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Hay una suerte de secreto a voces en Neuquén con respecto a la fecha para las elecciones del 2027: oficialmente se juega con argumentos sólidos la posibilidad de optar por agosto o septiembre, mientras los equipos de gobierno de la capital y la provincia aceleran el modo campaña pensando en un escenario anticipado.

«Si son en febrero o marzo, estamos listos», dijo un integrante del oficialismo en la Legislatura sobre dos meses que suenan cada vez más para una eventual convocatoria a las urnas.

El segundo mes del año aparece como la preferencia para el intendente Mariano Gaido, quien en público se manifiesta a favor de septiembre. Febrero es una fecha que ha llegado a oídos de concejales, pero también de la justicia electoral, según pudo saber EN/CLAVE.

La gestión municipal se jugará la continuidad post Gaido, quien no puede reelegir, por lo que enfrenta un desafío aún mayor que el de Figueroa. La actual jefa de Gabinete, María «Tana» Pasqualini, lidera hasta el momento la carrera por la candidatura, posiblemente con el intendente como primer concejal. De elegir ese mes, alrededor de noviembre debería firmarse el decreto de convocatoria: la gestión aún tiene tiempo para determinar si las obras viales que tiene en marcha llegarán en buena forma para poner a prueba el humor social tan tempranamente.

¿Es febrero un buen mes para el gobernador? Hay dirigentes dentro de La Neuquinidad que encuadran la fecha de las elecciones provinciales en un «misterio», mientras otros barajan un rango que va entre marzo y mayo. «Van a ser como siempre», resumió un legislador sin despejar la ambigüedad.

Neuquén fue a elecciones en junio en 2007 y 2011, en 2015 y 2023 las realizó en abril y solo en 2019 se adelantaron a marzo.

Lo que sí empieza a verse menos probable es una convocatoria en la primavera del 2027, pese a que esta semana Rolando Figueroa le ratificó al jefe de Gabinete, Diego Santilli, su aval para eliminar las PASO del calendario electoral.

El gobernador había planteado como alternativa convocar a elecciones en esa fecha si no se hacían las primarias, aunque es una hipótesis que, por ahora, pierde fuerza. En Río Negro, donde Alberto Weretilneck, socio político del neuquino, también se jugará su reelección, las fechas en evaluación hoy oscilan entre marzo y mayo. 

Compromiso por compromiso

La reunión entre Rolando Figueroa y Diego Santilli en Casa Rosada dejó otra promesa con varias lecturas. El gobierno de Neuquén presentó como un logro el compromiso del funcionario nacional respecto de que el régimen de Zona Fría para la Patagonia «se mantendrá como hasta ahora». 

Se evitó desmenuzar la afirmación, que ni siquiera salió en la voz del propio funcionario, como había esperado de Luis «Toto» Caputo el gobernador meses atrás, y que no implicaría una modificación sobre la media sanción que había objetado La Neuquinidad en el Senado.

Desde La Libertad Avanza ratificaron a EN/CLAVE que el texto no volverá a Diputados, lo que implicaría que la senadora Julieta Corroza vote el artículo de la polémica que deja a discreción de la secretaría de Energía de Nación el porcentaje de subsidio a otorgar a la Patagonia.

«Estaba la posibilidad de bajarlo a la mitad, pero el compromiso es no tocarlo», se explicó.

Una lectura menos triunfalista podría ver más una ventaja en la negociación para Santilli que una torcida de brazo de la provincia, al menos, en los temas de gestión. O más aún, una sintonía política. El funcionario de Javier Milei también se llevó el compromiso de La Neuquinidad de apoyar la reforma del Banco Central, clave para la gestión libertaria. Y un espaldarazo ¿electoral? en la conferencia del Council of the Americas que pasó algo desapercibido: «Creo que es bueno decirles a los inversores que la Argentina no va a volver atrás».

Weretilneck, a la ofensiva

En Río Negro, esta semana hubo dos novedades vinculadas a la agenda energética del gobernador Alberto Weretilneck. Por un lado, el anuncio de un proyecto de ley para crear un fondo soberano con las regalías futuras de la minería y los hidrocarburos que recibirá la provincia. Por otro, la paralización preventiva de la mina de Calcatreu por supuestos incumplimientos en la contratación de mano de obra local.

La intención de generar un «fondo para las futuras generaciones» llega a tono con la demanda política de la época que exige a las provincias con recursos que inviertan, que ahorren, que resuelvan y, principalmente, que no le pidan ayuda al gobierno nacional.

Weretilneck dio como ejemplos el fondo de Noruega, el más utilizado para mencionar casos virtuosos de herramientas intergeneracionales, pero no hizo referencia al de Neuquén, que se creó con buenas intenciones en 2020 y mostró sus límites tres años después de empezar.

Si la provincia de Vaca Muerta, que administra más del doble de presupuesto que Río Negro con igual o menor cantidad de población, llegó a la conclusión de que primero debe resolver su atraso en infraestructura, pagar sus deudas y luego pensar en ahorrar, luce difícil que su vecina pueda encontrar una receta distinta.

Por otra parte, sorprendió que, a pocos días de este anuncio, el gobierno resolviera suspender preventivamente uno de sus principales proyectos de inversión, como es la mina de Calcatreu, por no contratar un 80% de trabajadores rionegrinos.

Hace menos de dos meses, el gobierno había destacado justamente su cumplimiento, por lo que fue llamativo que no apareciera una advertencia, una sanción o un camino intermedio antes de paralizar las operaciones. Desde la intendencia de Jacobacci afirmaron que el malestar, en realidad, ya venía desde hace tiempo por la falta de contemplación con los pobladores de la ciudad de la Línea Sur que habilitó la licencia social para esta explotación.

, Andrea Durán

Con 4.891 usuarios y una potencia instalada de 165.351 kW conectada a la red, el régimen de generación de energía distribuida a partir de fuentes renovables experimenta un crecimiento fuertemente concentrado en las provincias de Córdoba, Buenos Aires y Entre Ríos, y está dominado por los proyectos en base al recurso solar. En este escenario, ¿cómo lo están adoptando y cuánto invierten las empresas? ¿Cuáles son los beneficios, ahorros y retos que encuentran al incorporarse a este sistema?

Según Gabriel Blanco, director del Centro de Tecnologías Ambientales y Energía (CTAE) de la Universidad del Centro de la Provincia de Buenos Aires, desde la política pública nacional no hay incentivos económicos y financieros para que las empresas se incorporen a este régimen como generadoras. “Aunque algunas provincias y municipios lo están fomentando con programas para promover su adopción”, admitió a EconoJournal. Así, el desarrollo de las inversiones y proyectos recae en “la iniciativa y el esfuerzo particular de los usuarios”.

Para las empresas, el principal interés por sumarse a este régimen que las habilita a convertirse en generadoras para su autoconsumo, es la posibilidad de tener “cierta estabilidad frente a la volatilidad de las políticas energéticas y los cambios tarifarios, y algún control yautonomía en el suministro de la energía”, expresa Blanco. Y agrega que, al principio, las empresas distribuidoras -tanto las privadas como las cooperativas- se mostraban reticentes. “Veían a este régimen como una amenaza a su negocio tradicional de compra y venta de energía; pero están comenzando a cambiar porque identifican oportunidades dentro de la propia generación distribuida”, completa.

Para el especialista, además de contribuir al reemplazo de combustibles fósiles y a descentralizar -en alguna medida- el modelo energético del país, este régimen permite desarrollar cadenas de valor y empleo en los sistemas productivos locales.

El dominio solar

El régimen de generación distribuida, regulado por la ley 27.424, comenzó a funcionar en 2019. Permite a los consumidores de electricidad residencial, empresas y organismos (llamados “usuarios generadores”) producir energía para autoconsumo a partir de fuentes renovables, junto con la posibilidad de inyectar los excedentes directamente a la red de distribución.

De acuerdo con la Secretaría de Energía, el régimen tiene 18 provincias adheridas y 344 distribuidoras o cooperativas registradas. El año pasado, además, la potencia instalada tuvo un crecimiento récord de 102% con respecto a 2024.

El sector Comercial e Industrial, si bien cuenta con un número menor de conexiones (2.089 usuarios), concentra la gran mayoría de la potencia: 132.087 kW que representan casi el 80% del total.

El segmento residencial tiene 2.525 usuarios, con un aporte energético más acotado (13.218 kW), y los organismos oficiales registran 124 usuarios con 10.889 kW.

La energía solar fotovoltaica se impuso en casi la totalidad de los proyectos activos, con excepción de dos casos de biogás y un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico en San Juan.  

La generación de Mendoza

Con sede en Mendoza, la cooperativa Cofarmen –distribuidora de productos farmacéuticos- invirtió US$ 500.000 en la instalación de 660 paneles solares que comenzaron a funcionar desde hace un año y medio. Hoy tiene una potencia contratada de 450 kW y la generación anual es de 516.579 KWh. El retorno de la inversión fue calculado en siete años.

La instalación, que fue provista por la empresa Energe, abastece el consumo energético de su edificio administrativo y de su nave logística (una planta de 8.000 m2 donde se almacenan y despachan los medicamentos). Esta última presenta la mayor demanda para alimentar el sistema de acondicionamiento de temperatura y los equipos de automatización.

Federico Böhm, gerente general de Cofarmen, explicó a EconoJournal que la decisión de incorporarse a este régimen estuvo alineada con la estrategia de sustentabilidad de la compañía, pero también se orientó a la búsqueda de optimización financiera y reducir la factura de electricidad a futuro. La inversión se planificó como parte de la mudanza de la compañía a un predio de mayor tamaño. “Es más fácil diseñar e implementar estos sistemas cuando se inicia un proyecto de planta desde cero, ya que se pudo planificar la estructura del techo para que sea compatible con los paneles, a diferencia de tener que adaptar un edificio ya existente”, expresa el directivo.

Y advierte que este tipo de proyectos deben estar acompañados de una evaluación previa del gasto de energía. “Es preciso analizar cómo es el uso de la energía en función del ciclo de la empresa; eso es tan importante como el dimensionamiento de los equipos”, sostiene.

Por ahora la cooperativa no tiene sobrantes para inyectar al sistema. “En promedio, en verano, estamos produciendo el 50% o 60% de la energía que consumimos, y en horarios pico llegamos al 100%. En invierno, nos autoabastecemos en un 30% o 34%”, expresa Böhm.

Y añade que estudian la posibilidad de adquirir baterías que les permitan almacenar energía y no excederse del límite de la potencia contratada. Aunque observa que en los últimos cinco años el precio de la tecnología de almacenamiento ha bajado a la mitad, sigue siendo elevado.

Paneles para regar

En diciembre pasado la productora de alimentos Valle de la Puerta -ubicada en el Valle de Famatina, provincia La Rioja-, instaló en su predio unos 3.600 paneles solares que demandaron una inversión total de US$ 1,25 millón. Con una potencia instalada máxima de 2 MW, abastece el consumo eléctrico de las unidades productivas de la empresa (como una fábrica de aceite y la bodega); pero principalmente alimenta la operación del sistema de riego, basado en 12 perforaciones, que está destinado a mantener sus 1.000 hectáreas de cultivos.

“Somos una economía regional eléctricamente dependiente, debemos obtener agua de pozos profundos en una zona donde llueven 150 mm al año”, define a EconoJournal el presidente de la compañía, Julián Clusellas. Aunque la puesta en marcha del parque solar todavía es reciente como para hacer una evaluación precisa, el directivo estima que brinda un ahorro aproximado del 30% de energía. Sin embargo, señala que a partir de septiembre u octubre, que es la época del año en que el sistema de riego comienza a utilizarse a su máxima capacidad, podrán medir los resultados con mayor precisión. Para entonces, se espera que consuma toda la energía que genera el parque solar.  

Hay otro factor que actualmente afecta su evaluación económica. “Nuestro mayor problema es que el Estado no previó qué va a pasar con la energía reactiva que el panel produce cuando no estás consumiendo la energía que generás. En ese caso, la distribuidora de la provincia cobra una multa enorme por eso. Estamos tratando de solucionar ese tema con un crédito para comprar un equipo que vale US$ 40.000, cuya función es conducir la energía reactiva, evitando que cause inconvenientes”, explica Clusellas, cuya empresa exporta el 60% de su producción.

Tres parques en Entre Ríos

En la provincia de Entre Ríos, la compañía avícola FEPASA instaló tres parques fotovoltaicos para fomentar lasustentabilidad y reducir costos. Distribuidos en distintos complejos productivos, y con una potencia total de 2 MW, comenzaron a operar en marzo.

En la planta frigorífica funciona el parque de mayor tamaño, que cuenta con 2.880 paneles bifásicosde 705 Watts cada uno, mientras que la planta de engorde posee 405 paneles y la de incubación suma 340 paneles que se colocaron en los techos de los galpones y edificios. El primer proyecto demandó una inversión de US$ 1,5 millones e implicó la construcción de una subestación propia, en tanto que los dos restantes costaron aproximadamente US$ 80.000 cada uno. El retorno de la inversión se calculó en 3,9 años y proyectan una generación anual de 3.000 Mwh.

Según Carlos Bonnin, gerente de Proyectos de Ingeniería de la empresa, desde que funciona el sistema, entre marzo y julio, el 27% de la energía que consumió la planta en horario diurno provino -en promedio- de fuente solar. Y si se consideran todas las franjas horarias, “estamos generando el 16% de la energía que consumimos”. Para los meses de verano, la estimación es autogenerar el 30% de la energía que demanden. En estos meses de operación, obtuvieron una reducción cercana al 10,5% de la factura de energía total, “si bien la potencia contratada se mantiene”, puntualiza.

El trabajo previo de diseño de la estructura del parque fue clave para optimizar el rendimiento. El desafío era cubrir el consumo interno de la planta sin sobredimensionar la producción de energía. Desde el punto de vista económico, explica Bonnin, esto mejora el retorno de la inversión, “ya que utilizar la propia energía siempre es mucho más conveniente que inyectar excedentes a la red, evitando cargos de transporte”. En este proceso, señala que la asistencia y asesoramiento de la distribuidora de energía provincial, Enersa, les resultó de gran ayuda.

El primer paso a la autogeneración  

La empresa Biofarma, productora y comercializadora de alimentos para animales, implementó 256 paneles solares bifásicos -de 580 Watts cada uno- para abastecer el consumo de su sede administrativa en la ciudad de Córdoba. Se trata de una primera prueba piloto para estudiar cómo se comporta el sistema, ya que la meta es abastecer con energía solar no solo las oficinas corporativas sino también el laboratorio y la nueva planta productiva que se inaugurará en ese predio en septiembre. El parque, que cuenta con una potencia instalada total de 150 kW, insumió una inversión de US$ 150.000 que, se estima, se recuperará en seis años.

El sistema comenzó a operar formalmente a fines de agosto de 2025, una vez que se instalaron el inversor y el medidor bidireccional de la distribuidora provincial EPEC. Según Francisco Casajus, ingeniero de procesos de Biofarma, en promedio, a lo largo del año el sistema cubre la totalidad del consumo de las oficinas administrativas e inyecta un pequeño excedente a la red comercial. “Por la noche, al no haber generación, se toma energía de la red para cubrir el consumo residual”, cuenta a EconoJournal. A través de la autogeneración, han logrado bajar el costo de la factura de electricidad por disminución del precio del KWh que se consume. Pero Casajus advierte que la tarifa no se reduce a cero porque se mantienen los cargos fijos, como la potencia contratada, que representan el 65% del costo.   

Los próximos pasos son duplicar la dimensión de la instalación fotovoltaica actual de las oficinas y comenzar a evaluar el proyecto de generación para la nueva unidad productiva. “Estamos considerando el uso de los techos de la planta, que tiene más de 13.000 metros cuadrados de superficie disponible, para eventualmente colocar los paneles”, concluyó.

, Mariana Pernas

La integración energética volvió a ocupar un lugar central en la agenda de los países del Cono Sur. Autoridades y representantes del sector privado de la Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay se reunieron en Buenos Aires en un encuentro organizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para analizar mecanismos que permitan acelerar proyectos de infraestructura y profundizar los intercambios de energía en la región.

Bajo el lema “Conectando Energía: Impulsando la integración para el desarrollo con impacto”, el encuentro puso el foco en las condiciones regulatorias, institucionales, comerciales y financieras necesarias para movilizar inversiones públicas y privadas y avanzar en una mayor integración de los mercados energéticos.

Integración regional

“Una mayor integración y una mejor conectividad son esenciales para impulsar el desarrollo y la competitividad en la región. A través de nuestro programa Conexión Sur, que fue parte de la organización del encuentro, buscamos acelerar los cambios para generar las condiciones para atraer más inversiones, reducir costos y aumentar la resiliencia”, expresó Morgan Doyle, gerente del Departamento del Cono Sur del Grupo BID.

En representación de la Argentina, la secretaria de Energía, María Tettamanti, planteó que la integración debe estar vinculada con una mejora de la competitividad y de las condiciones de funcionamiento de los mercados.

“Para nosotros, la integración regional no es un fin en sí mismo para agrandar las estructuras del Estado; es una herramienta para dinamizar la economía, bajar los costos de producción de nuestras industrias y mejorar la calidad de vida de los ciudadanos. Argentina ya ha iniciado su fase decisiva de normalización energética, en general, y eléctrica, en particular, reintroduciendo correctas señales de precio y quitando al Estado del rol de empresario”, expresó Tettamanti.

La infraestructura en el centro de la agenda

Durante el encuentro se analizaron experiencias y aprendizajes de distintos mecanismos de integración energética que cuentan con el apoyo del BID, entre ellos el Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC), el Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA), el Sistema de Integración Energética de los Países del Cono Sur (SIESUR) y Arco Norte. El intercambio permitió poner en común los avances y desafíos de estos procesos y analizar cómo profundizar la integración energética regional.

En ese sentido, Marcelino Madrigal, jefe de la División de Energía del BID, señaló: “La región cuenta con recursos, capacidades y experiencias que pueden potenciarse a través de una mayor integración. El desafío es construir la institucionalidad, regulaciones y la implementación de proyectos transfronterizos de infraestructura energética que generen las condiciones necesarias e incrementen el comercio energético en la región”.

La discusión estuvo atravesada por la necesidad de contar con reglas comunes y proyectos de infraestructura capaces de acompañar un mayor intercambio de energía entre los países. La integración de las redes aparece como uno de los elementos necesarios para aprovechar de manera más eficiente los recursos disponibles y ampliar las posibilidades de comercio energético.

Del encuentro participaron, además, Rudy Peredo, viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia; Guilherme Zanetti, director del Departamento de Planificación e Interconexiones Internacionales del Ministerio de Minas y Energía de Brasil; Ximena Rincón, ministra de Energía de Chile; Gustavo Cazal, director de Energías Alternativas del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay; y Fernanda Cardona, ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay. También estuvieron presentes representantes del Grupo BID, empresas públicas y privadas del sector, organismos internacionales y especialistas en energía.

SIESUR define su hoja de ruta hasta 2027

SIESUR celebró su X Mesa de Diálogo, con la participación de los seis países del Cono Sur. Allí, las delegaciones acordaron el Plan de Acción SIESUR 2026-2027, orientado a incrementar los intercambios de energía y avanzar sobre las prioridades definidas en conjunto. Uno de los ejes será la armonización regulatoria de la operación técnica y comercial de los mercados eléctricos bilaterales, un aspecto clave para facilitar y ampliar las transacciones de electricidad entre los países.

El plan también contempla la identificación de proyectos prioritarios de infraestructura, incluyendo ampliaciones y refuerzos de las redes nacionales y nuevas interconexiones necesarias para facilitar los intercambios eléctricos.

Como cierre de la reunión, la Argentina traspasó a Bolivia la Coordinación Pro Tempore de SIESUR para el período 2026-2027. Bajo la nueva coordinación, los países continuarán trabajando en la implementación de las prioridades acordadas y en una agenda que busca convertir la integración energética regional en proyectos concretos de infraestructura y mayores intercambios de electricidad.

, Redaccion EconoJournal

Dieciocho candidatos ya se postularon para ocupar el cargo de presidente del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El actual secretario de hidrocarburos, Federico Veller, es uno de los principales candidatos ya que cuenta con el respaldo del secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González. Sin embargo, la definición está abierta porque el asesor presidencial Santiago Caputo impulsa en primer lugar a Favio Emir Ramírez, director de Transporte y Distribución Eléctrica, y también tiene en su lista de favoritos a Marcelo Corda, vicepresidente de Enarsa.

El presidente Javier Milei había designado a las autoridades del flamante organismo a comienzos de mayo, pero cuando no se había cumplido un mes desde que asumieron, el titular Néstor Marcelo Lamboglia renunció en medio de una fuerte interna dentro del directorio.

Desde entonces el organismo es conducido por su vicepresidente, Vicente Serra, junto con los vocales Marcelo Alejandro Nachon, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.  

Los favoritos que asoman

Veller es secretario de Hidrocarburos desde noviembre de 2024. Es un ingeniero químico egresado de la Universidad Nacional de Mar del Plata con más de 25 años de experiencia en la industria petroquimica, de energía y fertilizantes. Trabajó casi 18 años en YPF y fue CEO de Profertil entre 2020 y 2022.

Ramírez se desempeña como director Nacional de Transporte y Distribución Eléctrica desde octubre de 2024. Es ingeniero electricista egresado de la Universidad Tecnológica Nacional. Trabajó 9 años en la distribuidora Edelap y 14 años en la Empresa Distribuidora Energía Norte (EDEN). También fue perito independiente de la Corte Suprema de Justicia bonaerense entre enero de 2024 y febrero de 2025.

Por su parte, Corda es vicepresidente y subgerente general de Enarsa desde septiembre de 2014. Se recibió de contador en la Universidad Nacional de Mar del Plata y antes trabajó 17 años en la distribuidora Edelap, donde llegó a ser gerente general entre 2019 y 2024.

Si bien el plazo de inscripción todavía no cerró y aún resta que el comité evaluador realice las entrevistas y elabore una lista corta, distintas fuentes consultadas por EconoJournal aseguraron que esos tres funcionarios aparecen como los principales candidatos en una pulseada que los excede y que tiene como figuras centrales a Daniel González en representación del Ministerio de Economía y al asesor presidencial Santiago Caputo, quien ya puso hombres de su confianza en las energéticas Enarsa, Nucleoeléctrica, CNEA, Dioxitek y Yacyretá.

Los otros candidatos

En el listado de postulantes sobresalen además el ex interventor del Enargas, Carlos Casares; el ex presidente de Enarsa, Juan Carlos Doncel Jones; el ex presidente de Cammesa, Mario Cairella; y el ex interventor del ENRE, Darío Arrué. Los cuatro ocuparon esos cargos durante el actual gobierno y mantienen una cercanía relativa con el oficialismo, pero las fuentes consultadas por EconoJournal los ubicaron un escalón más abajo en la pelea por el puesto.    

También se postularon tres funcionarios que trabajan actualmente en el Enrege: Horacio Julio Guadagni, nombrado recientemente como responsable de la Unidad de Administración; Graciela Ana Bravo, responsable de la Unidad Innovación y Normalización; y Guillermo Lanzillotti, responsable de la Unidad Distribución de Gas del Enrege;

El listado se completa con Juan Manuel Alfonsín, un abogado que trabajó con Cairella en Cammesa; Mónica Noemí Gay, ex secretaria legal del directorio de Enargas y ex presidenta y directora general de Gasnea; Hugo Daniel Muñoz, ex vicepresidente del Enargas; Mariano Mirotti, un abogado cordobés cercano a Carlos Bastos que se desempeñó como secretario de Concesiones en Economía; Alberto Damián Andino, ex presidente de la Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos; Ángel Garay, Marcos Antonio Domínguez y Pablo Horacio Guglielmi.

La lista todavía podría ampliarse ya que el plazo de inscripción vence el lunes. Marcelo Nachon y Sergio Falzone, primer y tercer vocal en el directorio actual, habían dejado trascender a sus más cercanos que también iban a participar, pero un no se inscribieron.

, Fernando Krakowiak

El proyecto de Súper RIGI, que debe tratar en Senado, está orientado a atraer inversiones desde los 1.000 millones de dólares en sectores que no están instalados en el país y que tienen que ver con el sector tecnológico, como el desarrollo de la Inteligencia Artificial. El alcance de los incentivos ofrecidos a los inversores generó polémica entre empresarios y especialistas durante el noveno programa de Aguas Arriba, el ciclo de entrevistas de EconoJournal conducido por Sabina Trossero.

Tomás Ocampo, fundador de Unblock, planteó que la Argentina parte con una importante desventaja frente a otros mercados en la competencia por captar inversiones en centros de datos y consideró que el nuevo régimen puede ser una herramienta para achicar esa distancia.

Según explicó, las compañías con las que mantiene conversaciones consideran al Súper RIGI “el mejor de los sistemas de incentivos que vieron comparados con otros países”. Para Ocampo, las ventajas naturales de la Patagonia -como disponibilidad energética y bajas temperaturas- todavía no se tradujeron en inversiones concretas: “Esa ventaja competitiva hoy no se está viendo en la cancha. Para mi tiene que ver con que estamos todavía muy atrás. Creo que puede ser un ambiente de inversión gigante, donde más inversión va a haber en los próximos años en todo el mundo”.

“Hoy no estamos compitiendo contra Estados Unidos, no estamos compitiendo contra Europa; estamos compitiendo contra los proyectos que sobran, los que se empiezan a hacer por necesidad”, señaló Ocampo, quien mencionó como competidores a países como Armenia, Kazajstán, Turquía y mercados de Medio Oriente.

María Laura Bermúdez, directora ejecutiva de la Unión Industrial Argentina (UIA), coincidió en la necesidad de atraer inversiones, principalmente aquellas que permitan desarrollar capacidades locales en actividades que no existen hoy en el país. Sin embargo, cuestionó que el Súper RIGI genere este derrame hacia el entramado productivo: “Acá el desafío es que estas inversiones las podamos traducir en oportunidades. Sin lugar a dudas esto va a generar oportunidades en la medida que tengamos una normativa que se oriente en ese sentido. Y a raíz de esto, para nosotros es importante la integración de la cadena de valor. Si nosotros queremos que estas inversiones se repliquen en empleo, generación de riqueza, desarrollo de talento y capacidades, para eso es necesario justamente el desarrollo de proveedores y la integración de la cadena.”

El 20% de contrataciones a proveedores locales

Uno de los principales puntos de discusión es el requisito de destinar al menos un 20% de las contrataciones a proveedores locales, siempre que exista oferta nacional en condiciones competitivas.

Trossero: -Como quedó redactado hoy en día [el proyecto] no estaría alcanzando para motivar el desarrollo local, porque no distingue servicios con agregado de valor local.

Bermúdez: -El proyecto original no contemplaba este 20% nacional. En el dictamen de mayoría de diputados se incorporó, pero para bienes, para obras y para servicios. Si efectivamente nosotros queremos que se cumpla este objetivo de desarrollo del entramado e integración de la cadena, es necesario acotarlo a bienes de producción nacional.

Al respecto, Guido Zack, director de economía en Fundar, también presentó dudas sobre la forma en que se determinará si existe una alternativa nacional competitiva y sobre las penalidades previstas ante un eventual incumplimiento: “Estamos hablando de cómo cumplir con ese 20%. ¿Por qué no más? Ojo que puede ser menos, porque este 20% que introdujo diputados tiene una cláusula de escape: siempre que una empresa local pueda proveer en la misma calidad y al mismo precio que el resto del mundo. ¿Quién decide si puede o no puede? El VPU, es decir, la empresa que vendría a invertir en el data center”.

Zack agregó que la penalidad económica por incumplir el requisito puede alcanzar los 600 millones de pesos y contrastó esa cifra con proyectos que deben superar inversiones de US$ 1.000 millones. “Casi que podría decir: ‘bueno, no lo cumplo, de última pago la penalidad’”, planteó.

¿Se producen suficientes componentes en Argentina?

Ocampo puso el foco en una característica particular de los data centers de inteligencia artificial: la mayor parte de la inversión corresponde a componentes que actualmente no se producen en la Argentina.

“Si el límite va a ser el 20% no se va a hacer ningún data center en Argentina. El 80% del costo hoy -y va a subir- del CAPEX son los chips y la memoria. Eso se hace en Taiwán. Entonces si el 20% que resta tiene que ser 100% nacional también va a ser un problema”.

Para Zack, la discusión debería centrarse en identificar cuáles son los incentivos que efectivamente necesita cada actividad en lugar de otorgar un paquete amplio de beneficios. Mencionó como ejemplos el tratamiento del IVA y la importación temporaria que planteó Ocampo como necesidades propias de su empresa, pero cuestionó si para atraer inversiones también resulta necesario reducir Ganancias o las contribuciones patronales, que luego no se trasladarían a inversión en infraestructura y servicios públicos.

“Hay que tener cuidado con las sábanas cortas: si tiramos de un lado nos destapamos de otra parte”, sostuvo.

Por su parte, Federico Belich, consultor económico de Fundación Mediterránea, consideró positivo utilizar incentivos para adelantar inversiones que de otra manera podrían no realizarse, pero cuestionó la creación sucesiva de regímenes excepcionales para compensar problemas estructurales de la economía argentina.

“Nosotros vemos un grave problema de inversión en Argentina. No es actual, viene ya hace mucho tiempo. Y creemos que esta creación del Súper RIGI es añadir una excepción a algo que no es excepcional sino estructural. Es positivo que se adelanten inversiones, pero la idea es que los beneficios se vayan extendiendo a toda la economía, para que todos estén en iguales condiciones y así también no solamente los grandes proyectos se puedan beneficiar del mismo sino también las cadenas de valor”, remarcó.

“No es crear un nuevo régimen sino también aprovechar el RIGI que tiene cierto éxito”, resumió.

Ocampo defendió el potencial para construir una cadena local a partir de los data centers y mencionó su propia experiencia con Unblock. La compañía comenzó importando sus centros de datos modulares para el minado de bitcoin desde Estados Unidos y posteriormente trasladó su fabricación a la Argentina junto al astillero SPI, en Mar del Plata.

“Al principio importábamos todo de Estados Unidos y después sí industrializamos nuestros data centers acá”, señaló. “Creo que nadie que lo esté mirando desde las políticas públicas toma dimensión de lo que es esto”.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno de Río Negro paralizó preventivamente los trabajos en la mina de Calcatreu por supuestos incumplimientos en la contratación de mano de obra local. Se trata del principal proyecto de producción de oro y plata de la provincia y una de las apuestas fuertes de Alberto Weretilneck para la consolidación de la matriz energética exportadora.

A través de un comunicado publicado el jueves, el gobierno aseguró que la empresa Patagonia Gold «no viene cumpliendo con el porcentaje de mano de obra rionegrina establecido por la normativa provincial 80/20″. En junio el proyecto había realizado el primer despacho de metal doré desde el aeropuerto de Bariloche hacia Canadá, en lo que significó la primera exportación de este tipo para la provincia.

«Es un proyecto modelo para el mundo», había dicho la secretaria de Energía, Andrea Confini, apenas dos meses atrás.

En ese momento, según la información oficial, la empresa representaba el 13,3% de los nuevos puestos de empleo registrados en Río Negro, con 219 empleos directos y 210 trabajadores indirectos vinculados a la construcción. 

Del 80% correspondiente a empleo rionegrino, el 49% pertenecía a Ingeniero Jacobacci, la ciudad más cercana al yacimiento, y el 29% al resto del territorio provincial, se había informado.

«Compromisos específicos»

Ahora, el gobierno provincial manifestó que durante las mesas de trabajo con Patagonia Gold se habían establecido «compromisos específicos destinados a profundizar la contratación local, garantizar transparencia en las búsquedas laborales, capacitar trabajadores de la zona y generar las condiciones para que cada vez más puestos puedan ser cubiertos por vecinos de Ingeniero Jacobacci y la Región Sur».

«Entre los acuerdos alcanzados se estableció que las búsquedas laborales deben canalizarse a través de los registros oficiales del Municipio y del Servicio de Empleo Rionegrino (SER); que la empresa debe mantener actualizada la información sobre contrataciones, necesidades y perfiles requeridos; y que debe avanzar en programas de formación destinados especialmente a aquellos puestos que actualmente son cubiertos con trabajadores provenientes de otras provincias», se indicó.

La Provincia aclaró que, durante la Mesa de Trabajo, también se había solicitado «expresamente» información sobre el recambio de personal para avanzar progresivamente en el reemplazo de trabajadores «foráneos» por mano de obra local cuando existan los perfiles disponibles. «También se acordó integrar las bases laborales de AOMA y Uocra con la Bolsa de Trabajo Municipal para priorizar a trabajadores de la localidad», detalló el comunicado.

La Secretaria de Trabajo de Río Negro, María Martha Avilez, afirmó que «Río Negro está a favor de Calcatreu, de la minería y de todas las inversiones que generen desarrollo», pero que el 80/20 «es un piso: no alcanza con cumplir un porcentaje si después no se respetan los compromisos asumidos para capacitar, contratar y generar oportunidades reales para la gente de Jacobacci».

La respuesta de Patagonia Gold

Patagonia Gold emitió este viernes un comunicado en su sitio oficial en el cual informó que el 19 de agosto, tras una inspección en Calcatreu, «la Secretaría de Trabajo de Río Negro ordenó la suspensión preventiva, parcial y temporal de ciertas actividades operacionales en el Proyecto».

«La empresa está evaluando actualmente el alcance de la medida y está cooperando plenamente con las autoridades provinciales pertinentes para abordar los asuntos planteados, con vistas a reanudar las operaciones lo antes posible», planteó.

La empresa aseguró que, mientras la medida siga vigente, «continuarán las actividades esenciales necesarias para el mantenimiento, la salud y la seguridad de las instalaciones».

Tanto el gobierno de Río Negro como la firma aseguraron que el compromiso es continuar con el desarrollo de Calcatreu. La gestión de Weretilneck sostuvo que la medida «no pone en discusión» la continuidad del proyecto: «Por el contrario, busca garantizar las condiciones sobre las cuales la iniciativa recibió acompañamiento institucional y social».

, Andrea Durán

Añelo puede ser una ciudad tan vertiginosa como calma. De no ser por las decenas de camiones que, por minuto, cruzan de lado a lado la Ruta Provincial 7, prácticamente no habría ruidos interrumpiendo el ritmo de la siesta.

«Esto siempre es tranquilo», asegura la empleada de un tradicional restaurante que está «siempre lleno» y recibe a trabajadores petroleros para un almuerzo donde un plato del día se consigue a 23.000 pesos.

«Hoy ya no podemos dejar la bici afuera, pero todavía somos un pueblo chico. Entonces hay cierto hermetismo. La gente, el añelense, todavía no entiende o todavía no acepta este gran crecimiento. De a poquito va cambiando, pero cuesta. Porque fue muy rápido, muy brusco este cambio», explicó a EN/CLAVE el secretario de Gobierno de la municipalidad, Luis Angeloni.

La intendencia de Añelo funciona en un edificio de Calle 19 que se inauguró en 2018 y, como todo en la ciudad, ya quedó chico y tiene una obra de ampliación en marcha. «La gente piensa que llega a la municipalidad y la reciben con una máquina de café y no, somos esto», reconocen.

En la entrada, cuatro impresiones en A4 con el mismo mensaje: «Atención. Se comunica que, hasta nuevo aviso, ‘no’ hay turnos para audiencia con el señor intendente».

Fernando Banderet, quien asumió la gestión como parte de la alianza de Rolando Figueroa en diciembre de 2023, vive tironeado por la gestión diaria y el interés que llega desde afuera. Si Neuquén es la provincia de moda, Añelo es la prenda estrella: no hay foro empresarial que no busque sentar al intendente para entender de primera mano lo que ocurre en el corazón de Vaca Muerta. Viaja seguido a Buenos Aires y, al momento de esta crónica, está disertando en un panel en San Martín de los Andes.

El Censo 2022 relevó para Añelo una población de 6.477 habitantes, una cifra que dista de los padrones electorales y, más aún, de la estimación que tiene el municipio: aseguran que son alrededor de 15.000, sin contar a quienes van y vienen a diario para trabajar.

La ciudad resuelve buena parte de la demanda de vivienda a través de complejos habitacionales que construyen desarrolladoras inmobiliarias de todo el país para los trabajadores que llegan a Vaca Muerta. El real estate luce como la segunda actividad más pujante en la ciudad después de los hidrocarburos, aunque no es para todos.

La mayoría de los avisos aclaran: «Solo para empresas». Y los precios hacen un segundo filtro: departamentos de dos habitaciones y 50 metros cuadrados que arrancan entre los 2,5 millones y 3 millones según el proyecto.

«Esta gestión ha tratado de hacerle entender al inversor que ese complejo habitacional mañana también le dé una solución al vecino. Porque un trabajador municipal no puede pagar el mismo valor que un trabajador petrolero», dijo Angeloni, quien también contó que en el municipio piden que las construcciones contemplen viviendas para que los trabajadores puedan mudarse con sus familias y no se limiten al esquema de «cama caliente».

Gas y agua, las principales urgencias

Uno de los principales puntos débiles de Añelo sigue siendo el acceso a los servicios. En cuanto al gas, el año pasado se habilitó la primera etapa del gasoducto construido por un acuerdo entre YPF y el gobierno provincial que permitió que unas 460 familias de La Meseta cuenten con el suministro.

«Nos falta todavía seguir ampliando barrios. La capacidad la tenemos gracias a la nueva planta reductora de gas, pero lo que nos falta es seguir con las obras chicas para poder llegar a cada manzana», dijo Angeloni, quien cuantificó el número entre 800 y 1.000 familias más de La Meseta.

«El intendente ya se reunió días atrás con la Provincia para empezar, mínimo, con el 50% de esas familias y en 2027 poder cumplir con toda la red de gas natural», afirmó.

Pero la complejidad mayor está en el agua. La creación del barrio La Meseta, en el alto de la ciudad, no contempló que la diferencia de nivel con el llamado Casco Viejo demanda una «gran cantidad de presión para poder llegar con el agua a ese sector», detalló el funcionario.

Dijo que hoy se trabaja en un convenio con el sector privado para «generar un nuevo sistema de abastecimiento desde el río Neuquén, a través de tanques de almacenamiento, y de ahí poder distribuir gran porcentaje de esa agua hacia el barrio La Meseta y a parte de la industria».

«Porque nosotros tenemos grandes complejos hoteleros que necesitamos que tengan agua, pero también necesitamos el aporte económico para abastecer todo ese sistema», sostuvo.

El objetivo del municipio es «partir en dos» el sistema de agua en Añelo y que el Casco Viejo se abastezca con la planta actual y que la zona de la meseta lo haga con la infraestructura pronta a construir. «Creemos y confiamos en que es la mejor solución para la problemática del agua que ha generado conflictos sociales y cortes de ruta. Necesitamos que en esta gestión no ocurra y tener la solución para el vecino», dijo Angeloni.

Otra meta es llegar al 2027 con 4.500 metros lineales de asfalto. Cuando la gestión asumió había 1.200 y hoy ya alcanzan los 2.100, pero la mayoría concentrados en la zona del Casco Viejo. En La Meseta, la nieve y la lluvia de semanas atrás todavía muestran sus huellas.

«Necesitamos acompañamiento»

La proyección actual es que la localidad, que espera en la Legislatura el tratamiento de la ley que eleve su rango a municipio de primera categoría, duplique su población hacia el 2030. Esperan un número cercano a los 30.000 o incluso 40.000 habitantes, según escale la actividad.

«No decimos miedo, pero sí es un desafío acompañar esa recepción de vecinos que van a llegar y que lo va a marcar la industria. Pero también necesitamos acompañamiento para seguir mejorando la infraestructura», afirmó Angeloni.

El municipio se finanza con el pago de tasas, una de ellas la tasa vial que aprobó el Concejo Deliberante en 2025, los envíos de coparticipación y los fondos extra que aporta la Provincia a través de obras. «No alcanza. Es tanta la demanda que no nos alcanza», insistió el funcionario.

«Nosotros necesitamos el acompañamiento, no solamente del gobierno provincial, sino del gobierno nacional. Porque es lindo que nos nombren como añelenses, pero si no nos ayudan no vamos a poder seguir recibiendo gente y eso va a generar un problema social no solamente ahora, sino a las futuras generaciones», planteó.

La ciudad y su vecina San Patricio del Chañar ya vivieron una situación inédita en el verano como fue la presencia de personas durmiendo en la calle, «algo que nunca había pasado». La situación contribuye a la desconfianza de los pobladores que todavía añoran la vida de pueblo de productores que existió antes del boom de Vaca Muerta.

El leitmotiv de la gestión va en línea con la propuesta del gobernador Rolando Figueroa: «Primero el añelense, después el neuquino. Después, si nos alcanza, el de afuera. Pero que sepa el de afuera que tiene que tener ciertos requerimientos para poder lograr algo en Añelo».

, Andrea Durán

Hugo Eurnekian, presidente y CEO de CGC, brazo en el sector energético de Corporación América, afirmó este jueves que el sector hidrocarburífero atraviesa «una revolución energética sin precedentes en décadas» y ratificó avances en proyectos estratégicos para colocar gas natural producido localmente en el mercado internacional a través del Océano Pacífico.

Eurnekian fue uno de los oradores del de la 26° edición de la conferencia anual del Council of the Americas en la Argentina, realizada hoy en el Hotel Alvear. El titular de CGC participó del panel «Inversión, Desarrollo y Oportunidades para Argentina» junto con los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Chubut, Ignacio Torres; y el CEO de Southern Energy LNG, Rodolfo Freyre.

“Estamos viviendo una revolución energética sin precedentes en décadas, donde por primera vez en mucho tiempo se alinean las condiciones para que el sector privado pueda invertir con previsibilidad y precios de mercado”, sostuvo Eurnekian al analizar el escenario macroeconómico y operativo que rodea a la industria.

CGC es el mayor productor de hidrocarburos de Santa Cruz, donde explota una serie de yacimientos convencionales en el norte de la provincia. El salto del precio del petróleo como resultado de la guerra en Medio Oriente y una mayor eficientización en la explotación de esos campos maduros se tradujo en una significativa mejora de los números de la empresa.

El EBITDA (ingresos antes de impuestos) ascendió, por ejemplo, a US$ 177 millones en el segundo trimestre de 2026, un 90% más que en el mismo período de 2025. En tanto que las ventas treparon a los US$ 311,4 millones, un incremento del 21% frente a los US$ 257,5 millones del segundo trimestre del año pasado.

La operación de la rentabilidad en áreas maduras se explicó también por un cambio de modelo operativo —apuntalado por la integración de algunos servicios estratégicos— y un programa de optimización de costos que la empresa puso en marcha hace ya dos años. El precio promedio del crudo percibido por CGC subió un 46% hasta los US$ 93,72 por barril, mientras que el gas se comercializó a un promedio de US$ 5,68 por MBTU (+10%).

Como resultado, la petrolera de Corporación América redujo un 5% el lifting cost, que pasó de US$ 21,62 a US$ 20,52 por BOE, con una baja más pronunciada del 12% en la Cuenca del Golfo San Jorge, donde cayó de US$ 31,09 a US$ 27,51 por BOE. En volumen, la producción de crudo creció a 4.109 m3/día (+2%), destacándose el desempeño de la producción de crudo ADCH, que aumentó un 42% hasta los 1.455 m³/día.

La estrategia es diversificar y abrir nuevos mercados

Frente a la necesidad de abrir mercados para el gas asociado que genera la mayor extracción de crudo, Eurnekian puso la mirada en las alternativas de evacuación e integración regional. “Estamos dando un paso concreto para exportar Gas Natural Licuado (GNL) a través de Chile, aprovechando la infraestructura existente de gasoductos para llegar al Pacífico de una manera eficiente y competitiva”, precisó sobre el esquema que busca acortar los plazos de salida hacia mercados asiáticos.

La iniciativa contempla un esquema brownfield que busca aprovechar la participación accionaria de CGC en Transportadora de Gas del Norte (TGN) y del gasoducto GasAndes para conectar la producción argentina de gas en Vaca Muerta con el país vecino. Este trazado transandino permitiría abastecer a instalaciones sobre la costa chilena para licuar el gas natural y embarcarlo directamente por el Pacífico, una alternativa que reduce los requerimientos de inversión inicial e interactúa en forma complementaria con los grandes desarrollos de GNL previstos para el Atlántico.

Esta estrategia de exportación se respalda en el potencial que la compañía observa en los activos que opera en el sur del país. Sobre este punto, el ejecutivo de CGC remarcó que “hay mucho potencial y muchas cosas para hacer en materia de exploración y producción, con proyectos como Palermo Aike que pueden cambiar la escala de la provincia y de la Argentina”.

Acompañar ese volumen de recursos exige un nivel de compromiso financiero que la empresa está dispuesta a asumir. Por eso, Eurnekian enfatizó que están “pensando en incrementar la actividad, seguir creciendo y redoblar la apuesta con inversiones de capital de largo plazo que sostengan este nivel de desarrollo”.

Consultado sobre las señales que el marco regulatorio actual le envía al mercado, el empresario valoró el horizonte de certidumbre que se abre para la industria. “No hay más que celebrar este tipo de iniciativas para trabajar y mejorar las condiciones de inversión, porque son las herramientas que nos permiten competir con el resto del mundo”, puntualizó.

“Todo esto representa una oportunidad concreta para ampliar la frontera productiva de la Argentina y transformar nuestros recursos naturales en un motor genuino de exportaciones y divisas”, enfatizó el CEO de CGC al definir el impacto final que tendrá la consolidación del modelo exportador en la economía real y en las provincias productoras.

, Ignacio Ortiz

El Gobierno nacional aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de la empresa Tecpetrol para el desarrollo de petróleo no convencional en el bloque Los Toldos II Este, ubicado en el hub norte de Vaca Muerta. La iniciativa contempla un desembolso global de US$ 6.400 millones y se convertirá en la mayor inversión en la historia de la compañía del Grupo Tecnhint.

El anuncio formal fue realizado por el ministro de Economía, Luis Caputo, quien destacó el alcance socioeconómico del plan al precisar que «el Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI del proyecto de petróleo Los Toldos II Este de la empresa Tecpetrol en Vaca Muerta. Implica una inversión de 6.400 millones de dólares y generará 3.100 empleos directos y 4.800 indirectos».

A su vez, el titular de la cartera económica remarcó el impacto sobre la capacidad de producción estimada del yacimiento no convencional, señalando que «el proyecto prevé producir 70.000 barriles diarios de petróleo; el RIGI no solo acelerará el ritmo del desarrollo sino que además permitirá que se incrementen en aproximadamente un 40% los recursos a ser desarrollados en el área».

El proyecto presentado por la compañía que encabeza su CEO, Ricardo Markous, contempla un desembolso inicial superior a los US$ 2.000 millones hasta fines de 2027. El bloque cuenta además con la participación de la empresa estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), que conserva un 10% de la titularidad del área.

El RIGI y la meta de los 100.000 barriles diarios en la cuenca

Tras el anuncio, desde la petrolera resaltaron que «la decisión de acelerar los pasos operativos en el no convencional responde a un contexto internacional que posiciona a Vaca Muerta como un activo energético de relieve estratégico«. La empresa ponderó la concurrencia del «ordenamiento macroeconómico y la previsibilidad que brindan tanto el nuevo marco regulatorio para el sector hidrocarburífero como el RIGI».

Este proyecto se apoya en la experiencia adquirida desde 2017, cuando Tecpetrol se convirtió en la primera compañía en invertir en el desarrollo masivo de gas no convencional en el país en el área Fortín de Piedra, que hoy abastece el 16% de la demanda de gas del país, y validó el potencial gasífero de Vaca Muerta.

Ahora, la meta de este proyecto propuesta por la operadora es alcanzar los 70.000 barriles de petróleo por día en el 2027, lo que le permitirá llegar a una producción cercana a los 100.000 barriles por día en la Cuenca Neuquina, se destacó en la compañía.

El proyecto ya se desarrolla en el Hub Norte de Vaca Muerta, cercano a Rincón de los Sauces, en la provincia de Neuquén. Allí la magnitud de la producción planificada requiere la construcción de la Planta Central de Procesamiento (CPF), un sistema de 50 MW de generación eléctrica, 40.000 HP de compresión, ductos de evacuación de gas y crudo y sistemas de captación de agua.

Para la construcción de las instalaciones se generarán más de 3.100 puestos de trabajo en el pico de obra. «Esta inversión -adelantan en Tecpetrol- representará un fuerte impulso para la actividad de las PyMEs industriales y de servicios. Cerca de 800 empresas nacionales participan en las tareas de construcción de las instalaciones. Muchas de ellas forman parte de nuestro programa de apoyo a la cadena de valor, ProPymes».

, Redacción EconoJournal

La Provincia de Buenos Aires puso en marcha la primera Red de Aprendizaje (RdA) orientada al uso racional y eficiente de la energía en edificios públicos. La iniciativa es impulsada por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y el Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED), con apoyo técnico del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI).

La propuesta apunta a mejorar el desempeño energético de edificios públicos a partir de la identificación de oportunidades de mejora y la implementación de medidas de uso racional de la energía. Para eso, la Red reúne a representantes de 15 edificios e instituciones de la provincia, que participan de talleres de formación y realizan relevamientos sobre sus propios consumos.

Diagnósticos energéticos

El trabajo está coordinado por la Dirección Provincial de Política Energética y Tarifaria de la Subsecretaría de Energía. Durante el segundo semestre del año, los participantes avanzarán en diagnósticos energéticos de los edificios seleccionados y, como resultado, cada institución deberá finalizar el proceso con un plan de acción concreto para reducir sus consumos y, en consecuencia, el costo de sus facturas eléctricas.

La primera jornada de la Red se realizó el 24 y 25 de junio en el Centro Bonaerense de Energías Renovables. Allí se presentaron las características de cada uno de los edificios participantes y los principales desafíos para modificar las pautas de consumo. También se abordaron conceptos vinculados con la eficiencia energética en iluminación, calefacción y refrigeración.

El eje de la capacitación consiste en mejorar la eficiencia y no implica reducir el nivel de servicio de un edificio, sino mantener las mismas condiciones de confort y funcionamiento utilizando una menor cantidad de energía.

Los edificios que incluye la Red

La Red incluye edificios de características diversas, entre ellos organismos de la administración provincial, municipios, universidades, escuelas y hospitales. Participan la Asesoría General de Gobierno, la Casa de la Provincia de Pila, el Centro de Formación Laboral N° 432 de La Plata, una escuela y una oficina administrativa de la Dirección General de Cultura y Educación, el Hospital Thompson de San Martín, La Casona del Parque Pereyra Iraola del Ministerio de Desarrollo Agrario, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, la Municipalidad de Berisso, el Organismo Provincial de Integración Social y Urbana (OPISU), el Polideportivo Municipal “Osvaldito Arpigiani” de Henderson, Termas Tapalqué, las Torres I y II de La Plata, la Universidad Nacional de San Antonio de Areco y la Universidad Provincial del Sudoeste (UPSO).

Hasta el momento ya se realizaron las primeras recorridas de diagnóstico en el Hospital Thompson de San Martín, La Casona —el casco de estancia del Parque Pereyra Iraola—, la Casa Provincial de Pila y las Torres I y II de La Plata. La próxima semana, el equipo de la Dirección Provincial de Política Energética y Tarifaria continuará con los relevamientos en el Polideportivo de Henderson y las Termas de Tapalqué.

Mapeo energético

El diagnóstico busca generar un mapeo energético de cada edificio para identificar cuáles son los principales factores que explican sus consumos. A partir de esa información se podrán definir medidas de ahorro y eficiencia y establecer prioridades de intervención.

De acuerdo con las estimaciones generales utilizadas en la iniciativa, la aplicación de medidas de ahorro puede permitir reducciones de entre 5% y 15% en el consumo energético. Además del impacto sobre las facturas, la gestión energética puede contribuir a mejorar el control operativo de las instalaciones, reducir tiempos de inutilización y disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero sin afectar el funcionamiento de los edificios.

Uno de los objetivos de la Red es que las mejoras puedan ser medidas y documentadas a través de metodologías y registros de consumo. Esta información también podría servir como respaldo para futuras iniciativas de financiamiento destinadas a implementar proyectos de eficiencia energética.

Además, el programa plantea que la incorporación de estas prácticas requiere cambios en la cultura de las organizaciones. Por eso, el foco no está únicamente en las características técnicas de los edificios, sino también en la capacitación del personal que los utiliza y gestiona.

, Loana Tejero

Puma Energy lanzó Puma Flota, una nueva aplicación destinada a empresas de transporte que busca digitalizar la gestión del consumo de combustibles y centralizar en una misma plataforma la información vinculada con las operaciones de sus flotas.

La herramienta permite a las compañías visualizar recorridos, consumos, tiempos y desvíos de cada unidad, además de acceder a información actualizada sobre las cargas realizadas. El objetivo es facilitar el seguimiento de las operaciones y aportar mayor trazabilidad al uso de combustible.

Mecanismos de la plataforma

Uno de los principales mecanismos incorporados por la plataforma es la validación digital de cada carga. El sistema exige el escaneo de la patente y el ingreso del kilometraje del camión antes de habilitar el suministro, con el propósito de verificar que el combustible sea cargado en el vehículo autorizado.

Puma Flota también incorpora un sistema de pago digital. Los choferes pueden utilizar el crédito disponible en la aplicación mediante el escaneo de un código QR directamente en el surtidor, sin necesidad de utilizar efectivo o tarjetas físicas.

Según informó la compañía, la plataforma está habilitada para operar en todas las estaciones de servicio de Puma Energy en Argentina, lo que le permite ofrecer cobertura a las empresas que operan con flotas a nivel nacional.

El lanzamiento de Puma Flota

El lanzamiento se enmarca en el proceso de expansión que Puma Energy viene desarrollando en el mercado argentino. “Puma Energy tiene un plan sostenido de expansión en Argentina y este lanzamiento marca un momento clave. Estamos listos para competir en cada segmento del mercado, desde el conductor particular hasta las grandes flotas corporativas del país”, afirmó Alejandro Barón de Buxhoeveden, director de Marketing LATAM.

Desde la compañía señalaron que la incorporación de herramientas digitales apunta también a mejorar el control de los costos operativos, a partir del seguimiento del consumo por unidad y la identificación de posibles desvíos.

“El lanzamiento de Puma Flota representa un hito en nuestra estrategia de digitalización para el sector logístico. Con esta herramienta, brindamos a las empresas de transporte una solución integral que garantiza un control eficiente sobre el consumo de combustible, transformando la carga en un proceso transparente, ágil y seguro mediante la validación digital de cada unidad”, sostuvo Felipe Cuevas, responsable de Flota.

De esta manera, Puma Energy busca ampliar su propuesta para el segmento corporativo y sumar una herramienta tecnológica a su red de estaciones de servicio, en un mercado en el que la gestión del combustible representa uno de los principales costos operativos para las empresas de transporte.

, Redaccion EconoJournal

Mercuria Energy Group, accionista mayoritario de Phoenix Global Resources, anunció este jueves que venderá un 50% de la petrolera que dirige Pablo Bizzotto a Continental Resources, el mayor productor no convencional de EE.UU. La noticia había sido adelantada por EconoJournal el 14 de julio.

A través de un comunicado, Phoenix informó que «una vez completada la transacción, Mercuria y Continental conformarán una plataforma conjunta operativa 50/50, enfocada en el desarrollo y la expansión continuos de la posición de Phoenix en Vaca Muerta».

La transacción representa una expansión significativa en la Argentina de la inversión de Continental, la compañía que pertenece a Harold Hamm, considerado el Rey del Shale en Norteamérica. «Esta combinación —las capacidades globales de energía e inversión de Mercuria, las décadas de experiencia de Continental en el desarrollo de recursos no convencionales a gran escala en algunas de las cuencas de petróleo y gas natural más prolíficas de Estados Unidos, y la plataforma operativa consolidada y el profundo conocimiento de Phoenix sobre Vaca Muerta— crea una base sólida para la próxima etapa de desarrollo y crecimiento», expresaron las empresas mediante un press release difundido hoy.

Se espera que la plataforma conjunta impulse el crecimiento de la producción de Phoenix —cuyo accionista minoritario es Integra Capital, el holding que lidera José Luis Manzano— de 28.000 barrilles por día de crudo (kboepd) a más de 100.000 barriles en los próximos cinco años. Para sostener ese crecimiento, se prevé un despliegue de capital superior a US$ 4.000 millones en el mismo período, lo que posicionará a Phoenix como uno de los mayores operadores y productores privados de Vaca Muerta.

Plataforma conjunta

La nueva plataforma conjunta operativa reunirá aproximadamente 163.000 acres netos distribuidos en seis bloques de Vaca Muerta: los intereses de Phoenix en Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, la participación operada de Continental en Los Toldos II Oeste, y las participaciones adicionales que se incorporarán del bloque Bajo del Toro Este, actualmente propiedad de Integra.

«El portafolio combinado tiene una importancia estratégica para la región, tal como lo refleja la calificación prevista de los activos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de la Argentina», agregó el comunicado.

La plataforma conjunta propuesta se apoya en la relación existente entre Mercuria y Continental. Ambas compañías también son socias en Pecos Power Plant, una planta de generación eléctrica a gas natural de 452 megavatios actualmente en desarrollo en el oeste de Texas. «La finalización de la transacción está sujeta a la negociación y suscripción de los acuerdos definitivos, al cumplimiento de las condiciones de cierre aplicables y a la obtención de las aprobaciones regulatorias que correspondan», precisa la gacetilla.

En primera persona

Pablo Bizzotto, Chief Executive Officer (CEO) de Phoenix, señaló que: «Phoenix construyó una plataforma operativa disciplinada y técnicamente sólida, con un equipo que aporta un profundo conocimiento y experiencia en Vaca Muerta. La incorporación de Continental a Phoenix como socio operativo de la plataforma conjunta, junto con Mercuria, suma décadas de experiencia en el desarrollo y la operación de recursos no convencionales, lo que fortalecerá nuestras capacidades a medida que iniciamos esta nueva etapa de crecimiento. Esta alianza nos permitirá expandir el desarrollo y construir uno de los operadores independientes líderes de la cuenca».

En tanto que Doug Lawler, presidente y CEO de Continental, indicó que: «Las reformas impulsadas por el presidente Milei y su administración generaron nuestro interés en la Argentina y fortalecieron nuestra confianza en su futuro, lo que en definitiva ayudó a allanar el camino para esta importante alianza. Mercuria ha sido un socio excepcional, y tenemos un enorme respeto por la sólida plataforma operativa y la trayectoria que Phoenix construyó en Vaca Muerta. Vaca Muerta es un recurso de clase mundial, y creemos que la combinación del enorme potencial de la Argentina, las capacidades consolidadas de Phoenix y la experiencia de Continental en el desarrollo de recursos no convencionales puede contribuir a consolidar al país como un líder global en petróleo y gas natural.»

A su vez, Brian Falik, Global Chief Investment Officer de Mercuria, añadió que: «Nuestra alianza con Continental sigue creciendo, y esta transacción es una extensión natural de esa relación hacia una de las principales formaciones de shale del mundo. Junto con la plataforma operativa de Phoenix, ahora sumamos la profundidad técnica de Continental, además de un compromiso conjunto de seguir invirtiendo en la Argentina para construir uno de los productores independientes líderes de Vaca Muerta».

Por último, Nicolás Mallo Huergo, CEO de Integra, afirmó que:

«Estamos muy orgullosos de haber concretado un sueño y un compromiso de larga data: transformar a Neuquén en una plataforma internacional que se extiende a la provincia de Río Negro, y llevar el petróleo de la Argentina al mercado mundial. Mercuria fue el socio ideal para llegar hasta acá. Junto con Continental, estamos seguros de que construiremos uno de los productores de petróleo no convencional de mejor desempeño. Phoenix ha demostrado su excelencia.»

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

• Abastecimiento de la demanda prioritaria y de generación térmica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Abastecimiento de la demanda de GNC

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

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

• Abastecimiento de la demanda industrial

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• ¿Falta gas o falta transporte?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Conclusiones

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

, Raul Bertero

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

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

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

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

Continental se expande

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

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

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

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

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

Empresas locales

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

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

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

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

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

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

Las ofertas para cada bloque

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

El rol de GyP

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

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

, Andrea Durán

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

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

Las zonas beneficiadas

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

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

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

Aumento del bloque subsidiado

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

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

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

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

, Roberto Bellato

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

Cuál es el objetivo del plan de retiros voluntarios

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

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

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

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

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

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

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

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

Sin reemplazo para los que se van

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

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

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

Prohibición para los que quieran volver  

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

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

Los detalles de las distintas ofertas de retiro

a) Trabajadores de hasta 59 años

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

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

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

b) Trabajadores de entre 60 y 64 años

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

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

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

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

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

Quienes no pueden adherir al retiro

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

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

–¿Cómo funcionará ese esquema?

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

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

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

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

Certificaciones y financiamiento, las barreras para las pymes

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

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

El acuerdo con Vicuña

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

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

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

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

–¿A qué infraestructura estarán destinados esos fondos?

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

El bono inicial de MSU logró un plazo de 10 años

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, David Burrieza (*)

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

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

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

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

Una demanda de millones de metros cúbicos y miles de toneladas

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

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

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

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

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

Proyectos de litio y cobre

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

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

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

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

El cobre cambia el tamaño de la oportunidad

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

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

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

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

Una industria que ya tiene capacidades

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

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

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

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

Superar filtros

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

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

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

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

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

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

La escala también puede ser un problema

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

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

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

La distancia también pesa

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

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

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

Financiamiento y coordinación, las dos piezas que faltan

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

Recomendaciones para acceder al financiamiento

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

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

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

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

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

La responsabilidad de los bancos y las operadoras petroleras

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

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

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

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

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

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

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

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

Cómo puede evolucionar el financiamiento

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

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

Dos proyectos dentro de RenMDI

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Nuevos proyectos fotovoltaicos

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

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

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

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

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

El regreso de Ivanissevich

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

Traspaso de rutas nacionales

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

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

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

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

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

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

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

Prendas de cambio

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

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

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

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

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

, Andrea Durán