados que se hará en Neuquén.

La ley que se sancionó cerca de la medianoche contempla un esquena inédito de regalías para Neuquén, con una flexibilización del porcentaje que cobrará la Provincia a través de bandas. Estas oscilarán entre el 7,5%, el 10% o el 12% según sea la rentabilidad del proyecto asociada al precio internacional del JKM.

También le otorga estabilidad fiscal al proyecto por 30 años, lo que incluye el no cobro de Ingresos Brutos a la venta de los hidrocarburos que tengan como destino final la exportación, y la exención del pago del Impuesto a los Sellos sobre el acta acuerdo.

Por último, obliga a YPF a pagar a la Provincia un «bono de infraestructura» de 175 millones de dólares que se sumará al de 150 millones de dólares que ya acordó el gobierno por la firma de las cinco concesiones de explotación no convencional (Cench) de las que saldrá la producción de gas para este proyecto: Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.

El acta entre Neuquén e YPF prorroga la jurisdicción para posibles controversias internacionales en la Cámara de Comercio Internacional (CCI) con sede en París, Francia. Sin embargo, fijó que las disputas relacionadas al cobro ejecutivo de tributos, regalías y cánones, además de responsabilidades ambientales, se deberán resolver en los tribunales provinciales. «Es una cláusula importantísima», destacaron desde el oficialismo.

Un régimen «inteligente»

El diputado Francisco Lépore (Avanzar), uno de los voceros del oficialismo y miembro informante de la ley, definió el debate como una oportunidad de «trazar una línea de lo que va a pasar en la provincia en los próximos 30 años».

«Lo que estamos discutiendo es si Neuquén está en condiciones de venderle su gas al mundo o no y si Neuquén y el país están en condiciones de ser un jugador importante en el negocio del gas», afirmó.

Planteó que, durante generaciones, el gas neuquino tuvo «un techo asociado al transporte» y que «el GNL viene a romper ese paradigma».

Sobre el esquema que propone el acuerdo con YPF, afirmó que la negociación que condujo el Ejecutivo fue «inteligente» en cuanto a elegir como valor de referencia para fijar las bandas de regalías al JKM, «el más alto precio internacional del gas». Y lo mismo analizó del precio para su liquidación, el del gas industria que fija la secretaría de Energía de la Nación, «el más alto dentro de nuestro mercado interno».

«Es el mejor esquema posible para que el proyecto funcione», aseguró.

Damián Canuto (PRO), otro de los miembros informantes del proyecto, hizo una autocrítica respecto de la frase que hizo popular el gobierno de Mauricio Macri cuando anunció una «lluvia de inversiones».

«Yo lo creí, fui un poco cándido. Pero las inversiones no llueven, no suceden por un fenómeno de la naturaleza. No se dieron las condiciones para que las inversiones llegaran. ¿Y cuáles son? No están escritas en ningún lado, no están en ningún manual. Se tienen que discutir y, si es necesario, acordar, y es lo que hizo el gobierno de Neuquén», defendió.

Y advirtió que el país «no está en condiciones privilegiadas para vender». «Tenemos que hacer mucho esfuerzo para venderle nuestros productos al mundo» aseguró.

Votos en contra y cotillón

Las críticas al proyecto, como venía anticipando EN/CLAVE en función del tratamiento en comisión, apuntaron a la posibilidad de que Neuquén resigne recursos como condición para garantizar la viabilidad económica de la inversión.

En particular, el esquema de regalías diferenciales y la exención de Ingresos Brutos sobre la venta destinada a la exportación y el pago de Sellos.

«Se consolida esta Legislatura como una escribanía de las petroleras», cuestionó desde el PTS-FIT el diputado Andrés Blanco, quien habló de un «pacto de entrega» y acusó que «la sintonía fina de Rolando Figueroa con Milei es inocultable».

Desde Unión por la Patria, Lorena Parrilli calificó el acuerdo como «desastroso» y reiteró las críticas del kirchnerismo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La diputada llevó a su banca una maqueta artesanal de un barco de GNL con el signo de «prohibido».

«Con este contrato se están entregando a las empresas los ingresos que podríamos tener en la provincia mientras cualquier comerciante paga sus impuestos, no tiene exenciones por 30 años», sostuvo.

Su par de bloque, Darío Martínez, quien terminó haciendo un racconto de su actuación como secretario de Energía en la gestión de Alberto Fernández, aseguró que en el debate del proyecto GNL que se negociaba con Petronas no «permitió» que se buscara una rebaja de regalías.

«Nunca dimos la posibilidad de ese debate a ninguna empresa», aseguró. Además, insistió con que no se conoció la ingeniería de costos de este proyecto que lidera YPF junto a ENI y XRG. «Tomamos una decisión sin tener un sustento de por qué hay que bajar las regalías», criticó.

César Gass (UCR) volvió a cuestionar que «no se presentaron acuerdos técnicos al pueblo y los legisladores que validen el proyecto». «No sabemos los costos, los socios, la rentabilidad», planteó. Afirmó que su banca buscaba «optimizar» el acuerdo y no obstaculizarlo, pero que no fue posible por el «tratamiento exprés» del proyecto.

La libertaria Brenda Buchiniz (Cumplir), quien había mantenido su voto en reserva, finalmente se pronunció a favor, pero pidió también «beneficios para quienes hace mucho tiempo invierten su trabajo y capital, para las pymes y los profesionales que también necesitan un aliciente». La legisladora se sentó en su banca con un balde de pochoclos.

«Vamos por la billetera del Estado»

La previa a la votación estuvo marcada por la movilización que realizaron los sindicatos estatales de Neuquén a la Legislatura durante la mañana. La columna, que se extendió por varias cuadras, la encabezó ATE pero reunió también al gremio docente ATEN, a los judiciales de Sejun y a los universitarios Adunc y Apunc, entre otras organizaciones.

En el acto que montaron afuera del edificio legislativo, el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, cuestionó el cambio de horario de la sesión. «Pensaron que íbamos a querer impedir que sesionaran, pero se equivocaron. Respetamos la democracia», afirmó.

La medida, que logró demostrar contundencia en la convocatoria, pero no torcer la mayoría que, de antemano, se anticipaba para la votación, buscó sentar un antecedente frente a la próxima negociación salarial con el gobierno de Rolando Figueroa.

«Hoy no hay excusa. Si están regalando los recursos a las multinacionales, vamos a ir por la billetera del Estado a pedir, no solo las actualizaciones por IPC, sino que recompongan nuestro salario», anticipó el dirigente.

, Andrea Durán

El acuerdo entre los Estados Unidos e Irán para iniciar conversaciones de paz dejó cifrada la posibilidad del cobro de “servicios marítimos” al tránsito por el estrecho de Ormuz. Esa facultad recaerá en Irán y Omán, que trabajarán para alcanzar un acuerdo sobre la futura administración del tránsito por una de las principales arterias del comercio energético global.

En tanto, desde Teherán siguen remarcando que la navegación por el estrecho no volverá a la normalidad anterior a la guerra en Medio Oriente, una perspectiva inquietante para el comercio internacional.

Irán y Omán, los dos países que bordean la estrecha abertura que conecta el Golfo de Omán con el Golfo Pérsico, anunciaron este lunes que comenzarán a trabajar en un acuerdo sobre la futura administración del estrecho de Ormuz. A través de un comunicado oficial, informaron el comienzo de conversaciones sobre los servicios relacionados con la navegación, incluidos los “costos asociados a los mismos de conformidad con las normas internacionales”. También destacaron el compromiso mutuo de mantener el estrecho abierto a la navegación internacional.

La posibilidad del cobro de servicios marítimos fue habilitada en el punto cinco del acuerdo suscrito entre Irán y EE.UU., que además reconoce al país persa y a Omán como partes legítimas en la administración futura del paso por el estrecho.

EE.UU. rechaza el cobro de peajes y tasas en Ormuz

Sin embargo, la administración de Donald Trump argumenta que el acuerdo de ninguna manera habilita a estos países a cobrar un peaje al tránsito. Aún así, el pretendido establecimiento de canales de navegación estrictos y el cobro de servicios relacionados generan inquietud en el comercio internacional por sus implicancias en materia de derecho marítimo.

La noción de un regreso al estatus previo al comienzo de la guerra es continuamente contestada desde Teherán. El principal negociador iraní, Mohammad Bagher Ghalibaf, declaró el martes a los medios estatales iraníes que «todo el mundo debe saber que la administración del estrecho de Ormuz nunca volverá a ser como era antes de la guerra».

La respuesta estadounidense corrió por cuenta del secretario de Estado, Marco Rubio. «Es una vía marítima internacional. Ningún país puede cobrar peajes ni tasas en una vía marítima internacional. Ese es el derecho internacional vigente», declaró Rubio este martes luego de aterrizar en Emiratos Árabes Unidos para mantener conversaciones con aliados de la región relacionadas con las negociaciones en curso con Irán.

El ministro de Asuntos Exteriores de Omán, Hamad Al Albusaidi, declaró en X tras una reunión con funcionarios iraníes que «reafirmamos nuestro compromiso con el derecho internacional y el libre tránsito seguro».

Por otro lado, la autoridad marítima de Irán anunció la semana pasada que los barcos necesitan su autorización y una póliza de seguro para cruzar la vía fluvial. La póliza es gratuita por el momento, pero podría dar paso a la imposición de tarifas en el futuro.

Qué dice el derecho internacional sobre el tránsito en estrechos internacionales

La Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (UNCLOS) establece el derecho de paso en tránsito por estrechos internacionales como el de Ormuz. Este régimen garantiza a todos los buques, incluidos los militares, un paso continuo y expedito que no puede ser impedido ni suspendido. Sin embargo, Irán no es parte de la UNCLOS, ya que firmó el tratado pero nunca lo ratificó.

El acuerdo entre EE.UU. e Irán abre un período de 60 días para la negociación de un acuerdo definitivo que resuelva todas o las principales controversias entre las partes. Durante ese período, Irán se comprometió a normalizar el tránsito por Ormúz. EE.UU. puso fin al bloqueo contra los puertos iraníes.

Decenas de buques petroleros y comerciales están arribando al golfo de Omán ante la expectativa de una apertura importante en el transcurso de los próximos días. El número de buques petroleros que logró cruzar por el estrecho aumentó desde el fin de semana según reportes de agencias marítimas.

, Nicolás Deza

Hace una década, el científico Ernesto Calvo desarrolló un método pionero para extraer litio de manera más sustentable y eficaz, por el que obtuvo un premio internacional y fue patentado por el Conicet. En base a esa línea de investigación, que continuó con publicaciones académicas y tesis doctorales, se diseñó una aplicación de valor comercial: un reactor de laboratorio que ya está en condiciones de ser probado en el ámbito productivo. Y para poder avanzar en las negociaciones con eventuales inversores que hagan posible la adaptación y escalado a nivel industrial del dispositivo, el año pasado se creó la startup Litiar.  

“Somos la primera y única empresa del país que se dedica al desarrollo de extracción electroquímica directa de litio. Es un sistema que permite obtener litio en horas; es más eficiente, usa menos agua y energía eléctrica, y no emplea químicos contaminantes”, resume Calvo, investigador superior del Conicet ad honorem, exdirector del Instituto de Química, Física de los Materiales, Medio Ambiente y Energía (INQUIMAE, de la UBA y Conicet), y cofundador de Litiar, creada con el laboratorio Laring.

La empresa diseñó un producto mínimo viable (MVP) que, en condiciones de laboratorio, recupera litio en salmuera en pocas cantidades. La etapa que sigue es testearlo y escalarlo en un entorno productivo con la meta de que, a futuro, pueda extraer miles de toneladas del mineral. “Para eso se necesitan inversiones, que pueden provenir de capital de riesgo o de la asociación con una firma que tenga la capacidad de desarrollar proyectos de ingeniería de gran porte y pueda contribuir con el escalado. Ahora tenemos un reactor de mesada, pero apuntamos a construir un prototipo industrial: una planta piloto que pueda producir 20 toneladas de litio por año para demostrar su funcionamiento”, cuenta Calvo, y revela que están en conversaciones con varias compañías.

Una vez que este método se pruebe y madure, Litiar se propone agregar valor a la minería del litio: tener patentes propias y una tecnología competitiva; licenciar su uso y contratar profesionales del sistema científico.

Litio, electrodos y sustentabilidad

El litio que se extrae en la Argentina está disuelto en las salmueras de los salares de altura, como los de las provincias de Catamarca, Jujuy y Salta. Para obtener el mineral de esa solución y transformarlo en un producto de exportación (mayormente, carbonato de litio), el método más extendido a nivel local es el de evaporación, que se realiza con energía solar en enormes piletas de agua. Pero ese proceso –argumenta Calvo- implica la pérdida de una gran cantidad de agua, es muy lento (demora aproximadamente un año y medio) y es poco eficiente, ya que no captura más del 50% del litio que está presente en la salmuera.

A fin de superar esas limitaciones, se fueron desarrollando otras tecnologías, como los métodos de extracción directa de litio (DLE, por su sigla en inglés), entre los cuales se encuentra el ideado por Calvo y su equipo, que utiliza energía eléctrica. “Las principales ventajas son su rapidez, ya que en cuestión de horas se obtiene el litio; no se consume agua por evaporación; no produce residuos; no usa reactivos químicos sino corriente eléctrica, y tiene una alta selectividad, es decir, recupera mayor cantidad de litio de la salmuera”, señala el científico que en 2017 obtuvo el premio Bright Minds Challenge (Mentes brillantes), otorgado por la firma holandesa DSM en reconocimiento a su innovación.

Este método de Litiar opera mediante procesos electroquímicos que se inducen en un reactor que trabaja de manera continua. Está basado –explica Calvo- en el funcionamiento de una batería de litio común (como la de un teléfono móvil) en el sentido de que posee un material que es capaz de introducir litio en su interior y, posteriormente, extraerlo. “En nuestro caso es igual: aplicamos una corriente eléctrica y tenemos dos materiales de electrodos que funcionan como ‘esponjas’: una selecciona litio y la otra selecciona cloruro”, afirma el investigador.

Al circular la salmuera por el reactor y aplicar corriente eléctrica, en una primera fase se capta el cloruro de litio (no se absorben el sodio o el magnesio, que son otros componentes presentes en la salmuera). En la siguiente fase del ciclo se realiza el proceso inverso: sobre la solución muy diluida de cloruro de litio que se obtuvo inicialmente, los otros electrodos de la misma corriente van devolviendo cloruro de litio en, cada vez, mayor grado de concentración. Es síntesis: se trata de un mecanismo continuo que selecciona y libera cloruro de litio en grados crecientes de concentración hasta lograr el máximo posible. Esa solución, posteriormente, se puede comercializar como cloruro de litio, o bien –tras un proceso químico- ser transformada en carbonato o hidróxido de litio. Son los tres productos que se convierten en materiales de cátodos, de ánodos y en electrolitos, los componentes de las baterías de computadoras, teléfonos y vehículos eléctricos.

Invertir para escalar el proyecto

Litiar no es la única que desarrolla tecnología DLE. “Hay otras empresas como la nuestra en el mundo. Lithios, una startup creada por científicos del MIT, en Estados Unidos, que empezó mucho después que nosotros, y Electralith, un spinoff de la Universidad Monash, en Australia”, compara Calvo. Mientras que la primera en 2024 obtuvo US$ 12 millones de capital semilla para financiar la ampliación de su plataforma de extracción de litio, Electralith el año pasado levantó US$ 27,5 millones destinados a solventar el desarrollo e implementación de su tecnología, y a construir su primera planta piloto.

Es que la adaptación de un prototipo requiere capitales. “Si necesito construir una planta piloto para sacar, por ejemplo, 20 toneladas de litio por año, necesitaré US$ 5 millones. Necesitaré tuberías, bombas y electrodos; la capacidad de fabricar o abastecerme de todos los elementos que van en el reactor. En esa etapa, por caso, se podría generarse una cadena de valor, integrada por empresas o institutos del Conicet, que provea los insumos”, expresa Calvo. Y agrega: “El escalado de la tecnología no es un proceso lineal. Se la puede ir probando desde una pequeña planta piloto instalada, por ejemplo, en un yacimiento junto a una pileta para recuperar el litio que se pierde en algunas etapas del sistema de evaporación. Es una modalidad de trabajo para calibrar la tecnología. Y la ventaja es que el proceso es modular: se puede ir pasando a escalas mayores, con inversiones crecientes. No es preciso hacer una enorme inversión desde el principio”.

De acuerdo con Calvo, para que el cambio del sistema de evaporación a una tecnología de extracción directa sea rentable, el precio de la tonelada de litio debe estar por encima de US$ 15.000. Actualmente, ronda entre US$ 18.000 y US$ 20.000.

Tecnologías de extracción competitivas

A juicio de Calvo –que obtuvo la distinción Konex-, la Argentina puede aportar valor a la industria de extracción. “Desarrollar baterías es complejo, yo creo que no se puede competir. Pero sí podemos desarrollar tecnologías de extracción que sean competitivas, eso tiene un gran valor comercial”, considera.

Su objetivo, asegura, es generar una empresa con un equipo de gente joven. Las startups que en el mundo desarrollan este tipo de sistemas “tienen 10 ingenieros trabajando; nosotros, en cambio, ahora empleamos solo dos”. Pero el escenario puede ser otro. “Si captamos inversiones, podemos contratar más gente y avanzar más rápido –sostiene-. La idea es que Litiar sea una empresa argentina, con participación de otros socios como accionistas y profesionales, ingenieros y científicos: un equipo que genere riqueza desde el conocimiento y le dé continuidad futura al proyecto.”

, Mariana Pernas

La compañía Coral Energía concretó a través de un préstamo sindicado por US$ 12,2 millones, otorgado por el Banco Nación, el Banco Ciudad y el Banco Industrial, un financiamiento que le garantiza los recursos para avanzar con la infraestructura comprometida en energías renovables en diversas regiones del país. La firma prevé tener operativos hacia fin de año los primeros 150 Mw de almacenamiento y analiza oportunidades para incursionar en otras tecnologías, explicaron voceros de la energética que integra el grupo industrial Corven.

Este nuevo tramo financiero complementa y ratifica el esquema inicial de financiamiento obtenido en 2025 mediante un primer préstamo sindicado de US$ 60 millones con las mismas entidades. Los fondos de esta segunda línea permitirán fondear la construcción de cuatro parques solares en la provincia de Córdoba, los cuales aportarán una potencia conjunta de 20 megavatios (MW) distribuidos en las localidades de Villa María, San Francisco, Cruz del Eje y San Francisco del Chañar, este último con una capacidad de 9 MW.

En paralelo, la empresa avanza en las negociaciones con la Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI) para estructurar el capital de sus dos proyectos de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías (BESS). Estas iniciativas, adjudicadas en la convocatoria Alma GBA por una potencia de 100 MW, se localizarán en el Parque Industrial de Pilar, provincia de Buenos Aires, y proyectan el inicio de los trabajos en el terreno para el próximo mes de julio, con una inversión estimada de US$ 90 millones.

La estrategia en almacenamiento representa uno de los ejes del desarrollo del portfolio para la organización, que también formalizó su participación en la licitación federal Alma SADI. En dicha convocatoria nacional, la firma presentó 17 proyectos BESS (Battery Energy Storage System), operando 14 de ellos bajo gestión directa y tres en vinculación con la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC). Con esta cartera, la compañía pretende desarrollar una capacidad proyectada de 600 MW bajo contratos de abastecimiento a 15 años con Cammesa.

El desarrollo del portfolio solar

En lo que respecta a la generación fotovoltaica, Coral Energía ejecuta actualmente siete parques adjudicados bajo el programa RenMDI, respaldados por el primero de los crédito sindicado de US$ 60 millones. Las obras civiles y electromecánicas se distribuyen en las localidades de Bandera y Añatuya en Santiago del Estero; Santa Catalina y Bella Vista en Corrientes; Ceres y Venado Tuerto en Santa Fe; y San Pedro en San Juan, sumando un total de 90 MW en ejecución.

La empresa prevé un cierre de año con fuerte actividad operativa gracias a las próximas inauguraciones planificadas, que incorporarán unos 150 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Entre estos desarrollos se destaca el Parque Solar San Carlos, en San Juan, ejecutado en convenio con Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), junto con las cuatro plantas solares situadas en Santa Fe.

El despliegue santafesino contempla la puesta en marcha inminente de la central de Firmat, la cual completará la primera etapa provincial junto con los parques ya operativos de Arrufó, San Javier y San Guillermo. La habilitación de Firmat aportará 5 MW adicionales, consolidando un bloque de 20 MW en dicha jurisdicción para abastecer a unas 10.000 familias.

De acuerdo con las proyecciones financieras y operativas de la organización, la paulatina entrada en operación comercial de este portafolio diversificado de generación limpia y almacenamiento optimizará la matriz de ingresos de la firma. Se estima que la totalidad de los activos en marcha devengará una facturación anual de US$ 40 millones hacia 2027.

, Ignacio Ortiz

Sebastián Arismendi, geólogo, consultor, docente y durante ocho años responsable de exploración en Cuenca Argentina Norte (CAN) en YPF consideró que «sería una anomalía que no haya hidrocarburos en el offshore profundo con los casi 6,5 millones de kilómetros cuadrados que tiene la plataforma continental, de los cuales por lo menos más de un millón son áreas prospectables, es decir cuencas sedimentarias donde se puede buscar recursos».

Tal afirmación se sostiene en que la integración de datos geofísicos recopilados durante décadas en el lecho del Mar Argentino indica que la zona posee un potencial de recursos cercano a los 31.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. Por sus dimensiones, esta riqueza latente es considerada comparable o eventualmente superior a la de Vaca Muerta, lo que motiva el interés explorador en la región.

Arismendi explicó que aunque la frontera de aguas profundas permanece prácticamente inexplorada, la plataforma continental cuenta con un historial de alrededor de 180 pozos perforados desde la década de 1930. La gran mayoría de estas operaciones se concentró en aguas someras cercanas a la costa o como continuidad de yacimientos terrestres.

“La ventana exploratoria regional se encuentra en un momento de fuerte dinamismo. Los programas de sísmica 3D en la cuenca de Pelotas en Brasil, la presencia de operadores internacionales en bloques de Uruguay y los descubrimientos en el margen conjugado de las costas africanas confirman que el Atlántico Sur es una de las áreas más atractivas para la inversión petrolera global”, destacó el especialista en el programa Transición Energética en Radio Led.

Las expectativas sobre la riqueza en el lecho marino se retomaron con las recientes referencias del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien anticipó que la compañía busca capitalizar experiencia internacional en la región antes de retomar las perforaciones profundas en territorio argentino. El ejecutivo confirmó que la petrolera prevé iniciar operaciones hacia fines de 2027 o principios de 2028 en el bloque OFF-5 del offshore de Uruguay en sociedad con la italiana ENI.

Los análisis geológicos indican que esta área en el país vecino comparte similitudes estructurales con la cuenca Orange de Namibia, en el margen africano, donde se registraron descubrimientos de alta escala. Para Arismendi, el éxito en estas áreas fronterizas dinamizará toda la costa atlántica: «Uruguay va a perforar unos pozos ultraprofundos y eso puede desencadenar, en caso de ser exitoso, un círculo virtuoso importante».

El mar profundo más inexplorado del mundo

A pesar de la creencia generalizada de que el Mar Argentino carece de antecedentes, la actividad productiva cuenta con un desarrollo consolidado en la Cuenca Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego. Los yacimientos explotados por TotalEnergies y sus socios desde fines de la década de 1980, con una producción marina actual de entre un 18% y un 20% del total del gas consumido en el país.

La historia de la exploración en la plataforma continental argentina comenzó formalmente en la década de 1930 y se intensificó durante los años 60. A la fecha, existen alrededor de 180 pozos perforados en el Mar Argentino, de los cuales unos 130 poseen carácter exploratorio, aunque la gran mayoría se ejecutó en aguas someras cercanas a la costa.

«Los geocientistas sabemos desde hace tiempo, a través de la recopilación de todos los datos, que la historia en la Argentina es bastante larga y rica», detalló Arismendi, al precisar que el verdadero salto tecnológico se debe dar hacia el segmento de aguas profundas.

Incursionando en esta frontera ultraprofunda, la densidad de perforaciones es sumamente baja y registra solo dos antecedentes. El primero fue el pozo Malvinas X-1, perforado en 2011 por YPF a 500 metros de profundidad de agua; el segundo correspondió al pozo Argerich, operado en 2024 por Equinor en la Cuenca Argentina Norte (CAN-100), a 1.500 metros de profundidad de agua y con 4.000 metros de perforación.

Pese a que este último resultó «pozo seco» debido a fallas en los procesos de carga y migración de los hidrocarburos, el especialista remarcó que «el pozo Argerich en cuanto a lo que fue la prognosis geológica fue muy bueno«. Las estimaciones técnicas previas para el prospecto preveían una producción diaria de entre 200.000 y 210.000 barriles por día durante 8 a 10 años.

Arismendi explicó que actualmente, las operaciones a más de 300 kilómetros de la costa demandan buques de perforación (drill ships) o plataformas semisumergibles con sistemas de posicionamiento dinámico, cuyos costos por pozo exploratorio oscilan entre los 80 y 140 millones de dólares. Según el geólogo, para atenuar estos costos fijos resulta indispensable asegurar «una continuidad y que haya una serie de actividades sucesivas«.

Para la etapa de desarrollo, la industria global avanza hacia sistemas submarinos donde los módulos de tratamiento, almacenamiento e inyección se instalan directamente en el lecho marino y se monitorean de forma remota mediante drones, prescindiendo de las grandes unidades flotantes tradicionales (FPSO).

El especialista remarcó que un descubrimiento exitoso impulsará un entramado industrial, logístico y portuario que obligará a la Argentina a incorporar competencias técnicas de operadores internacionales. Dado que la construcción de gasoductos troncales en aguas profundas resulta económicamente inviable, el petróleo se exportará de manera directa desde las facilidades flotantes hacia los buques tanques.

Actualmente, las empresas adjudicatarias de la Ronda 1 del Plan de Exploración Offshore Costa Afuera, lanzada en 2018, avanzan con demoras en el procesamiento de datos y la diagramación de sus programas de perforación obligatorios en los bloques concesionados de las cuencas Argentina Norte, Malvinas Oeste y Austral.

, Ignacio Ortiz

Cuando se analiza la organización de un Mundial de fútbol suelen destacarse los aspectos deportivos, tecnológicos o logísticos. Sin embargo, detrás de cada partido existe una infraestructura silenciosa que resulta determinante para el funcionamiento de los estadios: los sistemas de climatización y control ambiental con un consumo energético optimizado.

La regulación de la temperatura, la calidad del aire, la humedad y la circulación de aire se han convertido en factores clave para garantizar condiciones adecuadas para futbolistas, espectadores y superficies de juego. Con el aumento de las temperaturas y los fenómenos climáticos extremos la climatización dejó de ser un servicio complementario para transformarse en un componente estratégico de la infraestructura deportiva.

En ese sentido, la Copa Mundial de la FIFA Qatar 2022 fue un gran precedente: representó uno de los proyectos de ingeniería climática más ambiciosos de la historia reciente del deporte. En un país donde las temperaturas pueden superar los 40°C durante gran parte del año, el desafío consistía en generar condiciones confortables en estadios abiertos y semiabiertos sin comprometer la eficiencia energética.

Para lograrlo, los ocho estadios mundialistas incorporaron sistemas avanzados de refrigeración capaces de mantener temperaturas controladas tanto en las tribunas como en el campo de juego.

En ese contexto, Daikin, subsidiaria de la compañía japonesa Daikin Industries Ltd., participó en el desarrollo de soluciones de climatización para la totalidad de los estadios utilizados durante la Copa Mundial, además de centros de entrenamiento e infraestructura complementaria.

El proyecto incluyó más de 124.000 toneladas de refrigeración instaladas mediante sistemas diseñados para optimizar el consumo energético y garantizar condiciones ambientales estables en instalaciones de gran escala.

La climatización, pieza clave en este Mundial 2026

El desafío climático constituyó una variable central durante la gestación del actual Mundial con sede en Estados Unidos, México y Canadá. En ese sentido, la FIFA confirmó que el cooling break o pausa de hidratación será obligatorio en todos los partidos, incluso en aquellos en los que las condiciones climáticas no lo exijan y como parte de una estrategia orientada a proteger la salud y el rendimiento de los jugadores.

Al mismo tiempo, las ciudades sede implementaron medidas complementarias para los asistentes, que incluyen desde estaciones de hidratación, zonas de enfriamiento hasta espacios con sistemas de nebulización y carpas climatizadas.

La decisión refleja una tendencia cada vez más visible en la planificación de grandes eventos: la necesidad de adaptar la infraestructura a escenarios climáticos más exigentes.

«Los grandes eventos deportivos muestran algo que cada vez vemos con más frecuencia en múltiples industrias: la climatización dejó de ser un servicio complementario para convertirse en una pieza estratégica de la infraestructura. Hoy hablamos de soluciones que contribuyen al confort de las personas, al cuidado de los recursos energéticos y a la sostenibilidad de los espacios», señaló Carlos Sorrenti, gerente de División Comercial de Daikin Argentina.

El césped: otro protagonista que depende del control ambiental

Además del bienestar de jugadores y espectadores, la climatización desempeña un papel fundamental en la conservación del césped, uno de los activos más importantes dentro de un estadio.

Las superficies deportivas requieren parámetros específicos de temperatura, humedad y ventilación para mantener condiciones óptimas durante toda la competencia. Por esa razón, los recintos más modernos incorporan sistemas inteligentes capaces de monitorear variables ambientales en tiempo real y realizar ajustes automáticos según las necesidades operativas.

Este tipo de tecnologías permite preservar la calidad del terreno de juego incluso bajo condiciones climáticas adversas o frente a una intensa utilización de las instalaciones.

La incorporación de soluciones de climatización de alta eficiencia no es exclusiva de los grandes torneos internacionales. En Argentina, uno de los ejemplos más destacados es el Estadio Único Madre de Ciudades, ubicado en Santiago del Estero, una de las provincias con mayores temperaturas promedio del país.

El estadio fue diseñado para responder a exigentes requerimientos de confort y eficiencia energética. La climatización estuvo a cargo de Daikin, que desarrolló un sistema adaptable a los distintos usos y niveles de ocupación de cada espacio. La infraestructura abarca vestuarios, salas de prensa, zonas mixtas, cabinas para periodistas, museo y otras áreas operativas del estadio.

El sistema combina diferentes tecnologías de climatización de alta eficiencia con una capacidad total de 430 HP, permitiendo acondicionar cada ambiente de manera independiente según sus necesidades específicas. Además, se administra a través de una plataforma centralizada de monitoreo que facilita la operación, el mantenimiento y la optimización del consumo energético.

A tres años de su puesta en funcionamiento, el estadio continúa operando con elevados niveles de desempeño, consolidándose como un ejemplo de integración entre confort, eficiencia energética y gestión inteligente de infraestructura.

Infraestructura preparada para optimizar el uso de la energía

La creciente incorporación de sistemas de climatización avanzados en estadios refleja una transformación más amplia que atraviesa a la infraestructura deportiva global.

«Durante años, la climatización fue percibida como un aspecto secundario dentro de la infraestructura deportiva. Hoy vemos que es una herramienta estratégica para enfrentar los desafíos que plantea el cambio climático, mejorar la experiencia de las personas y optimizar el uso de la energía. Gran parte de estas soluciones son invisibles para el público, pero resultan fundamentales para que un estadio funcione de manera eficiente y sostenible», agregó Sorrenti.

Aunque gran parte de estas tecnologías permanece fuera de la vista de los espectadores, su impacto resulta cada vez más relevante. La experiencia de Qatar 2022 y este Mundial 2026 muestran que los estadios del futuro estarán definidos no solo por su capacidad o diseño arquitectónico, sino también por su inteligencia energética y su capacidad de adaptación climática.

, Loana Tejero

La Legislatura de Neuquén votará este miércoles 24 el acuerdo que firmó el gobierno de Rolando Figueroa con YPF para otorgar estabilidad fiscal y un régimen de regalías diferenciales al proyecto para producir GNL con el gas de Vaca Muerta. El oficialismo cuenta con los votos para sancionar la ley, pero lo hará por la noche para evitar que coincida con la movilización que convocaron los principales sindicatos estatales.

La sesión comenzará a las 18 y no a las 10 como sucede habitualmente. La decisión la tomaron hoy los diputados jefes de bloque en la reunión de Labor Parlamentaria para no tener que sancionar el proyecto en un clima de protesta. Uno de los puntos que se analizaron fue que, durante la mañana, funciona el jardín maternal de la Legislatura y también asisten estudiantes a la biblioteca ubicada en el edificio.

El objetivo es darle tratamiento en general durante la tarde cuando ya no haya manifestantes y, a la medianoche, iniciar una segunda sesión para que la ley quede aprobada en particular.

Las organizaciones habían convocado a una concentración a las 10 en el centro de la capital para marchar hacia el edificio legislativo bajo la consigna «no a la baja de regalías». Según pudo saber EN/CLAVE, mantendrán el horario pese a la «gambeta» resuelta por los legisladores.

El proyecto que llega al recinto tras el despacho de las comisiones de Asuntos Constitucionales, Presupuesto y Energía contempla una flexibilización del porcentaje de regalías que cobrará la provincia a través de un esquema de bandas que oscilarán entre el 7,5%, el 10% o el 12% según sea la rentabilidad del proyecto.

También le otorga estabilidad fiscal al proyecto por 30 años, que incluye el no cobro de Ingresos Brutos a la venta de los hidrocarburos que tengan como destino final la exportación, y la exención del pago del Impuesto a los Sellos sobre el acta acuerdo.

Además, obliga a YPF a pagar a la provincia un «bono de infraestructura» de 175 millones de dólares.

Búsqueda de apoyos

El oficialismo de Rolando Figueroa llega cómodo en el recuento de votos para aprobar la ley, aunque con cierto ruido político que habría preferido evitar.

A los planteos que ya hicieron los bloques opositores del kirchnerismo y la izquierda en contra del acuerdo con YPF se sumaron los sindicatos estatales y otras organizaciones sociales que advierten por la eventual pérdida de recursos que significaría para Neuquén el esquema de regalías diferenciales.

El gobierno, que presentó esta ley como un «hito fundacional» similar al que inició la explotación no convencional en Loma Campana, en 2013, se dedicó en los últimos días a incentivar comunicados y manifestaciones de apoyo de municipios, sindicatos aliados y cámaras empresarias para intentar contrarrestar esos argumentos.

Se buscó dar una imagen de acuerdo mayoritario de todos los sectores de la sociedad frente a una minoría política y sindical que tampoco sería representativa en la Cámara.

De 35 bancas que tiene la Legislatura de Neuquén, al menos 25 votarían a favor, entre los que se cuentan a los diputados de Comunidad, el PRO y el MPN.

En contra ya se manifestaron los dos miembros del FIT, Andrés Blanco y Julieta Ocampo; los tres de Unión por la Patria, Darío Martínez, Lorena Parrilli y Darío Peralta; e integrantes del interbloque Neuquén República que agrupa a César Gass (UCR), Mónica Guanque, Federico Méndez y Cecilia Papa (Democracia Neuquén). La quinta diputada de este espacio, Brenda Buchiniz (Cumplir-LLA), dijo a este medio que aún no tenía resuelto su voto.

Una demostración de fuerza

Los sindicatos y organizaciones que se movilizarán el miércoles a la Legislatura saben que no tienen fuerza para torcer la votación, pero esperan hacer una demostración numérica que empañe el escenario de consenso que buscó mostrar el gobierno.

«Lo importante es que se vea la magnitud de la marcha», afirmó a EN/CLAVE un referente estatal que está organizando la marcha.

La mayoría de los gremios se concentrará en el monumento a San Martín del centro de la capital a las 10 y, desde allí, recorrerá unos dos kilómetros hasta el edificio de la Legislatura. En cambio, ATE, que llevará una de las principales columnas, iniciará el recorrido desde la sede de su gremio.

Entre las organizaciones sindicales que anticiparon su participación también se cuenta a ATEN, que representa a los maestros; a Sejun, de los trabajadores del Poder Judicial; y a Adunc y Apunc, de docentes y no docentes de la Universidad Nacional del Comahue. También convocó a movilizarse en contra del acuerdo con YPF el sector de la Confederación Mapuche más enfrentado con el gobierno y que nuclea a las comunidades que están en la zona de influencia de Vaca Muerta.

Los dirigentes esperan montar un acto en las inmediaciones de la Legislatura para darle un cierre a la protesta que, en principio, no inquieta al oficialismo en cuanto a la posibilidad de que se genere un conflicto que fuerce una actuación policial.

Estatales o privados: quiénes están a favor

La oposición al acuerdo entre Neuquén e YPF para generar un régimen promocional que posibilite la concreción del proyecto de GNL con el gas de Vaca Muerta proviene, principalmente, del sector estatal.

Casi todo el arco gremial vinculado a los trabajadores públicos, a excepción del que nuclea a los empleados legislativos, ANEL, se manifestará el miércoles en contra del proyecto por entender que resigna recursos para la provincia.

Se trata de un sector que depende directamente de los ingresos corrientes que recibe Neuquén por la coparticipación federal, cada vez más escasa, impuestos provinciales como Ingresos Brutos y las regalías que deja la explotación hidrocarburífera.

El gobierno destina alrededor de 360.000 millones de pesos por mes, casi un 60% de lo que recauda, al pago de salarios de unos 70.000 trabajadores estatales. ATE ya anticipó que el miércoles le pedirá al gobierno, en el contexto de la manifestación, que convoque a discutir la paritaria del segundo semestre.

El apoyo al proyecto, en cambio, lo manifestaron los sindicatos del sector privado como los Petroleros de Marcelo Rucci y el Centro de Empleados de Comercio que conduce el diputado del MPN, Ramón «Colo» Fernández, ambos aliados de Rolando Figueroa.

Los petroleros consideraron el acuerdo con YPF como «un paso necesario para garantizar nuevas inversiones, sostener la actividad a largo plazo y multiplicar las oportunidades laborales para las futuras generaciones».

Desde el gremio de comercio, uno de los principales empleadores de la provincia, afirmaron que el desarrollo del GNL no solo fortalecerá a la industria petrolera, sino que tendrá «un efecto multiplicador» sobre toda la economía de Neuquén como la construcción, el transporte, los servicios «y, en definitiva, el comercio local, que depende directamente de que haya actividad, salarios y consumo».

, Andrea Durán

El Poder Ejecutivo Nacional oficializó la nueva reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras 24.196, una medida altamente esperada por el sector extractivo, a más de 30 años de vigencia. La normativa introduce una serie de adecuaciones orientadas a actualizar la aplicación del régimen vigente a las nuevas realidades productivas, tecnológicas y administrativas del mercado global.

La nueva reglamentación se concretó a través de la publicación este martes del Decreto 482 en el Boletín Oficial, y cuyos lineamientos habían sido anticipados por EconoJournal en diciembre, al dar conocer el trabajo que se estaba desarrollando para simplificar y actualizar la normativa.

La premisa manifestada es la de «optimizar la competitividad del sector y la eficiencia en la gestión estatal«, para lo cual en julio pasado ya se habían sumado modificaciones a la Ley 24.196, orientadas a la desregulación y la modernización de los procedimientos.

La nueva norma sustituye el Decreto 2686 del 28 de diciembre de 1993 y tiene como eje central fortalecer el esquema normativo para los proyectos más allá del vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Se busca, en primera instancia, asegurar la convivencia estratégica entre ambas normas, pero luego promover la accesibilidad y agilidad de la propia ley que por definición trascenderá al régimen.

La histórica Ley de Inversiones Mineras, bien valorada por la industria, tiene como uno de los principales incentivos la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, durante el cual las empresas mineras no ven incrementada su carga tributaria. También prevé la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones, entre otros, y la importación de bienes de capital, equipos e insumos con exenciones de derechos y otros gravámenes.

Desde la cartera se explicó que los cambios buscan «terminar con la discrecionalidad y el alto nivel de incumplimiento» que caracterizó la aplicación de la normativa para el sector desde su sanción legislativa. En ese sentido, se aseguró que la Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios, tal como lo habilita la Ley de Bases, con la condición de que los beneficios elegidos «no sean de la misma naturaleza y no se superpongan».

Los principales cambios que actualizan la Ley 24.196

Entre las modificaciones más destacadas de la nueva reglamentación figura la agilización del sistema de importaciones para insumos, repuestos y bienes de capital destinados a la minería. El esquema previo de autorizaciones y certificaciones manuales quedó reemplazado por un sistema interoperable a través de la Ventanilla Única de Comercio Exterior Argentino (VUCEA), que conecta en un plazo máximo de cinco días hábiles a la autoridad de aplicación con el Sistema Informático Malvina de la Aduana, optimizando el control y la trazabilidad del beneficio arancelario.

Asimismo, el reglamento establece por primera vez en el marco de la ley la definición formal de “proyecto minero”, delimitándolo como el conjunto de acciones, obras y bienes destinados al descubrimiento, valoración, cuantificación, preparación, desarrollo, extracción, transporte y comercialización de minerales de uno o más yacimientos. En función de este cambio, las empresas quedan obligadas a presentar sus declaraciones juradas e informes económico-financieros de manera individualizada a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD).

Respecto al tratamiento fiscal de las inversiones, la norma otorga una mayor precisión al alcance de la estabilidad fiscal, la cual llega a nuevos emprendimientos o ampliaciones que incrementen la capacidad productiva. El texto determina un plazo de sesenta días hábiles para que la autoridad dicte el acto de aprobación tras evaluar el estudio de factibilidad técnica, fijando con claridad que la fecha de origen del beneficio será la del día de la presentación original.

Otro aspecto clave de la reforma es la optimización del mecanismo de devolución del crédito fiscal del Impuesto al Valor Agregado (IVA) acumulado durante las etapas de prospección, exploración y ensayos metalúrgicos. Para agilizar los tiempos financieros de las compañías, la autoridad de aplicación deberá expedirse sobre la pertinencia técnica en treinta días hábiles, abriendo paso a que la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) emita el acto administrativo final de admisión en un plazo no mayor a otros treinta días hábiles.

En otro plano, se incorporó la opción de contratar un seguro ambiental obligatorio como un mecanismo de garantía real externa en lugar de constituir de forma exclusiva la previsión especial anual. Esta figura traslada el riesgo a un tercero solvente y regulado, logrando la armonización del artículo 23 de la Ley de Inversiones Mineras con la Ley General del Ambiente 25.675, lo que evita la duplicación de exigencias impositivas y la superposición de esfuerzos administrativos por parte de las operadoras.

La flexibilización también alcanza la integración regional de los procesos de tratamiento de minerales, extendiendo el radio de influencia a quinientos kilómetros de los yacimientos ubicados en territorio nacional y exigiendo que provean no menos del 50% en peso de sus insumos minerales. Esta ampliación busca fomentar el desarrollo de proveedores locales, optimizar la competitividad logística y consolidar el asentamiento poblacional e industrial en regiones aisladas o con bajo índice de empleo fabril.

La normativa también introduce la figura de «bienes reacondicionados» para equipamiento usado que pase por un proceso documentado de restauración, permitiendo su importación y fijando pautas proporcionales para el cálculo de su vida útil amortizable en el Impuesto a las Ganancias. Adicionalmente, implementa la constitución obligatoria del domicilio legal electrónico y define exigencias estrictas para los prestadores de servicios mineros, quienes deberán certificar anualmente un porcentaje mínimo de facturación vinculado directamente a la actividad.

, Ignacio Ortiz

Flavia Royón, ex secretaria de Minería y Energía de la Nación; Leandro Seoane, secretario de la Cámara Argentina de Construcción Modular e Industrializada (CACMI); Juan Biset, socio de Nicholson y Cano Abogados; y Santiago Bulat, economista y jefe de IDEA y socio de consulta Invecq Consulting, debatieron en el cuarto episodio de Aguas Arriba sobre el desarrollo de proveedores para la industria minera.  

El disparador fue la importación de módulos habitacionales de la empresa PowerChina para el campamento minero de Vicuña, el proyecto de cobre más importante del país, con una inversión prevista de 18 mil millones de dólares. Aunque desde las mineras Lundin Mining y BHP afirmaron que se trataría de sólo el 25% del campamento final -por lo que habría nuevas licitaciones a futuro-, la decisión disparó las alarmas en la industria y preocupó a un sector que afirma no haber sido llamado a concursar, pese a asegurar que cuentan con capacidad instalada y precios competitivos.

Leandro Seoane, quien además de integrar CACMI es director de la empresa de construcción modular 4housing, explica que, al solo haber participado una empresa nacional en la licitación, no es posible ponderar la competitividad real de toda la oferta argentina respecto de la China, lo que abre interrogantes sobre cuáles son los criterios que finalmente pesan al momento de elegir proveedores internacionales por sobre los locales.

Juan Biset considera que a las grandes operadoras muchas veces “les gana la aversión al riesgo y la necesidad de apurarse”. Según el consultor, en proyectos mineros con este volumen de CAPEX, cada minuto cuenta y cada demora tiene un costo, por lo que “gana el ‘compremos a un proveedor que conozco porque bajo el riesgo y me aseguro de que estoy en plazos’”, explica.

Sin embargo, Seoane lo evalúa como una decisión apresurada e incluso riesgosa, teniendo en cuenta la complejidad técnica del terreno. Desde su rol en la CACMI se encuentra trabajando en un informe de capacidad instalada de alrededor de 60 empresas nacionales de construcción modular con el objetivo de demostrar la capacidad existente, suficiente para cubrir los requerimientos de escala de estos proyectos, con trayectoria demostrada en obra. “Yo estoy convencido de que, si nosotros terminamos de acreditar nuestra capacidad a las mineras y a todas las empresas que están por desarrollar proyectos con el RIGI, esto va a cambiar”, afirma.

El desafío de desarrollar proveedores locales

Más allá del caso Vicuña en particular, la preocupación radica en el precedente, ya que el proyecto cuprífero es uno de los primeros en acceder al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en minería y podría marcar una forma de trabajo a futuro en el incipiente mercado minero argentino.

Flavia Royón considera el acontecimiento como un llamado de atención para el sector en general, y recuerda que el RIGI ofrece beneficios fiscales a las empresas con la expectativa de que vuelva en forma de desarrollo de proveedores, mano de obra y generación de empleo.

Para la ex funcionaria no se trata de no importar, sino de hacerlo solo en los casos en los cuales la Argentina no produzca o no cuente con el know-how necesario. “Esto va mucho más allá de si la decisión fue acertada o no, sino de cuál es la foto que queremos, porque no estamos hablando de 100 proyectos, sino de oportunidades que se cuentan con los dedos de la mano”, sintetiza.

Biset coindice y profundiza: “Es una discusión sobre cómo va a ser percibida la minería que arranca”. Para el consultor, ese debate no es sólo una cuestión entre particulares ni una responsabilidad del área de compras del cliente, sino que el Estado debería operar como articulador para acercar la propuesta de los proveedores a las operadoras, mapeando a aquellas que cuenten con las capacidades necesarias para responder a las demandas en tiempo y forma. La decisión final será de la operadora pero, afirma Biset, como mínimo las empresas locales deberían participar del proceso.

Según los entrevistados, la solución de una articulación entre los actores sería superadora al compre local, el cual les quita competitividad a los proyectos, ya que obliga a las empresas a comprar productos que efectivamente podrían ser importados. “Los compres locales no lo son al 100%, hay un porcentaje que sí se habilita por diferentes cuestiones. Todo tiene que ser en el marco de una racionalidad y también de una visión compartida, construida en el sector público privado”, afirma Royón.

Los condicionantes para la competitividad

Por otro lado, Santiago Bulat advirtió que el debate no puede desligarse de las condiciones de competitividad que enfrenta hoy la industria argentina.

El economista sostuvo que muchas empresas operan con costos financieros superiores a los de sus competidores internacionales, una elevada carga tributaria y mayores dificultades para acceder al crédito, factores que terminan condicionando su capacidad para competir con proveedores del exterior.

En ese sentido, consideró que la discusión no debería centrarse exclusivamente en restringir las importaciones, sino en generar mecanismos que permitan fortalecer la oferta local. Como ejemplo mencionó la experiencia australiana, donde antes de contratar proveedores extranjeros las compañías realizan una búsqueda de alternativas nacionales y solo recurren al exterior cuando no existe una opción competitiva disponible.

Seoane asegura que el sector no tiene inconvenientes en asociarse con firmas extranjeras e, incluso, afirma haberlo hecho en varias oportunidades para afrontar desafíos técnicos que excedían las capacidades disponibles en el país.

El empresario coincide en que la participación del sector público como mediador podría ser una solución, y como representante de parte del sector industrial declara: “nosotros tenemos capacidad, tenemos conocimiento técnico y estamos tratando de armar una mesa de trabajo con las corporaciones. No pueden desconocer que existen empresas en Argentina. Quizá lo que falta en esta instancia es un espacio para exponer, generar confianza con las corporaciones y tratar de que aquí en adelante, de mínima, podamos participar”.

, Redaccion EconoJournal

La filtración de un reporte interno de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) sobre aspectos del diseño del reactor CAREM que aún generan dudas sobre su seguridad operativa levantó polémica en los últimos días. Una observación principal del reporte es sobre los ensayos y estudios que validan la seguridad de refrigerar el circuito primario por el método de convección natural, una característica innovadora y distintiva del diseño del reactor.

Sin embargo, la ex presidenta de la CNEA entre 2021 y principios de 2024, Adriana Serquis, aseguró que los autores del reporte no tuvieron en cuenta toda la documentación técnica que solicitaron a fines de evaluar esos aspectos y recomendar cómo proseguir con el desarrollo del proyecto, en una entrevista concedida al ciclo El Fondo Del Pozo.

El reporte en cuestión es la Revisión Crítica de Diseño del CAREM ordenada durante la presidencia de Germán Guido Lavalle. Se trata de una revisión independiente del estado de desarrollo de la ingeniería del proyecto CAREM, concluida en 2024 por una comisión de pares revisores, compuesta en su totalidad por ingenieros de reconocida trayectoria en el sector.

En respuesta al reporte, Serquis dijo que se trata de una versión parcial y que los puntos críticos del diseño observados por el comité fueron refutados con la presentación de documentación técnica.

“Tenemos los mejores especialistas en seguridad nuclear del mundo. Esas personas sienten muy ofensivo este reporte. El gobierno entró con gente que decía que haría una revisión de todo el proyecto, desde lo financiero a lo técnico. Se les presentaron más de 1700 documentos técnicos pero no los leyeron”, aseguró.

Ahora bien: sobre la objeción de Serquis al trabajo del comité revisor, una fuente con acceso a la conducción del organismo científico respondió a EconoJournal que “no hubo refutaciones en CNEA a la revisión de pares”.

El CAREM es un prototipo de reactor modular pequeño (SMR) de 25 MW eléctricos. La construcción del reactor en el complejo Atucha en Lima entró en pausa el año pasado ante las dificultades de proseguir con las obras sin tener concluida por completo la ingeniería definitiva del reactor.

Mientras tanto, la conservación del edificio del reactor y de equipamiento en el predio del proyecto en Lima presenta importantes dificultades por la priorización del presupuesto de la CNEA a la finalización del reactor multipropósito RA-10.

CAREM: qué dice el reporte de CNEA sobre la seguridad del reactor

El reporte, visto por EconoJournal, pone el foco en distintos aspectos a resolver de la ingeniería del CAREM, organizados por temáticas. Un aspecto especialmente analizado fue la refrigeración del circuito primario del reactor mediante un sistema por convección natural, una de las características más innovadoras del diseño.

Los revisores evaluaron que ese sistema presenta “incertidumbres” que deben ser minimizadas con la colocación de bombas para garantizar la circulación del agua. Sin embargo, esta solución es criticada por algunas fuentes desde dentro del organismo.

Los temas revisados fueron agrupados en seis áreas:

• Termo-hidraúlica,
• Generadores de vapor,
• Recipiente de presión,
• Mecanismos de control de reactividad,
• Núcleo y
• Varios.

Para la revisión se solicitó documentación técnica a los responsables de las distintas áreas abocadas al desarrollo del CAREM. De la evaluación de la documentación presentada, el comité concluyó que “el desarrollo de la ingeniería del reactor CAREM25 no presenta un grado de avance con el cual se pueda inferir que su funcionamiento será seguro”.

En lo que respecta al análisis de la termo-hidraúlica del reactor, se realizaron distintas observaciones relacionadas con el sistema de refrigeración por convección natural y el flujo crítico de calor.

La refrigeración por circulación natural en el circuito primario es un aspecto innovador y central del diseño: se consigue ubicando con diferencia de altura a la fuente caliente (el núcleo) y la fuente fría (los generadores de vapor), de forma tal que el agua sube al calentarse en el núcleo y desciende al enfriarse (tras entregar su calor a lo largo del generador de vapor).

Un sistema de ese tipo eliminaría la necesidad de tener bombas en el circuito primario para garantizar el enfriamiento en caso de una pérdida de energía externa. Sin embargo, los revisores señalan que no se realizaron suficientes estudios que garanticen el funcionamiento de la convección natural con una baja incerteza de falla. En consecuencia, los autores recomendaron “agregar bombas en el primario para minimizar las incertidumbres que genera la convección natural”.

EconoJournal consultó con fuentes dentro del organismo sobre las observaciones y recomendaciones realizadas por el comité de expertos. Fuentes gremiales circularon un reporte sin firma en el que convalidan algunas de las observaciones y recomendaciones realizadas por el comité, aunque se rechaza por completo la observación de que no se realizaron suficientes ensayos para confirmar el funcionamiento de la convección natural.

Los ensayos habrían sido realizados en el Laboratorio de Estudios Termo-hidraúlicos en Pilcaniyeu. “El énfasis puesto en atacar la convección natural fue con el propósito de hacer una reingeniería del prototipo que duraría 3 años más (dicho por la intervención del CAREM en su momento)”, dice el reporte circulado por los gremios.

Otra conclusión del comité es una crítica al avance de la obra civil en el edificio de contención del reactor. «Se han adoptado decisiones de construcción de la obra civil cuyo diseño depende del diseño del reactor, el que no está terminado«, cuestiona el reporte.

Comité revisor del CAREM: Su conformación

El comité revisor del CAREM estuvo integrado por once ingenieros bajo la coordinación del doctor en ingeniería nuclear, Víctor Herrero. También destaca el ex presidente de Nucleoeléctrica e ingeniero electrónico, Eduardo Nies. El resto del equipo de revisores esta conformado por Alejandro Clausse, Carlos Lecot, Eduardo Villarino, Miguel Schivo, Raúl Marino, Osvaldo Azpitarte, Marcelo Bercellini, Fabián Bonetto y José Gonzalez.

Los revisores fueron elegidos teniendo en cuenta su participación en distintos momentos del proyecto CAREM y/o el conocimiento profundo de los temas a revisar basado en su investigación científica y experiencia profesional. Algunos desarrollan su actividad profesional en la CNEA, otros pertenecen a empresas que participan del proyecto como contratistas principales, y otros han desarrollado actividades de investigación en temas de diseño, construcción, operaciones y seguridad de reactores nucleares.

, Nicolás Deza

Varias empresas multinacionales del sector energético que operan en la Argentina comenzaron durante junio a girar dividendos al exterior, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas de distintas compañías sin contacto entre sí. Se trata de un movimiento relevante para la industria petrolera porque marca, por primera vez desde el restablecimiento del cepo cambiario en 2019, que compañías internacionales vuelven a acceder al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para repatriar parte de las utilidades generadas en el país.

La novedad alcanza especialmente a petroleras con presencia en Vaca Muerta y en otros activos energéticos locales. Empresas como Shell, TotalEnergies, Chevron y Harbour Energy (ex Wintershall Dea), entre otras, se habían visto restringidas durante años en la posibilidad de enviar dividendos a sus casas matrices. Es una limitación que condicionó la planificación financiera de sus operaciones locales y obligó, en muchos casos, a reinvertir utilidades dentro del país o mantener fondos inmovilizados en la Argentina.

La imposibilidad de repatriar dividendos fue, además, uno de los factores que incidieron en la decisión de algunas compañías internacionales de desacelerar o discontinuar planes de inversión en el país. Es el caso, por ejemplo, de ExxonMobil, cuya salida de la Argentina estuvo asociada, entre otros factores, a las restricciones para recuperar capital y utilidades generadas por sus activos locales.

Flexibilización cambiaria

En rigor, lo que empezó a observarse en junio es la materialización de la flexibilización cambiaria aprobada por el Banco Central a través de la Comunicación “A” 8226, dictada el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de abril de ese año. Esa norma estableció que las entidades financieras pueden dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos correspondientes a ganancias realizadas en estados contables de ejercicios anuales iniciados a partir del 1° de enero de 2025.

La autorización no alcanza al stock histórico de dividendos acumulados durante los años de cepo, sino únicamente a los nuevos flujos generados a partir del año pasado. Es decir, permite girar dividendos de utilidades recientes, pero no libera automáticamente las ganancias retenidas correspondientes a ejercicios anteriores. Sobre ese punto, fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que se trata de una discusión que continúa abierta y sobre la cual todavía no hubo anuncios oficiales.

El cepo cambiario se restableció el 1° de septiembre de 2019, después de la derrota electoral que sufrió Cambiemos en las PASO de ese año. A través del Decreto 609/2019 y de la Comunicación “A” 6770 del Banco Central, la autoridad monetaria reinstaló controles sobre el mercado cambiario. Desde entonces, el giro de utilidades y dividendos al exterior quedó sujeto a autorizaciones especiales que, en la práctica, bloquearon durante años la repatriación regular de ganancias por parte de empresas multinacionales.

Para la industria energética, el cambio tiene una lectura más amplia que la estrictamente normativa. El regreso del giro de dividendos funciona como una señal hacia las casas matrices de que la Argentina empieza a recomponer una condición básica para atraer inversión extranjera directa: la posibilidad de obtener ganancias, convertirlas en dólares a través del mercado oficial y enviarlas a los accionistas en el exterior.

En el caso de las petroleras, esa señal es especialmente sensible. Vaca Muerta concentra buena parte de las expectativas de crecimiento exportador de la Argentina para los próximos años, pero el desarrollo masivo de shale oil, shale gas, infraestructura de evacuación, proyectos de midstream y terminales de exportación requiere decisiones de inversión intensivas y de largo plazo. Para los comités globales de inversión, la posibilidad de repatriar dividendos constituye una variable central al momento de evaluar el atractivo de la Argentina frente a otros destinos.

, Nicolas Gandini

La actividad hidrocarburífera en la provincia de Neuquén volvió a marcar un hito histórico durante mayo de 2026, impulsada por el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, que marcó un nuevo registro en la producción de petróleo y de gas natural con los mayores volúmenes nunca antes registrados en la provincia.

Durante mayo, la producción de petróleo en Neuquén promedió los 636.295 barriles por día (bbl/d), convirtiéndose en el mayor volumen extraído en la historia provincial. Esta cifra refleja la velocidad del desarrollo no convencional si se lo compara con el mismo mes del año pasado: representa un salto interanual del 35,76% frente a mayo de 2025.

Al contrastarlo con el mes inmediato anterior, mayo dejó atrás la marca de abril de 2026 (cuando se habían promediado aproximadamente 628.936 bbl/d), lo que significa un incremento mensual del 1,17%. Asimismo, el acumulado de los primeros cinco meses de 2026 muestra un sólido crecimiento del 33,07% respecto al mismo período del año pasado.

Este empuje en el segmento del crudo estuvo coordinado principalmente por el aumento de actividad y rendimiento en las áreas Rincón de Aranda, Bajo del Choique–La Invernada, Aguada Federal, Coirón Amargo Sureste y Mata Mora Norte.

El gas acompaña la tendencia de cara al invierno

Por el lado del gas natural, la provincia también tocó un techo histórico al alcanzar los 115,15 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d). El salto respecto al mes anterior fue sumamente marcado, registrando un aumento del 13,79% en comparación con abril de 2026, mes en el que la producción se ubicó en torno a los 101,19 Mmm³/d.

En la comparación interanual, el volumen de gas inyectado en mayo fue un 12,47% superior al de mayo de 2025, mientras que el acumulado entre enero y mayo de este año ya se posiciona un 7,39% por encima de los primeros cinco meses del año anterior.

En este caso, la suba mensual estuvo apalancada por el desempeño técnico y operativo de bloques clave de la cuenca, entre los que destacaron Fortín de Piedra, La Calera, Aguada de la Arena, Rincón del Mangrullo, El Mangrullo y Aguada Pichana Oeste.

La consolidación del mapa no convencional

Los datos del quinto mes del año ratifican que el shale es el sostén absoluto de la matriz energética neuquina. En mayo, la producción no convencional de petróleo promedió los 618.412 bbl/d, lo que equivale al 97,19% de todo el crudo extraído en la provincia.

En el segmento del gas, el bloque no convencional aportó 105,51 MMm³/d, representando el 91,63% del total de la provincia. Dentro de este universo, la participación de la producción shale fue la gran protagonista, concentrando por sí sola el 82,95% del total del gas de Neuquén.

, Redacción EconoJournal

Misión Productiva elaboró el “Manifiesto por el Industrialismo del Siglo XXI”, un decálogo que busca aportar una nueva mirada al debate sobre el desarrollo productivo argentino. La propuesta parte de la necesidad de superar la discusión pendular entre protección y apertura para construir una estrategia industrial moderna, sostenible en el tiempo y adaptada a los desafíos económicos, tecnológicos y geopolíticos actuales.

“El Industrialismo del Siglo XXI no propone volver al pasado; busca construir acuerdos, prioridades y estrategias que permitan aprovechar mejor las capacidades productivas del país. Es, en definitiva, una propuesta para construir una estrategia productiva acorde a los desafíos del presente y desarrollar de una vez el enorme potencial industrial que tiene nuestro país”, sostuvo Martin Alfie, director y miembro fundador de Misión Productiva, red de profesionales que busca aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos económicos que enfrenta la Argentina.

Misión Productiva realizó el pasado 2 de junio en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA su Segundo Congreso Productivo donde se debatió sobre el modelo productivo en un escenario atravesado por restricciones macroeconómicas, necesidad de divisas, demanda de inversión y urgencia por recomponer el empleo.

Los diez puntos del documento son los siguientes:

1. Superar la falsa dicotomía entre industria y apertura. El documento plantea que la discusión industrial argentina suele quedar atrapada entre dos posiciones extremas: una mirada nostálgica, que propone reconstruir esquemas del pasado, y una visión anti industrialista, que minimiza el valor estratégico de las capacidades productivas existentes. Frente a ese escenario, Misión Productiva propone una mirada pragmática, orientada a identificar qué sectores y empresas pueden generar productividad, innovación, exportaciones y empleo de calidad.

2. Encarar el debate sobre qué industria necesita Argentina. El manifiesto sostiene que la industria ya no ocupa el mismo lugar que hace cincuenta años, pero continúa siendo una pieza central para elevar la productividad, diversificar exportaciones, generar capacidades tecnológicas y articular servicios intensivos en conocimiento. Por eso, la pregunta central no debería ser si Argentina debe tener industria, sino qué tipo de industria necesita y con qué herramientas promoverla.

3. Pensar recursos naturales e industria como sectores complementarios. Misión Productiva advierte que no tiene sentido seguir planteando una oposición entre recursos naturales e industria. En cambio, propone aprovechar sectores como energía, minería, agro, pesca y agroindustria como plataformas para desarrollar proveedores industriales, servicios tecnológicos, ingeniería, conocimiento aplicado y nuevas capacidades exportadoras.

4. Impulsar una apertura inteligente y gradual. El documento reconoce que una economía más abierta puede generar beneficios en términos de competencia, productividad, acceso a tecnología e integración internacional. Sin embargo, también advierte que una apertura acelerada e indiscriminada puede destruir capacidades productivas difíciles de reconstruir. Por eso, propone avanzar hacia una apertura inteligente, gradual y acompañada por políticas que faciliten la adaptación de empresas y trabajadores.

5. Revisar la protección comercial con criterios de desempeño. El manifiesto plantea que la protección comercial no debe ser un objetivo en sí mismo ni un beneficio permanente. Según Misión Productiva, cualquier esquema de protección debe tener objetivos claros, plazos definidos, reglas transparentes y mecanismos de evaluación. La protección sólo se justifica si contribuye a desarrollar capacidades tecnológicas, empleo, aprendizaje productivo, proveedores locales o sectores con potencial exportador.

6. Construir una política industrial basada en resultados. Misión Productiva propone abandonar tanto la defensa acrítica como el rechazo automático de la política industrial. El documento plantea que la discusión debe concentrarse en qué capacidades productivas vale la pena desarrollar, qué instrumentos son los más adecuados y cómo asegurar que generen resultados concretos. Para eso, propone políticas con objetivos explícitos, seguimiento, evaluación y capacidad de corrección.

7. Priorizar bienes públicos productivos y políticas horizontales. El manifiesto señala que muchas de las condiciones que explican la competitividad de las empresas no dependen únicamente de beneficios sectoriales. Infraestructura, financiamiento, formación profesional, logística, conectividad digital, calidad institucional, innovación, certificaciones y articulación entre universidades y empresas son herramientas centrales para aumentar la competitividad de la economía.

8. Definir prioridades productivas de manera explícita. El documento sostiene que todos los países realizan apuestas productivas, incluso cuando no las explicitan. Por eso, Misión Productiva propone discutir abiertamente las prioridades estratégicas de Argentina, tomando como criterio la existencia de capacidades acumuladas, potencial de aprendizaje, generación de productividad, innovación y posibilidades de inserción internacional.

9. Apoyarse en sectores con capacidades existentes y potencial exportador. Entre las oportunidades productivas señaladas por el manifiesto aparecen los encadenamientos asociados a oil & gas, minería, agro y pesca; la agroindustria en sentido amplio, incluyendo alimentos, bioenergía y forestoindustria; la industria de la salud; ciertos segmentos de la movilidad y la industria automotriz; los sectores nuclear, satelital y biotecnológico; y las PyMEs con potencial exportador.

10. Construir consensos de largo plazo. Uno de los objetivos centrales del Industrialismo del Siglo XXI es romper con la lógica pendular que caracterizó a la política productiva argentina. Para eso, el manifiesto propone construir acuerdos básicos que puedan sostenerse más allá de los cambios de gobierno, con foco en capacidades, innovación, productividad, exportaciones y desarrollo de largo plazo.

, Redaccion EconoJournal

El secretario general del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Ignacio Lamothe, afirmó el viernes durante su paso por Neuquén que el desafío de la política frente al desarrollo de Vaca Muerta y la minería es «integrar a las pymes» y al ecosistema de proveedores de Argentina para que los proyectos tengan licencia social para producir.

«Depende estrictamente de que seamos capaces de desarrollar los proveedores de esas industrias aguas abajo», advirtió tras participar de una actividad en el Centro de Convenciones Domuyo para acercar herramientas de financiamiento a pequeñas y medianas empresas del sector.

Lamothe encabezó el acto junto a los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, quienes destacaron las oportunidades que se abren para ambas provincias de la mano del salto exportador que se proyecta desde Vaca Muerta con el VMOS y el GNL.

«Yo creo que el desafío de la política es integrar a las pymes, no solamente las neuquinas y las rionegrinas, sino al ecosistema de proveedores de Argentina, de la provincia de Buenos Aires, de Rosario, de Córdoba, de Mendoza, al boom que se está dando tanto en el oil&gas como en minería. Yo lo puse en términos de licencia social y licencia política para producir y lo plantearon los gobernadores también: si esto no se traduce en beneficio para la gente que vive acá, es muy difícil que se desarrolle», analizó Lamothe en diálogo con EN/CLAVE.

El titular del CFI dijo que hay «un mensaje muy unificado de que parte del desarrollo de Vaca Muerta y de la zona minera Argentina depende estrictamente de que seamos capaces de desarrollar los proveedores de esas industrias aguas abajo» y que el sector público es clave para eso.

«Ahí lo que hay que hacer es apuntalar a las pymes que se están reconvirtiendo o que tienen que dar saltos cuánticos de productividad o de producción, porque esto crece muy rápido. Las tenemos que acompañar con la asistencia técnica, estándares de calidad, financiamiento, vinculación entre el ahorro y la versión productiva. Hay un montón de puentes que hay que construir que no se van a construir solos, hay que empujar», definió.

Fondos de garantías

Lamothe se mostró «optimista» y destacó herramientas generadas en las provincias como los fondos de garantías para acompañar la toma de crédito por parte de las empresas.

Río Negro cuenta con el Fondo de Garantías de Río Negro (Fogarío), creado por ley a fines del 2024 con el acompañamiento de CFI, que ya lleva hace 90 garantías emitidas en apenas ocho meses de funcionamiento, según destacó Lamothe. «Por lo tanto hay agilidad institucional, hay una mirada estratégica por parte de los gobernadores y hay acompañamiento», afirmó.

En el caso de Neuquén, que cuenta con el Fondo de Garantías del Neuquén (Foganeu) sancionado en 2021, evaluó que requiere un poco más de «intensidad».

El funcionario enumeró, entre lo que falta hacer, añadir «profundidad del mercado de capital de Argentina» y generar «nuevos instrumentos para financiar las actividades nuevas que todavía no se conocen». «Pero creo que en ese sentido se puede avanzar rápido», planteó.

Consultado por las leyes de empleo y compre local que tienen ambas provincias, Lamothe ponderó que «la decisión de los gobernadores es que la mano de obra local no la vea pasar, que no vean el progreso pasar por las rutas porque esto orada la licencia social y la licencia política para producir».

«Por lo tanto todo lo que tienda a incorporar la mano de obra local es un paso positivo. Lo que sí creo que hay que acompañar para que eso no se traslade a ineficiencia o altos costos a las pymes regionales que se enganchen en ese proceso».

¿Economía de enclave?

¿Cómo sortear el riesgo de que Vaca Muerta se convierta en una economía de enclave?, se le consultó.

«Va a derramar, de hecho ya hay pymes de todo el país trabajando en Vaca Muerta. Lo que hay que hacer es atrapar la oportunidad. Y atrapar la oportunidad como país implica acompañar a las empresas que se tienen que enganchar de ese proceso. Si no las acompañamos y quedan afuera, van a tomar esas oportunidades empresas de otros lugares del mundo», alertó.

«Para volvernos competitivos hay que acompañar a nuestras empresas, no hay que esperar que el terremoto llegue. Hay que tener política proactiva, de acompañamiento, de estímulo, de preparación tecnológica, científica, técnica. Esa es la visión que tenemos nosotros de desarrollo», sostuvo.

Para Lamothe, la Argentina tiene «oportunidad ligada a los recursos naturales que se aprovechará en tanto y en cuanto seamos capaces de insertar a nuestras empresas en esos procesos productivos». «Depende de nosotros. No depende de si la economía es de enclave o no. Depende de que los argentinos seamos capaces de acompañar ese proceso productivo», aseguró.

Jornadas de desarrollo de proveedores

El programa de desarrollo de proveedores que diseñó el Consejo Federal de Inversiones (CFI) con las provincias busca acompañar al ecosistema de proveedores de las grandes empresas en el desarrollo y en la explotación de los recursos naturales.

La jornada que se realizó el viernes en Neuquén, de la que participaron empresarios, profesionales y representantes del sistema financiero tuvo como objetivo presentar instrumentos del mercado de capitales que permitan a las pymes mejorar su acceso al crédito, impulsar inversiones y fortalecer la capacidad de crecimiento de las empresas proveedoras del sector hidrocarburífero.

El titular del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que, en la mirada del organismo sobre el trabajo con las provincias, «sobre los temas estratégicos del país hay más acuerdo que desacuerdo».

«Cuando hablamos de los temas que estructuran el desarrollo de Argentina, gobernadores de distintos signos políticos están todos de acuerdo. Es necesario estimular a las pymes para que se enganchen en los boom productivos que vienen por delante para la Argentina, todo el mundo está de acuerdo ahí», afirmó.

, Andrea Durán

La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) expresó su «firme respaldo al Proyecto de Ley vinculado al desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL)» que impulsa en la Legislatura provincial el gobierno de Rolando Figueroa. El proyecto de ley que se debatirá este miércoles 24 brinda estabilidad fiscal por 30 años para la producción de gas de Vaca Muerta destinada al GNL con un esquema de bandas para el cobro de regalías.

La entidad que representa a más de 550 empresas proveedoras y pymes locales consideró al proyecto como «una iniciativa estratégica que representa una oportunidad histórica para consolidar el liderazgo energético de Neuquén, fortalecer las inversiones de largo plazo y generar más desarrollo para todos los neuquinos».

«Reconocemos y valoramos la visión y la decisión política del gobernador Rolando Figueroa para impulsar acciones que permitan transformar el enorme potencial de Vaca Muerta en crecimiento económico, empleo y bienestar para nuestra provincia. Del mismo modo, destacamos el liderazgo de YPF y el trabajo conjunto realizado para avanzar en un proyecto de escala mundial», elogió la Fecene de manera explícita en un comunicado.

Para la entidad, «el Proyecto GNL permitirá abrir una nueva etapa de crecimiento para las empresas proveedoras neuquinas, impulsando más actividad, más trabajo y nuevas oportunidades para cientos de pymes y miles de trabajadores«. Uno de los principales beneficios será que el crecimiento de la actividad de las empresas neuquinas genera un efecto multiplicador sobre toda la economía provincial, se aseguró.

«Cada contrato adjudicado a una empresa local se traduce en más empleo, más inversiones, más consumo y más desarrollo en nuestras comunidades. Cuando las empresas neuquinas participan activamente de la cadena de valor, una mayor parte de la renta generada por los recursos de Vaca Muerta permanece en Neuquén», sentenció.

El acuerdo Neuquén – YPF en debate

El gobierno provincial logró el martes último un rápido despacho para el proyecto de ley que ratifica el acta acuerdo entre Neuquén e YPF que establece un régimen promocional de regalías para el GNL. Fue con una amplia mayoría, pero tras un extenso debate en un plenario de comisiones donde se volvieron a reiterar planteos de la oposición por el esquema negociado entre la Provincia y la petrolera nacionalizada.

El acta acuerdo que saldrá ratificada por la Legislatura le otorga al proyecto estabilidad fiscal por 30 años y especifica que la Provincia no cobrará Ingresos Brutos sobre la venta del gas que tendrá como destino final la exportación de GNL. Además, establece un esquema variable de alícuotas de regalías diferenciales en tres escalas: 7,5%, 10% o 12%, según el precio internacional del GNL (referencia JKM).

Por último, el acuerdo entre Neuquén e YPF contempla el pago de un bono de infraestructura a la Provincia por US$ 175 millones que la petrolera deberá ejecutar una vez que haya firmado la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios.

, Redaccion EconoJournal

El presidente de Genneia, Jorge Brito, aseguró que “la Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial«, al valorar «la combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA». Así lo hizo al participar del Diálogo de Alto Nivel con el Sector Privado “Hacia una Agenda de
Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, en la previa de la 56° Asamblea General de la Organización de los Estados Americanos (OEA), en Panamá.

El encuentro reunió a líderes empresariales, autoridades gubernamentales y representantes de organismos internacionales para debatir los desafíos y oportunidades de la región en materia de energía, comercio, inversión e innovación. En ese ámbito, el titular de la generadora de energías renovables, participó del panel “Energía y Recursos Críticos”, en el que compartió su visión sobre las oportunidades para la Argentina en el nuevo mapa energético global.

“Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial porque cuenta con una combinación única de recursos naturales, infraestructura en desarrollo y un marco regulatorio que empieza a brindar la previsibilidad que demandan las inversiones de largo plazo”, sostuvo Brito durante su exposición ante 350 líderes gubernamentales y empresariales globales.

El empresario destacó que el país reúne condiciones excepcionales para consolidarse como uno de los principales destinos de inversión energética de la región, gracias a la complementariedad entre los recursos convencionales, no convencionales y renovables. “La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”, aseguró.

También, remarcó el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como una herramienta clave para acelerar proyectos de infraestructura energética de gran escala. «El RIGI es la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones. Ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años y cambia radicalmente la ecuación para proyectos como plantas de licuefacción de GNL y transmisión eléctrica”, consideró.

A su vez, señaló que “la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Es un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”. En ese sentido, destacó que la disponibilidad de energía renovable será un factor determinante para la localización de las nuevas inversiones.

Finalmente, Brito sostuvo que el desafío del país es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado. “La Argentina tiene la oportunidad histórica de pasar de ser un exportador de recursos a convertirse en un productor de energía y de industrias asociadas con proyección internacional», concluyó.

, Ignacio Ortiz

Un Messi gigante. Una estatua de 26 metros de alto, «la más grande del mundo» dedicada al futbolista a la vera de la Ruta 22. «Esto somos los argentinos: trabajo y sacrificio», dirá el intendente en la inauguración del monumento el martes de esta semana, apenas unas horas antes de que el número 10 convierta tres goles en el debut de la Selección en el Mundial 2026.

Una ruta salpicada de papelitos celestes y blancos, interrumpida por niños jugando a la pelota, una procesión familiar con banderas.

Pasaron 30 años desde que se gestó, sobre ese mismo pavimento, uno de los estallidos sociales más grandes del país: la pueblada de Cutral Co.

Esta manifestación popular que hermanó a la ciudad con su vecina Plaza Huincul en reclamo de trabajo es leída como muchos como el inicio de los «piquetes», aunque fue más.

EN/CLAVE dialogó con algunos de sus protagonistas para entender qué huellas persisten de aquel «grito colectivo» que moldeó una época.

Una comarca nacida al calor de YPF

Cutral Co, una ciudad en el centro de la provincia de Neuquén, a unos 109 kilómetros de su capital, se fundó al calor de los inicios de la explotación petrolera que lideró YPF a principios del siglo pasado.

Lindera a Plaza Huincul, la localidad donde la entonces petrolera estatal montó el llamado Campamento Uno, hizo de la explotación hidrocarburífera su principal economía durante décadas.

Y por lo mismo, fue uno de los lugares donde se hizo carne la crisis generada por las políticas económicas de los ’90. Con la privatización de YPF, que dejó casi 5.000 despedidos, la ciudad alcanzó un 30% de desocupación. Las indemnizaciones que pagó la empresa se volcaron a la apertura de kioscos o la adquisición de taxis, pero esa salida pronto mostró sus límites.

«La gente realmente no tenía para comer y no tenía gas porque el servicio se lo habían cortado. Quizás no todos eran directamente desempleados de YPF, pero su economía giraba en torno a lo que había sido la YPF estatal», describió Andrea Vázquez, una de las periodistas de la ciudad que cubrió la manifestación hace 30 años.

La población se estancó durante toda la década: Cutral Co tuvo la tasa media de crecimiento más baja de la provincia entre el Censo de 1991 y el de 2001, del 0,13 por mil. Se registraron apenas 44 personas más entre un relevamiento y otro.

«La privatización de YPF nos había puesto en un lugar donde la gente, literalmente, ponía dos maderas en las ventanas y se iba porque no había nada en Cutral Co», sostuvo la diputada Yamila Hermosilla (Comunidad), quien en ese momento tenía 12 años. «Mi papá era ypefiano y mi abuelo también. Yo compartí esta lucha con toda mi familia», afirmó.

«La privatización fue el motivo»

El 20 de junio de 1996, grupos de vecinos comenzaron a concentrarse en lo que se conoce como «la torre» de YPF, en el ingreso a la refinería, y en las llamadas «picadas» sobre la Ruta 22, que luego se extenderían a la Ruta 17, para protestar contra lo que fue un detonante: el gobernador Felipe Sapag había anunciado la baja del contrato con una empresa canadiense para construir una planta de fertilizantes.

Lo había firmado su antecesor, Jorge Sobisch, con controvertidas concesiones para la firma. Si bien ambos eran dirigentes del MPN, pertenecían a líneas internas del partido que estaban enfrentadas.

Esa rivalidad entre los «blancos» de Sobisch y los «amarillos» de Sapag fue la que encendió la primera chispa de la pueblada. Lo que pasó después no lo pudo prever nadie.

«Cutral Co y Plaza Huincul estaban tratando de sobrevivir. El 80% o el 90% de nuestra población dependía de YPF. La privatización ya era el motivo, más allá de todo lo que vino después, un montón de promesas incumplidas», analizó Hermosilla sobre los inicios de la manifestación.

El intendente de la ciudad, Ramón Rioseco, un emergente de los piquetes que hoy transita su tercer mandato, lo definió como un «grito de desesperación». «Fue un hecho revolucionario en defensa de nuestra economía, de nuestro trabajo, del Estado mismo. Hubo que reforzarla en 1997 con la segunda pueblada, pero valió la pena», aseguró.

Los piquetes se extendieron durante siete días, con amenazas de desalojo que no se cumplieron frente a la dimensión de la protesta, que llegó a reunir a 30.000 manifestantes entre las dos ciudades. La jueza federal Margarita Gudiño de Argüelles llegó hasta el lugar con Gendarmería Nacional, tomó un megáfono y se declaró incompetente: «Me retiro del lugar y las fuerzas que vinieron conmigo también».

La clausura al MPN

Las manifestaciones finalizaron tras una negociación entre una delegación de representantes de los «piqueteros» y el gobernador Felipe Sapag, quien debió viajar personalmente a la ciudad para destrabar el conflicto.

Se firmó un acta con varios compromisos entre los que se materializaron la construcción de un hospital de complejidad media, de una planta de metanol y la cesión del yacimiento gasífero El Mangrullo a las dos ciudades.

Pero la pueblada también implicó una clausura de tres décadas al Movimiento Popular Neuquino, el partido provincial que gobernó Neuquén hasta el 2023. Desde 1997 y hasta hoy, ningún candidato a intendente de ese espacio pudo imponerse en una elección.

«El mayor error de Felipe fue no haber leído y no haber dimensionado lo que le estaba pasando a la gente y eso se convirtió en algo que no sanó hasta ahora. El MPN sigue teniendo afiliados y militantes en la ciudad, pero muy lejos del cúmulo que hubo antes de eso. Incluso perdieron representación en el Concejo Deliberante», explicó la periodista Andrea Vázquez.

En cambio, quienes se hicieron cargo del municipio desde entonces fueron exponentes salidos de la propia pueblada: primero Eduardo Benítez, un radical y por entonces maestro que participó de los cortes y gobernó durante diez años; y luego Ramón Rioseco, otro docente y protagonista de la rebelión que construyó un proyecto de poder que se extiende hasta hoy.

En 1997, luego de una segunda pueblada por promesas incumplidas, el Concejo Deliberante de la ciudad destituyó en un juicio político al intendente Daniel Martinasso, a quien se acusaba de defraudación y malversación de fondos.

Vázquez recordó que ese proceso también estuvo mediado por la propia interna del MPN. «Ellos pretendían hacer una suerte de alianza que les garantizara tener el poder, pero finalmente no ocurrió: la hicieron los radicales con el Frente Grande donde estaba Rioseco y decidieron que el candidato a intendente tenía que ser de la UCR. Interpretaron que era el momento justo para dar el batacazo», definió.

La conquista de El Mangrullo

El levantamiento popular ocurrido en Cutral Co a mediados de los ’90 decantó en un hecho inédito para la Provincia y el sistema de federalismo argentino: la cesión de un yacimiento gasífero a dos municipios para que administren su explotación y recauden la totalidad de las regalías.

La transferencia de El Mangrullo, hoy concesionado a Pampa Energía, fue uno de los acuerdos que alcanzaron los representantes de los piqueteros con el entonces gobernador Felipe Sapag para levantar los cortes de ruta.

«Fue una entrega para decirnos que nos callemos la boca. En ese momento, el yacimiento era marginal, no entró dentro de la privatización de YPF y las áreas que se entregaron a Repsol. No lo quería nadie», describió el intendente Ramón Rioseco.

El compromiso se materializó al año siguiente, en abril de 1997, con la sanción en la Legislatura de la Ley 2206 çue transfirió el área a los municipios de Plaza Huincul y Cutral Co para su explotación hidrocarburífera por 99 años.

Eso incluyó la «totalidad» de las regalías, a las que se les dio como destino un «fondo de reconversión productiva» que tenía por objetivo diversificar la economía de la comarca petrolera hacia nuevas actividades. Los recursos los administra el Ente Autárquico Intermunicipal El Mangrullo (ENIM), con un directorio donde tienen representación ambas ciudades.

«Lo hicimos funcionar y hoy está en el rango de 6 a 10 millones de metros cúbicos por día de gas. Ha sido y sigue siendo exitosa la producción de El Mangrullo», afirmó Rioseco.

Si bien esta herramienta les permitió a estas localidades sobrevivir a la intemperie pos-privatización de YPF, brindándoles la posibilidad de autofinanciarse y de ejecutar obras, aún persisten dudas sobre si verdaderamente impulsó la generación de una matriz económica alternativa para la región.

También ha sido motivo de polémicas y denuncias cruzadas por el manejo político de dinero que han hecho las intendencias a través de ese ente que, para este 2026, tiene aprobado un presupuesto de 81.000 millones de pesos.

El horizonte del GNL

«Es la crisis de una economía de enclave y un anuncio adelantado de la crisis del modelo energético», describía el documento «Neuquén 2020: crisis y oportunidad», un plan que encargó el gobierno de la provincia al Copade, su órgano de planificación, en 1997.

La premisa era de un «agotamiento» de los recursos no renovables de petróleo y gas para ese año y mostraban a Cutral Co como un «ensayo anticipado» de una crisis extendida si Neuquén no buscaba una alternativa productiva enfocada en un modelo agro-forestal.

Años después, el desarrollo de Vaca Muerta volvió a correr el horizonte de la Provincia y lo mismo parece estar por suceder con el GNL, que promete convertirse en el mayor negocio exportador de gas de la Argentina.

Cutral Co y Plaza Huincul ven ahí una tercera oportunidad. Si los recursos de El Mangrullo sirvieron para reactivar sus economías aunque sin diversificar, el proyecto de GNL de YPF vuelve a depositar la confianza de la comunidad en la petrolera que una vez las abrigó.

«Tengo muchas esperanzas. Va a poner a las dos ciudades nuevamente en el podio energético, un lugar del que no debieron haberse ido nunca», afirmó Yamila Hermosilla, diputada oriunda de la localidad.

La Legislatura de Neuquén votará el miércoles 24 de junio el acuerdo entre la Provincia e YPF para desarrollar el proyecto con beneficios fiscales a 30 años para la operadora, un esquema diferenciado de regalías y un bono de infraestructura de 175 millones de dólares que financiará obras en esas y otras localidades.

Las áreas de las que saldrá el gas que luego será licuado y exportado a través del puerto en Río Negro son Meseta Buena Esperanza (I y II), Las Tacanas (I y II) y Aguada Villanueva Norte, ubicadas en cercanías de esa región.

Rioseco coincidió con que es «una nueva oportunidad», aunque también un desafío distinto para la comarca. «Ahora tenemos que producir, no para el mercado interno, sino para exportar, que es mucho más competitivo. Acá no hay precio sostén y requiere eficiencia para insertarse en el mercado y competir con los grandes productores como Qatar, Estados Unidos o Rusia», evaluó.

La expectativa es que el proyecto genere unos 20.000 puestos de trabajo directo y un número igual o mayor de indirectos que le den movimiento económico y una «nueva vida a las ciudades».

, Andrea Durán

Los intendentes de Cutral Co, Ramón Rioseco, y de Plaza Huincul, Claudio Larraza, ratificaron su respaldo político e institucional al proyecto de ley de gas natural licuado (GNL) que se debate en la Legislatura provincial. El apoyo de los jefes comunales de la zona petrolera se formalizó durante un acto de entrega de escrituras encabezado por el gobernador de la provincia del Neuquén, Rolando Figueroa.

La iniciativa, que ya cuenta con despacho de comisiones en el Parlamento neuquino, apunta a consolidar la infraestructura necesaria para iniciar las exportaciones de gas natural licuado en un horizonte mediano, con metas de producción fijadas para los primeros tres años y proyección hacia 2030. Los mandatarios locales coincidieron en que la normativa acelerará la inserción de la región en el mercado energético internacional.

El gobernador Figueroa señaló que «el desarrollo del GNL permitirá generar mucha actividad económica en una nueva etapa de la provincia del Neuquén, donde nuevamente la Comarca puede tomar relevancia”. En ese contexto, el mandatario provincial remarcó que «el objetivo central es transformar a Plaza Huincul y Cutral Co en un hub logístico estratégico«, aprovechando la tradición hidrocarburífera y la ventaja geográfica de ambas localidades en la cuenca.

La viabilidad del proyecto exportador, según explicó el titular del Ejecutivo provincial, dependerá de la capacidad de la industria regional para optimizar costos de operación y formación profesional. «Si no llegamos con un precio competitivo, no vamos a poder vender nuestro gas al mundo”, advirtió Figueroa al recordar que la Argentina actúa como tomadora de precios en los mercados globales, por lo que la competitividad externa regulará el éxito del esquema comercial.

El respaldo explícito de los intendentes

El intendente de Cutral Co, calificó al proyecto de GNL como una segunda oportunidad histórica para la comarca petrolera que impactará directamente en la balanza comercial del país. Rioseco precisó que las tres áreas hidrocarburíferas incluidas en la planificación del GNL se ubican a escasos kilómetros de los ejidos municipales, lo que anticipa un nuevo capítulo para Vaca Muerta.

El mndatario comunal también hizo hincapié en la necesidad de defender los recursos provinciales mediante acuerdos que aseguren la participación de las empresas locales y la absorción de mano de obra regional. Así, ponderó el impacto fiscal del escenario de exportación, debido a que el marco normativo bajo análisis legislativo contempla un esquema específico de regalías para la provincia del Neuquén.

A su turno, el intendente de Plaza Huincul manifestó que la comarca ingresa en una etapa de reactivación y celebró el reciente acuerdo alcanzado entre la petrolera YPF y el Gobierno provincial. Larraza destacó que el avance del trámite parlamentario otorga previsibilidad para avanzar en la capacitación técnica que demandará el sector privado.

Finalmente, el mandatario de Plaza Huincul ponderó el rol de las compañías de servicios que operan en la localidad tanto en yacimientos convencionales como no convencionales. La conectividad vial y la experiencia acumulada por los trabajadores locales fueron señaladas por Larraza como los activos principales para capitalizar las inversiones previstas en la cadena del GNL.

, Redaccion EconoJournal

La  Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Unión Industrial Argentina (UIA) pusieron en marcha el Ciclo de formación y diálogo sobre conducta empresarial responsable en la cadena de valor minera. La iniciativa, que cuenta con el respaldo de la Unión Europea, la OIT para América Latina y el Caribe y el Proyecto CERALC del ONUDH, busca consolidar las prácticas de debida diligencia entre las compañías del sector y su red de proveedores.

El propósito central de este espacio consiste en dotar a los actores clave de las capacidades necesarias para identificar, prevenir y gestionar de manera eficiente los impactos en toda la cadena productiva en la Argentina. La idea es promover la capacitación de un ecosistema de empresas que tienen el potencial de ser proveedoras de los grandes proyectos metalíferos ya en marcha.

El programa formativo se desarrollará a lo largo de cuatro módulos virtuales que se dictarán los días jueves a las 14. La agenda académica comenzará el próximo 25 de junio con el eje centrado en la debida diligencia y la transparencia. Posteriormente, el cronograma continuará el 6 de agosto con un encuentro enfocado en el trabajo decente y las relaciones laborales, seguido por la jornada del 20 de agosto destinada a la igualdad de género y la prevención de violencias, para concluir el 10 de septiembre con un bloque dedicado a la transición energética justa.

Las oportunidades identificadas para la cadena de valor

La UIA y la CAEM, con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Unión Europea (UE), presentaron días atrás el estudio técnico “Oportunidades para la cadena de valor minera en Argentina”. El informe expone un mapa detallado sobre la demanda proyectada, las brechas tecnológicas y las oportunidades operativas para el entramado proveedor local ante el despliegue de proyectos metalíferos y de litio.

La hoja de ruta sectorial busca consolidar un canal de abastecimiento competitivo en un escenario donde se prevén desembolsos por US$ 55.000 millones hacia comienzos de la próxima década. El análisis discrimina la evolución de los dos vectores principales de la minería metalífera y de elementos de transición energética en la Argentina.

Así, se proyectan inversiones ya anunciadas y en distintas etapas de implementacción por US$ 15.000 millones para el segmento del litio, con el objetivo de alcanzar una producción de 400.000 toneladas de LCE hacia 2030. Por otro lado, US$ 40.000 millones destinados al cobre, estimando una capacidad instalada teórica de 1,25 millones de toneladas, lo que demandará una fuerte base de soporte de ingeniería y obra civil.

En esa oportunodad, el presidente de la CAEM, Roberto Cacciola, advirtió sobre la necesidad de «armar experiencia, capacitar recursos humanos y lograr consensos en esta nueva etapa». El directivo remarcó que «el trabajo de campo lo van a tener que hacer las empresas, y las provincias que tienen industrias para trabajar rápidamente en los clusters de energía y minería y convencer a quienes vienen a invertir de que tienen disponibilidad en el país».

, Redacción EconoJournal

La UTE integrada por SACDE y la italiana Tecnimont resultó adjudicataria de una licitación realizada por YPF y la energética italiana ENI para desarrollar la primera planta de tratamiento y separación de gas natural prevista dentro del proyecto Argentina LNG, la iniciativa liderada por la petrolera argentina que apunta a convertir al país en un exportador relevante de gas natural licuado durante la próxima década.

Se trata del denominado Integrated Gas Treatment Project (IGTP), una instalación estratégica que estará ubicada en Neuquén y funcionará como puerta de especificación del gas natural que será exportado desde las terminales de licuefacción previstas en el Golfo San Matías. Su función será acondicionar, tratar y separar el gas producido en Vaca Muerta antes de su transporte hacia la costa atlántica.

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

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

La dinámica responde al esquema de trabajo acordado entre ambas compañías. Mientras YPF concentra el liderazgo de los procesos vinculados al upstream, es decir, al desarrollo y producción de gas natural en Vaca Muerta, ENI asumió la conducción de las iniciativas asociadas al midstream, la infraestructura de tratamiento y transporte, así como también de los desarrollos offshore vinculados a la terminal marítima de exportación.

La licitación constituye además una muestra concreta del grado de avance que alcanzó el proyecto durante los últimos meses. Fuentes cercanas a la iniciativa explican que el desarrollo de Argentina LNG está impulsando la conformación de equipos técnicos integrados entre YPF y ENI, con responsabilidades compartidas y una coordinación cada vez más estrecha entre ambas compañías.

En los hechos, la adjudicación deja entrever una dinámica que hasta ahora había permanecido mayormente fuera del radar del mercado. Más allá de las negociaciones comerciales y financieras que todavía deben completarse, YPF y ENI ya trabajan como una unidad de proyecto en la definición de la ingeniería y de la infraestructura necesaria para materializar la exportación de GNL desde la Argentina.

Esa coordinación es interpretada por fuentes del sector como una señal de que la iniciativa está ingresando en una fase de desarrollo más avanzada de lo que suele percibirse públicamente.

El diseño de la planta de separación de gas natural en Vaca Muerta

El diseño prevé la construcción de dos trenes de procesamiento, cada uno con capacidad para tratar aproximadamente 25 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. En conjunto, la instalación podrá procesar unos 50 millones de metros cúbicos por día, volumen suficiente para abastecer una capacidad de exportación cercana a 6 millones de toneladas anuales de GNL (MTPA) en la primera etapa del desarrollo.

Como parte del proceso, SACDE y Tecnimont deberán avanzar ahora con la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la elaboración del presupuesto definitivo de la obra. La intención de YPF y ENI es utilizar ese trabajo como base para una posterior adjudicación bajo modalidad EPC (Engineering, Procurement and Construction), que incluirá la ingeniería, provisión de equipos y construcción integral del proyecto.

La inversión asociada a esta infraestructura rondaría los US$ 7.000 millones, una cifra que la ubica entre las mayores obras industriales vinculadas al desarrollo gasífero previstas en la Argentina para los próximos años. Ese monto contempla también la construcción de una planta de fraccionamiento y topping en las mismas instalaciones para completar el proceso industrial asociado al tratamiento del gas.

Argentina LGN: Quiénes compitieron contra SACDE y Tecnimont

La UTE integrada por SACDE y Tecnimont se impuso frente a dos consorcios de peso internacional. Entre los grupos que participaron del proceso figuraban una asociación conformada por Techint y la italiana Saipem, así como otro consorcio integrado por la china CPECC, la estadounidense McDermott y AESA, la compañía de ingeniería controlada por YPF.

En paralelo, el equipo de ENI avanza con una segunda licitación destinada a la construcción de la planta de fraccionamiento y topping, también prevista en Neuquén y complementaria al proyecto adjudicado esta semana.

Si bien la prioridad de YPF continúa siendo avanzar con la estructuración financiera de Argentina LNG, fuentes cercanas a la compañía explicaron que la estrategia consiste en llegar al último bimestre del año —cuando esperan alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID)— con la mayor cantidad posible de procesos licitatorios, definiciones de ingeniería y contrataciones ya encaminadas.

La lógica es simple: una vez asegurado el financiamiento del proyecto, la compañía busca minimizar los tiempos de ejecución y acelerar el inicio efectivo de las obras. Por ese motivo, durante el segundo semestre continuarán realizándose nuevas compulsas consideradas estratégicas para el desarrollo de Argentina LNG.

Entre ellas sobresale la futura licitación para la provisión de caños destinados a los gasoductos dedicados de exportación que conectarán Vaca Muerta con la costa atlántica. Ese proceso se prevé para el último cuatrimestre del año.

La estrategia guarda similitudes con la que viene implementando TGS para desarrollar su proyecto de separación de líquidos de gas natural (NGL) en Tratayén. Durante los últimos meses, la transportista avanzó con distintas licitaciones vinculadas al aprovisionamiento de equipos, contratación de obras y desarrollo de ingeniería con el objetivo de tener el proyecto ejecutivo prácticamente definido antes del cierre definitivo de los acuerdos comerciales y financieros que permitirán ejecutar la inversión.

, Nicolas Gandini

Desde la autopista Buenos Aires-Rosario ya se puede observar el avance de las obras que está llevando adelante Sidersa en su predio de San Nicolás. Con la ayuda del Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), la empresa familiar de origen rosarino parece haber eludido la crisis que atraviesa el sector industrial y está invirtiendo US$300 millones en una acería que producirá 360.000 toneladas anuales de varillas y alambrón de acero destinados a la construcción y que se utilizan en obras de infraestructura vinculadas a proyectos mineros e hidrocarburíferos.

EconoJournal visitó la obra que ya registra un avance global de 27 por ciento. La construcción demandará unas 1000 personas en el pico de actividad y una vez operativa la planta generará más de 300 puestos de trabajo directos y más de 3000 indirectos. La empresa estima que la primera producción de acero estará lista en la primera mitad de 2028.

Fuentes de la compañía, que tiene a la familia Spoto–Coletto como accionistas principales, aseguraron que será la primera planta de acero verde de la región. La clave para reducir significativamente las emisiones de carbono está en la utilización de chatarra como materia prima para la producción de acero en lugar de mineral de hierro y una combinación inédita de tecnologías y procesos que minimizan el consumo de energía.

Para esto la planta incorporará tres procesos cruciales: un sistema de carga continua de chatarra, un sistema de control eficiente de la energía inédito en Latinoamérica vinculado con el horno eléctrico, y la integración del laminador en la acería. Las tecnologías siderúrgicas que se integrarán en la planta serán provistas por el grupo italiano Danieli.

La nave de acería, que alojará un horno eléctrico, destacará por sus 32 metros de altura y una superficie de 3620 m2. La nave de chatarra se ubicará segunda en altura, con 28 metros, y 2671 m2 de superficie. Sin embargo, las naves de mayor dimensión serán las de laminación y de alambrón, con 8723 y 5341 m2 de superficie, respectivamente. Su altura será de 17,9 metros.

RIGI y proveedores locales

Los proyectos que ingresan al RIGI obligan a contratar al menos el 20% de su presupuesto de proveedores a empresas nacionales, siempre que la oferta local esté disponible y compita en condiciones de precio y calidad. Este último requisito es de difícil cumplimiento cuando los fabricantes nacionales compiten con fabricación extranjera subsidiada.

En Sidersa destacan que el RIGI les permitió tomar la decisión final de invertir en la planta de acero verde. El proyecto Sidersa+ esta siendo construido con una integración de proveedores nacionales muy superior al 20%.

«Tomamos el compromiso de construirlo con proveedores locales, muchos de Buenos Aires y de Santa Fe, a pesar de que posiblemente sea más caro, pero preferimos hacer eso para que los beneficios que nosotros tenemos también derramen al resto del mercado», dijeron desde la empresa.

Advertencia sobre la calidad y competencia subsidiada del acero chino

La reciente adjudicación de un millonario contrato en el proyecto Vicuña para la construcción de un campamento minero con estructuras metálicas importadas desde China generó un cimbronazo en la industria de los fabricantes de estructuras modulares, metalmecánicas que generalmente son clientes de los perfiles conformados y otros productos que Sidersa fabrica en su centro industrial.

En la compañía reconocen que existe preocupación entre sus clientes por la facilidad de los productos metalmecánicos chinos para ingresar al país, ya que compiten en costo gracias a los subsidios estatales. «Nuestros clientes no compiten contra una empresa china, compiten contra el Estado chino«, apuntó Oscar Coletto, accionista y miembro del directorio de la compañía, ante una consulta de este medio.

Los productos de hierro importados desde China u otros países muchas veces presentan dificultades o la imposibilidad directa de trazar la calidad de los mismos. Es un factor que debería desalentar la utilización de hierro de construcción chino en los grandes proyectos mineros. «En una obra importante nadie se va a animar a comprar un hierro chino en el cual vos no podés tener trazabilidad«, añadió Coletto.

En Sidersa enfatizan la importancia de los controles de calidad y su trazabilidad en los productos de acero. En su fábrica en San Nicolás transforman las bobinas de acero provistas por Ternium en distintos productos, principalmente tubos para la construcción. Toda la producción es controlada cada 20 minutos para detectar anomalías. Si un desvío es detectado, se aparta toda la producción de los últimos 20 minutos para revisarla. La empresa ya está integrando inteligencia artificial, siguiendo la tendencia internacional de tener controles de calidad en tiempo real.

, Nicolás Deza