Información de Mercado

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources firmaron el acuerdo de asociación definitivo con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. La operación, anunciada en enero, se formalizó luego de obtener las autorizaciones correspondientes por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro para la cesión de participación en las áreas involucradas.

El acuerdo contempla la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de Pan American Energy en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, ubicadas en Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources.

Continental apuesta por Vaca Muerta

Continental, del multimillonario Harold Hamm conocido como el «rey del fracking», es una de las compañías independientes más relevantes en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día y más de 5.200 pozos operados. En noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de participación en Los Toldos II Oeste, en Neuquén.

Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, fue el encargado de firmar el convenio en representación de la compañía estadounidense. Lawler reafirmó en el CERAWeek 2026 su interés por Vaca Muerta y elogió los incentivos que ofrece el gobierno de Javier Milei para alentar una mayor inversión. «En 5 a 10 años, la producción de EE.UU. se va a estabilizar o declinar y ese gap va a ser cubierto por Vaca Muerta», aseguró.

“La calidad de la roca es sobresaliente. Si uno mira la columna estratigráfica de Vaca Muerta y la compara con algunos plays de shale en Estados Unidos, al combinar formaciones como Bakken, Eagle Ford y unidades prolíficas del Permian Basin, como la Wolfcamp, se obtiene un conjunto comparable”, agregó en aquella ocasión.

El ejecutivo también aprovechó su participación en el CERAWeek 2026 sobre la importancia de que el gobierno de Milei siga por la senda actual: «Lo que seguiría fomentando es el excelente trabajo que se está realizando. No hagan nada que desincentive la inversión. Porque si se desincentiva la inversión, eso perjudica a los ciudadanos argentinos y retrasa la contribución sustancial del petróleo y el gas al panorama energético mundial». 

Continental Resources es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, Oklahoma, es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.

Los activos de PAE en Neuquén

PAE lleva 50 años trabajando en Neuquén, es la segunda petrolera privada de la Argentina y es uno de los mayores productores del no convencional en la Cuenca Neuquina. La compañía produce en la provincia 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).

Además, opera siete áreas en Neuquén -seis de ellas en desarrollo- y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por la provincia.

, Ignacio Ortiz

Nucleoeléctrica Argentina (NASA) acaba de institucionalizar la comercialización de servicios e insumos para centrales nucleares como una nueva unidad de negocio en paralelo a la generación de electricidad. El objetivo es posicionar a la empresa como líder regional e internacional en la exportación de ese tipo de servicios, una veta que se encontraba subexplotada. El paso administrativo es clave también en el proceso de apertura parcial de la generadora estatal al capital privado, según pudo saber EconoJournal.

La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN) y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) realizaron este miércoles una asamblea de accionistas para concretar una modificación en el estatuto de la empresa estatal operadora de las centrales nucleares. La empresa sumó como nuevo objeto social la prestación de servicios, institucionalizando una nueva unidad de negocio, que aún no tiene un nombre definido.

Esta modificación se produce en un contexto en el que la empresa ha enfrentado cuestionamientos recientes por denuncias de sobreprecios en sus licitaciones y gastos millonarios con sus tarjetas corporativas en productos y servicios no vinculados con la industria nuclear. Además, los gremios del sector vienen denunciando la perdida de poder adquisitivo de los salarios, el intento de privatización y la puesta en marcha de mecanismos de disciplinamiento, control y censura hacia los trabajadores.

La nueva unidad de negocios

La nueva unidad estará enfocada en generar rentabilidad a partir de la comercialización de servicios al extranjero. «NASA hasta ahora tenía una actitud conservadora, de no hacer inteligencia en el mercado en búsqueda de generadoras que podrían ser clientes de los servicios que desarrollamos dentro de casa«, explicó una fuente dentro de la empresa al tanto del cambio.

Nucleoeléctrica opera las centrales Atucha I y II y la central de Embalse. La nueva unidad seguirá prestando servicios a esas centrales. «La prioridad la seguirán teniendo las centrales nucleares de NASA. Lo que se busca es vender servicios en los momentos de menor actividad, cuando no hay paradas programadas», agregó la fuente. Como ejemplo, señaló que la empresa envió personal el año pasado a trabajar en una central en Corea del Sur.

Con la desregulación del mercado eléctrico, el gobierno habilitó a Nucleoeléctrica por primera vez a poder disponer de las ganancias que eventualmente obtenga por el negocio de generación eléctrica. A través del decreto 450/25 fue modificado el artículo 37 de la ley 24.065 del Régimen de la Energía Eléctrica, que impedía a las empresas estatales disponer de sus utilidades y repartir dividendos.

La modificación de la ley 24.065 fue el primer paso en el proceso de privatización parcial de la compañía. El gobierno dio un segundo paso con la publicación del decreto 695/25, que establece el marco para la privatización del 44% del paquete accionario de NASA y la cesión de un 5% a los gremios (el Estado nacional seguirá reteniendo el 51% y el control de la compañía). La creación de la nueva unidad de negocio supone otro paso en esa dirección.

La experiencia de Nucleoeléctrica exportando servicios para centrales nucleares

NASA tiene un sello distintivo entre las compañías generadoras que operan centrales nucleares en el mundo, que son sus capacidades de ingeniería, construcción, puesta en marcha y operación de reactores. Se tratan de capacidades que desarrolló y robusteció al asumir el project management de la finalización de Atucha II en 2014 y la extensión de vida de Embalse concluida en 2019. La empresa también finalizará en 2027 la extensión de vida de Atucha I.

«Cuando se decidió terminar Atucha II el diseñador del reactor ya no existía. NASA asumió el rol de terminarla y hoy conviven dentro de la empresa la figura del operador con la del constructor de centrales, es algo inusual en el sector», sintetizó otra fuente.

Producto de esa experiencia, se desarrollaron servicios e insumos in house que sirven tanto para centrales del tipo CANDU (uranio natural y agua pesada) como PWR (uranio enriquecido). Un ejemplo son los restrictores de flujo, un componente desarrollado por NASA para la extensión de Embalse, que luego ha fabricado y vendido a centrales CANDU en Canadá y cuyo valor económico asciende a US$200.000 por unidad.

La empresa ya ha brindado servicios a distintos países, entre los que se destacan China, Canadá, Brasil, Corea del Sur y España. Sin embargo, algunos de los servicios exportados no eran comerciales sino que eran en el marco de acuerdos para el intercambio de servicios. «Candu Energy hizo tareas en Embalse y Nucleoeléctrica las pago haciendo servicios a centrales en Canadá», explicaron a este medio.

El objetivo con la creación de la unidad de negocios es darle un perfil definitivamente comercial a la exportación de los servicios en un contexto internacional de gran actividad en construcción de centrales y extensiones de vida de reactores. La empresa está mirando más oportunidades en Brasil. También busca participar en las extensiones de vida de las unidades CANDU 1 y 2 en la central nuclear de Cernavoda en Rumania.

, Nicolás Deza

Pampa Energía, el holding encabezado por el empresario Marcelo Mindlin, concretó la reapertura de su bono internacional con vencimiento en 2037, lo que le permitió un financiamiento adicional por US$500 millones destinados para cubrir el plan de inversiones de la compañía.

El bono había sido originalmente emitido en noviembre de 2025, en aquel entonces logrpo la colocación de US$450 millones. Pero en esta oportunidad, la transacción permitió alcanzar el menor spread de financiamiento en la historia de la compañía y elevar el monto total del bono a US$950 millones.

Luego de recibir ofertas por más de US$1.000 millones, la empresa reabrió su bono a 12 años, con cupón de 7,75%, y a una tasa de descuento de 7,60%. En el mercado se analizaba esta nueva colocación como la ratificación del interés que sostienen los activos del sector energético, los que vienen logrando un nivel histórico de colocaciones.

La compañía destacó tras la emisión que «el resultado refleja el fuerte posicionamiento crediticio de la compañía, permitiendo no solo comprimir la tasa respecto de la emisión de noviembre y alcanzar el menor spread en su historia (315 bps), sino también extender el perfil de vencimientos hasta 2037″, consolidando una estructura de deuda aún más cómoda.

Los proyectos de Pampa por US$10.000 millones

Pampa avanzó en los últimos dos meses con tres megaproyectos bajo el amparo del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión declarada de US$4.500 millones. La estrategia de la compañía se enfoca, en primer lugar, en el desarrollo masivo de Rincón de Aranda, su bloque estrella de shale oil en Vaca Muerta, orientado a potenciar la extracción y exportación de crudo.

En segundo término, el grupo consolida su infraestructura logística mediante el millonario proyecto de ampliación y construcción del sistema de separación de líquidos del gas natural (NGLs) a través de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Se trata de una obra valuada en unos US$3.000 millones para asegurar la evacuación y el tratamiento del gas natural proveniente de la cuenca neuquina.

Por último, la apuesta industrial se completa con el diseño y puesta en marcha de una nueva planta de producción de urea, por otros US$2.400 millones. El proyecto a desarrollarse en el polo petroquímico de Bahía Blanca es una iniciativa que busca sustituir importaciones, agregar valor al gas en origen y abastecer de manera al mercado de fertilizantes de la Argentina y la región.

, Ignacio Ortiz

El gobierno promovió este miércoles una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (Megsa), la plataforma que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que marcaron un cambio sustancial en la forma de contractualizar el gas natural necesario para cubrir el pico de consumo que se registra durante el invierno. En esas compulsas terminó colocando los nueve cargamentos que había licitado el lunes y que se había comprometido a adquirir solo si antes conseguía compradores en el mercado local.

En el trasfondo de las subastas realizadas ayer convivían múltiples interrogantes. El principal era si las grandes industrias consumidoras de gas natural estarían dispuestas a pagar el costo del gas natural licuado (GNL), un combustible cuyo precio puede llegar a multiplicar por cinco el valor promedio del gas incluido actualmente en las tarifas residenciales, tal como publicó EconoJournal el domingo.

Desde esa óptica, la pregunta incluso dejaba abierta la posibilidad de que faltara gas físico durante los meses de frío, dado que el gobierno estaba dispuesto a no importar cargamentos adicionales de GNL si no existían actores privados dispuestos a tomar —en el mercado secundario de Megsa— esos volúmenes adquiridos por la estatal Enarsa.

Los resultados de las compulsas realizadas ayer disiparon ese interrogante y aseguraron que, al menos durante junio —período alcanzado por estas subastas—, no faltará fluido en el mercado local. Sí permanece abierta la incertidumbre en torno a cuál será el precio final que las industrias deberán pagar para acceder al gas importado en caso de que durante el mes próximo se registren bajas temperaturas y sea necesario recurrir masivamente al GNL.

A favor

Las tres subastas realizadas en Megsa dejaron una participación activa de empresas privadas de distintos segmentos del mercado.

Las grandes industrias, tales como refinerías –entre ellas YPF–, siderúrgicas, aceiteras y petroquímicas, cerealeras y cementeras, adquirieron en conjunto unos 12 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas para junio.

También hubo una participación muy activa de empresas generadoras de electricidad que, a partir de la reforma del mercado eléctrico impulsada por el gobierno, por primera vez pueden comprar gas por cuenta propia para abastecer sus centrales térmicas. En ese segmento sobresalió particularmente la presencia de Pampa Energía, que buscó asegurar suministro para centrales como Genelba y Ensenada Barragán, y en menor medida YPF Luz y Central Puerto.

Entre grandes industrias y generadoras adquirieron el equivalente a poco más de tres cargamentos de GNL.

Las distribuidoras de gas, sobre cuya participación también existían dudas porque el Estado todavía no había definido el pass-through tarifario del costo incremental del GNL, terminaron comprando en conjunto el volumen equivalente a un cargamento de GNL en la primera subasta realizada por Megsa.

Como adelantó EconoJournal, el gobierno acordó que el Tesoro financiará a las gasíferas durante seis meses el diferencial de precio asociado al mayor costo del GNL importado que consuman los hogares durante los meses de frío.

Desde esa óptica, la iniciativa del Ejecutivo de subastar el GNL importado por Enarsa en un contexto internacional signado por precios mucho más altos producto de la guerra en Medio Oriente terminó siendo exitosa, porque logró que una propuesta inédita —que privados compren por anticipado el gas por barco importado por la estatal— se convirtiera en una licitación competitiva con buena participación de los privados y fuentes cercanas al gobierno lo leyeron como un paso más hacia la normalización del mercado privado de gas natural.

Por su parte, Trafigura sorprendió al terminar adquiriendo el equivalente a los cinco cargamentos restantes.

En total, las subastas terminaron colocando nueve cargamentos de GNL para junio, con una fuerte participación privada.

La extraña matemática de Enarsa

La licitación dejó algunos elementos que sorprendieron dentro del mercado gasífero. El más llamativo fue la prima o tarifa que definió Enarsa, la empresa estatal que conduce Tristán Socas, un funcionario que responde políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, que deberán pagar las industrias, generadoras y comercializadoras por regasificar el GNL importado en la terminal de Escobar.

Enarsa fijó ese ítem en 5,16 dólares por millón de BTU. Ese valor incluye tanto los costos de regasificación y logística de la planta regasificadora de Escobar —que es propiedad en partes iguales de Enarsa e YPF— como también el fee o el premio cobrado por los proveedores internacionales de GNL sobre el precio del TTF —la referencia del GNL en el mercado de Rotterdam— para abastecer los nueve cargamentos licitados por Enarsa para junio, compulsa de la que el lunes participaron solamente tres empresas proveedoras: BP, Vitol y Trafigura.

Lo extraño del caso —y lo que incluso generó malestar hacia adentro del área energética del Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo— es que hace menos de tres semanas Enarsa había firmado un informe técnico enviado a la Secretaría de Energía donde sostenía que el costo de regasificación, logística y fee de provisión de GNL para mayo se ubicaba en torno a los 3,50 dólares por millón de BTU.

Ese informe técnico elaborado por el departamento de importación de gas natural de Enarsa —que en los últimos meses sufrió la salida de Jorge O’Donnell, histórico referente técnico del área— fue uno de los principales elementos que utilizó el gobierno para descartar la propuesta presentada por la española Naturgy para funcionar como agregador comercial de la importación y reventa de GNL durante el invierno.

Puesto en blanco sobre negro: una vez que Enarsa le informó por escrito a Economía que el costo de esa operatoria era de 3,50 dólares por millón de BTU, resultaba prácticamente imposible adjudicarle el proceso a Naturgy, cuya oferta era un dólar más cara (4,51 US$/MMBTU).

Lo sorprendente es que apenas 20 días después la misma Enarsa redefinió ese mismo costo en 5,16 dólares por millón de BTU. Es decir, un valor casi 15% superior al que había ofertado Naturgy para hacerse cargo integralmente de la gestión de importación y recomercialización de los cargamentos durante el invierno.

Para peor, según pudo reconstruir EconoJournal, funcionarios del Ministerio de Economía se enteraron de la prima definida por Enarsa apenas minutos antes de que la estatal le comunicara oficialmente a Megsa el precio que sería utilizado en la subasta, sin una coordinación previa consistente con la Secretaría de Energía.

No es la primera vez que Socas enfrenta problemas de interlocución interna con el Ministerio de Economía, donde si bien existe una valoración positiva sobre su capacidad profesional y descartan mala intención en su accionar, admiten que su dinámica excesivamente individual, cautelosa por demás y poco sistémica atenta contra la gestión del gobierno en materia de energía.

“Enarsa definió el costo de regasificación en 5,16 dólares porque es el número promedio que surge de las primas que recibió de los proveedores de los 9 cargamentos de GNL para junio. El problema es que no informó debidamente a la Secretaría de Energía y expuso una falta de coordinación porque hace 20 días hacía informado por escrito que el costo de regasificación era de 3,50 dólares. Su manejo no fue bueno”, indicó una fuente con acceso a los detalles de las subastas que llevó adelante ayer Megsa. EconoJournal intentó comunicarse con Socas, pero desde Enarsa declinaron realizar comentarios.

La jugada que sorprendió al mercado

El segundo dato relevante que dejó la jornada de ayer fue la sorprendente estrategia desplegada por Trafigura, uno de los mayores traders de commodities del planeta, que en la Argentina opera la marca Puma y que además cuenta con un management local considerado dentro del mercado como particularmente ágil y sofisticado en la toma de decisiones.

Trafigura, que desde hace un par de años actúa también como una comercializadora de gas natural (el año pasado empezó a importar gas de Bolivia en invierno para abastecer a generadoras del norte del país) y quiere crecer en ese segmento, presentó ofertas en la tercera subasta de Megsa para quedarse con los cinco cargamentos remanentes de GNL que quedaron disponibles luego de que distribuidoras, industrias y generadoras adquirieran los volúmenes correspondientes a las primeras rondas de la subasta.

Ni las distribuidoras ni los productores de gas habían anticipado una jugada tan agresiva por parte de Trafigura. Tampoco lo esperaban dentro del área energética del gobierno, donde daban por descontado que Cammesa terminaría comprando parte de esos cargamentos, dado que para el sistema eléctrico argentino resulta más conveniente generar electricidad con GNL antes que recurrir masivamente al gasoil importado.

La consecuencia inmediata de esa jugada es que ahora Trafigura funcionará como una especie de agregador comercial durante junio, que era precisamente el objetivo inicial que perseguía el gobierno cuando impulsó la licitación para contratar un privado que se hiciera cargo de importar y comercializar el GNL durante el invierno, proceso que finalmente no terminó adjudicándose a Naturgy.

Trafigura tendrá ahora la posibilidad de comercializar GNL con generadores que estén dispuestos a despachar su propio combustible para intentar capturar un margen mayor dentro de un esquema de precios que a partir de este año es más abierto que en el pasado.

Si bien el mercado eléctrico argentino todavía no funciona plenamente bajo un esquema marginalista —porque el gobierno definió un precio tope para la energía comercializada—, el nuevo diseño regulatorio que entró en vigencia en noviembre del año pasado sí empieza a habilitar que los privados puedan buscar márgenes adicionales a partir de decisiones comerciales propias.

Si, en cambio, ningún generador decide finalmente optar por comprar ese GNL, será Cammesa la que termine adquiriendo ese gas importado para despachar centrales operadas por empresas que no quieran asumir por su cuenta la compra del combustible.

Si junio registra temperaturas templadas, es probable que tanto las generadoras como la propia Cammesa no demanden grandes volúmenes de GNL o si lo hacen el precio del gas termine arbitrando contra opciones más económicas para el sistema como la importación de electricidad desde Brasil —se pueden importar hasta 2.000 MW—. En ese caso, las usinas podrán comprar también gas doméstico a precios de 3,50 dólares por millón de BTU surgidos de los contratos del Plan Gas o precios más caros —pero inferiores al GNL— comprados en el mercado spot.

En ese escenario, el riesgo para Trafigura será encontrar demandas de grandes usuarios industriales para colocar el GNL que le compró a Enarsa o eventualmente redireccionar esos volúmenes hacia otros mercados regionales.

Por el contrario, si junio termina siendo más frío de lo previsto y aumenta significativamente la demanda residencial, tanto las generadoras como Cammesa deberán recurrir a mayores volúmenes de GNL importado. Y en ese caso, el precio de ese combustible terminará arbitrando contra el costo del gasoil importado —más caro que el GNL importado— que utiliza el parque termoeléctrico cuando ya no queda gas natural disponible para generación.

Más allá de estas dinámicas novedosas que implica una mayor apertura del mercado entre privados, dentro del gobierno interpretan que el proceso es parte de una transformación de fondo orientada a reconstruir un esquema energético que durante los últimos 25 años estuvo, con distintos matices, fuertemente administrado por el Estado.

Ese proceso de transición, después de tantos años de intervención, inevitablemente genera tensiones, idas y vueltas, costos de empalmes regulatorios y nuevas dinámicas competitivas entre actores privados hasta ahora prácticamente desconocidas dentro del mercado energético argentino.

, Nicolas Gandini

El Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba desembarcó en la Expo Internacional San Juan Minera con una participación récord: nueve empresas expositoras, once sponsors y un stand institucional propio, en una señal del crecimiento del ecosistema industrial cordobés y de su apuesta por integrarse cada vez más a la cadena de valor minera nacional.

La presencia cordobesa estuvo acompañada además por la visita del gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, quien recorrió la isla de stands del Clúster durante la exposición y reforzó el posicionamiento de la provincia como un actor dispuesto a acompañar el desarrollo de la industria minera argentina. Durante su participación en San Juan, el mandatario destacó que Córdoba “apuesta al desarrollo de la industria minera” y remarcó la necesidad de construir una agenda federal que permita transformar los recursos naturales en empleo, desarrollo industrial e innovación tecnológica.

Socio estratégico de la minería

Desde el Clúster sostienen que la minería representa “una oportunidad histórica para la Argentina”, especialmente en un contexto global marcado por la creciente demanda de minerales críticos vinculados a la transición energética, como el cobre. El perfil de las empresas que integran el clúster combina una fuerte base industrial y metalmecánica con capacidades de ingeniería aplicada, automatización, montaje, logística, servicios especializados y desarrollo tecnológico.

Según la propia entidad, se trata de una red de empresas industriales que brindan soluciones para toda la cadena de valor de minería, con oferta en equipamiento y componentes, sistemas hidráulicos, piping, piezas mecanizadas, tanques, software de gestión, servicios de campo, calibración, ensayos, tratamiento de residuos y desarrollos a medida junto al cliente. La entidad cordobesa considera que la provincia tiene capacidades concretas para aportar a los grandes proyectos mineros que se desarrollan en regiones como Cuyo y el NOA.

Experiencia cordobesa

La experiencia acumulada por Córdoba en sectores como el automotriz, aeronáutico, ferroviario, energético y agroindustrial le permite ofrecer soluciones industriales, metalmecánicas, logísticas y de ingeniería con altos estándares de calidad y adaptación técnica. “Los grandes proyectos mineros van a requerir más proveedores calificados, mayor capacidad productiva y cadenas de valor más profundas”, remarcaron desde el Clúster, al advertir que la demanda futura del sector podría superar ampliamente la oferta actual de proveedores.

Además, desde la entidad remarcan una lógica de trabajo basada en la articulación y la cooperación industrial. “Las empresas pueden competir en mercados, pero también cooperar para abrir oportunidades, mejorar estándares, generar escala, compartir aprendizajes y construir una oferta más robusta”, señalaron, como parte de una visión orientada a fortalecer capacidades colectivas y potenciar el desarrollo de proveedores argentinos.

Cooperación entre provincias para apuntalar el desarrollo minero

Uno de los ejes centrales planteados por la institución fue la necesidad de avanzar hacia un esquema de cooperación entre provincias, evitando que las políticas de compre local se conviertan en barreras internas que limiten la capacidad argentina de responder a proyectos de escala global.

Desde Córdoba aseguran que la intención no es competir con las provincias mineras, sino complementar capacidades y construir una red industrial más robusta y federal. La magnitud de las inversiones proyectadas en Argentina refuerza esa visión. Proyectos como Josemaría, Filo del Sol, Los Azules, El Pachón, Altar y Mara representan inversiones multimillonarias que demandarán una red de proveedores mucho más amplia y sofisticada.

Con este escenario como telón de fondo, Córdoba busca consolidarse como un polo industrial complementario para el desarrollo minero argentino, apostando a la articulación entre empresas, universidades, centros tecnológicos y gobiernos provinciales para ampliar capacidades y generar soluciones integrales para una industria que promete cambiar la escala productiva del país.

, Redaccion EconoJournal

A partir de este jueves, YPF aplica un aumento del 1% en el precio de sus combustibles, una medida que surge tras un análisis de las condiciones de mercado y el comportamiento de la oferta y la demanda, explicó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín. A pesar del ajuste en los surtidores, el precio del gasoil premium, que en la Argentina aún no logró pleno abastecimiento, se mantiene por detrás del import parity y complica en particular a las refinadoras no integradas.

El incremento se da en un contexto global de alta volatilidad energética, marcado por la persistencia del conflicto en Oriente Medio, lo que presiona al alza la cotización internacional del crudo Brent. Sin embargo, los precios de los combustibles en el país se mantienen a tono con la región, por ejemplo, por detrás de Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta con un 39% y 24%, respectivamente.

A pesar del ajuste, el precio del gasoil premium se mantiene por detrás de la paridad de importación, un escenario que afecta directamente el abastecimiento para sectores clave como el agro. Actualmente, el gasoil importado que consume el campo arrastra un atraso promedio de 27 centavos de dólar por litro, lo que implica que las empresas que importan para abastecer a ese segmento pierden unos 350 pesos por litro.

Esta brecha complica especialmente la ecuación de las refinadoras no integradas, como Raízen (Shell) y Trafigura (Puma), mientras que las integradas como YPF y Axion logran compensar la situación operando con un precio de crudo calculado en torno a los 90 dólares.

En ese mismo contexto, YPF se encuentra monitoreando día a día cómo responde la demanda, con el objetivo de evitar una caída en el consumo de gasoil. La cautela responde a que el excedente de este combustible no es de fácil exportación para la petrolera. Debido a que su gasoil posee una mayor proporción de partes por millón de azufre y suele sufrir descuentos en su precio de venta en los mercados internacionales, obliga a priorizar el sostenimiento del volumen de ventas en el mercado interno.

Una medida para sostener el consumo

Para mitigar el impacto directo en el bolsillo de los consumidores, la petrolera decidió extender por 45 días el mecanismo de amortiguación del impacto del crudo en el combustible local. Marín dijo que «el objetivo es continuar aplicando el sistema de ‘buffer de precios’ por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor” ante la inestabilidad externa.

La estrategia busca que las variaciones abruptas del mercado internacional no lleguen de forma inmediata a las estaciones de servicio. En ese sentido, la conducción de la empresa ratificó que “desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent)”, manteniendo estables el resto de los componentes que integran el precio final al público.

Este sistema contempla además una ingeniería financiera para garantizar la sostenibilidad de la petrolera de bandera. Marín detalló que se estableció una cuenta compensadora para que, una vez finalizado el periodo estipulado y concluido el conflicto bélico, la firma pueda “mantener constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido” generado por esta política de contención de precios.

Finalmente, la empresa continuará profundizando el uso de tecnología para la segmentación de sus valores de venta. Marín dijo que la petrolera aplicará su “sistema de micropricing que permite maximizar rentabilidades en función de la oferta y demanda, estableciendo precios diferenciales por franjas horarias, corredores y zonas geográficas”, en toda la Argentina.

YPF continúa el esquema de buffer

Tras la aplicación del ajuste, los nuevos valores promedio en las estaciones de servicio de YPF en la Ciudad de Buenos Aires pasan a ser de $2.037 para la nafta Súper y $2.242 para la variante premium Infinia. En cuanto a la línea de gasoil, el Diesel 500 se ubica ahora en $2.106, mientras que el producto de mayor calidad, Infinia Diesel, alcanza los $2.316 por litro.

Durante la reciente call con inversores tras la presentación de resultados, el presidente y CEO de YPF explicó que la volatilidad en el mercado externo obligó a un cambio de táctica a fines del primer trimestre. Marín señaló que, debido al fuerte aumento en los precios internacionales por el conflicto en Oriente Medio, «en marzo se pudo trasladar el incremento al surtidor, pero en la última semana de marzo, la demanda comenzó a mostrar signos de contracción por primera vez en un tiempo, particularmente en naftas”.

Ante este escenario de retracción del consumo, la compañía optó por una estrategia de contención temporal para no profundizar la caída de las ventas. El directivo precisó que “se decidió posponer temporalmente la repercusión de los aumentos de precios internacionales a los clientes durante 45 días”, funcionando este mecanismo como un amortiguador que permitirá reducir la brecha con los precios de importación mediante una compensación posterior en el valor de los combustibles.

En un mensaje explicito hacia el mercado financiero sobre la autonomía de la petrolera, Marín enfatizó que «esta decisión se tomó de forma proactiva, por iniciativa propia, tras analizar la oferta y la demanda a través de nuestro centro de inteligencia comercial en tiempo real, sin ninguna interferencia gubernamental, y posteriormente fue adoptada por todos los principales operadores del sector«.

, Redacción EconoJournal

En un evento que combinó compromiso social y visión de largo plazo, Naturgy Argentina llevó a cabo el encuentro de presentación de resultados de la edición 2025 de su programa “Emprendedores Sociales”. La jornada tuvo lugar en la Embajada de España en Argentina.

El encuentro contó con la presencia del Embajador de España, Joaquín María de Aristegui Laborde,  autoridades de Naturgy Argentina e invitados especiales entre los que se destacan representantes de CEADS (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible), GDFE (Grupo de Fundaciones y Empresas), METROGAS, entre otros.

Programa de Emprendedores Sociales

Durante la apertura, Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, destacó: “Desde 2011, Emprendedores Sociales es un vehículo para vincularnos con las comunidades. Para nosotros, acompañar estos proyectos significa ayudar a transformar buenas ideas en soluciones reales y reafirmar que la energía del futuro debe ser humana, cercana y responsable”.

Además, subrayó el alcance federal del programa: “Detrás de cada proyecto hay personas comprometidas e historias de transformación. Este encuentro nos permite escuchar en primera persona a los protagonistas y conocer el impacto real generado en el territorio”.

Una de las características distintivas de esta iniciativa es que las propuestas son presentadas por los propios colaboradores de Naturgy y luego un jurado experto determina las organizaciones ganadoras. En la edición 2025, se recibieron 35 proyectos provenientes de las regiones de BAN, NOA y San Juan, cubriendo ejes fundamentales como el cuidado del medioambiente, la eficiencia energética, la inclusión sociolaboral, la educación y la salud.

Proyectos destacados en el encuentro

Durante el evento, se conocieron los testimonios y avances de alguna de las organizaciones beneficiadas por Emprendedores Sociales.

• Fundación Germinare: Oportunidades educativas en sectores vulnerables.
• Vivienda Digna: Proyecto “Suelo Firme” de construcción participativa en Derqui.
• Fundación Bomberos: Campaña “Ecoguardianes” para la prevención de incendios forestales.
• Fundación Reciduca: Capacitación ambiental y reciclaje en escuelas.
• Fundación Todavía es Tiempo: Fortalecimiento del taller de cerámica en Paso del Rey.
• Asociación Civil Despuntado: Inclusión laboral de adultos con discapacidad intelectual como preceptores de arte.
• PANAACEA: Herramientas para familias y cuidadores de niños con autismo.

Con este encuentro, Naturgy reafirma su estrategia de Sostenibilidad a nivel local, celebrando 15 años de una iniciativa que pone en valor el compromiso social de las organizaciones sociales que impactan positivamente en sus comunidades.

, Redaccion EconoJournal

Socotherm, una compañía de capitales argentinos especializada en tecnologías de revestimiento para tuberías de acero, anunció la reapertura de su planta industrial en Venezuela, destinada a la producción de productos para la industria petrolera. La instalación retoma su actividad luego de ocho años sin operaciones y vuelve a abastecer proyectos vinculados a los yacimientos de la Faja del Orinoco.

La planta fue puesta en marcha originalmente en 1997, cuando Socotherm, junto con su socio local Atlántida, constituyó Atlántida Socotherm con el objetivo de brindar soporte a los desarrollos de crudo pesado de la cuenca del Orinoco, una de las mayores reservas de petróleo del mundo.

Este reinicio de actividades es parte de un escenario de incipiente apertura económica tras el fin del ciclo de Nicolás Maduro, marcado por el levantamiento de las sanciones internacionales y la implementación de una nueva Ley de Hidrocarburos que incentiva la participación privada. En el mercado venezolano, la reconstrucción de la infraestructura energética se convirtió en la prioridad para el nuevo gobierno de transición.

Socotherm fue constituida en 1989 por una sociedad entre el holding italiano Soave, y Revestimientos Industriales del Litoral (RIL), integrada por un grupo de empresarios locales, entre los que se encontraba Gian Franco Andreani, quien en el 2005 vendió sus acciones y salió de la compañía al holding canadiense Shawcor. En 2023, el ejecutivo argentino volvió a quedarse con la filial local a través de Patagonia Shale Services (PSS), una firma de la que participa junto al empresario Guillermo Noriega.

Atlántida Socotherm, a lo largo de su trayectoria, participó en numerosos proyectos energéticos de relevancia en Venezuela, trabajando para compañías y consorcios como Mobil/PDVSA, Conoco/PDVSA, TotalFina/PDVSA, Lasmo, Phillips Petroleum, Inelectra-Parsons, Pérez Companc y Repsol-YPF, entre otros.

Las obras de Socotherm en Venezuela

Entre las obras de mayor envergadura se destaca el proyecto Proyecto Venezolano de Petróleo Extra Pesado (VEHOP) de Petrozuata, desarrollado por el consorcio PDVSA-Conoco. En ese caso, se aplicaron revestimientos sobre 200 kilómetros de tubería de 20 pulgadas con sistema epoxi-polietileno tricapa, y sobre 175 kilómetros de tubería de 36 pulgadas con sistema epoxi-polipropileno tricapa. También participó del revestimiento con concreto del gasoducto submarino que conecta el continente con Isla Margarita.

En 2018, el contexto político y económico venezolano derivó en la paralización de la actividad industrial y el cierre de la planta. Dos semanas atrás, las instalaciones reiniciaron formalmente su producción para fabricar nuevamente revestimientos de alta prestación destinados a distintos desarrollos petroleros de la región.

Andreani, presidente de Socotherm, expresó que “la reapertura de la planta en Venezuela representa una gran satisfacción para toda la compañía. El personal de Atlántida Socotherm durante estos años preservó las instalaciones y mantuvo los equipos en condiciones para hacer posible este nuevo comienzo.”

La sociedad argentina está especializada en el desarrollo y aplicación de tecnologías de revestimiento para tuberías de acero destinadas al transporte de petróleo, gas, agua y otros fluidos industriales. La empresa brinda soluciones orientadas a la protección anticorrosiva, el aislamiento térmico y la optimización operativa de ductos utilizados en proyectos onshore y offshore.

La compañía cuenta con un sistema integrado de gestión certificado bajo normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001, otorgadas por DNV, que respaldan los procesos en materia de calidad, cuidado ambiental y seguridad ocupacional. En Argentina, opera plantas industriales en Escobar (Buenos Aires), Nueva Galia (San Luis) y Neuquén, desde donde acompaña los principales desarrollos energéticos del país y la región.

, Ignacio Ortiz

La integración gasífera regional requiere de un gas natural argentino que pueda ir de Vaca Muerta a los principales centros de consumo en Brasil a un precio competitivo, independientemente de las rutas por gasoducto que sean utilizadas.

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) evaluó las distintas variables que inciden en la competitividad del gas argentino como parte del Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del MERCOSUR y Chile, una iniciativa financiada por la CAF (Banco de desarrollo de América Latina y el Caribe), la única entidad multilateral que sigue financiando proyectos de gas natural.

El objetivo del proyecto es desarrollar un enfoque actualizado de la integración que brinde una base sólida para la toma de decisiones y la adecuación regulatoria. OLACDE realizará entre el 27 y 28 de mayo un taller en Río de Janeiro para presentar la evaluación de los distintos proyectos de integración gasífera regional y que podrían ser elegibles para recibir financiamiento de la CAF.

Gas natural de Vaca Muerta a Brasil a precio competitivo

El proyecto pone en foco la importancia de llegar al Brasil con un gas argentino a precio competitivo para abastecer a una demanda principalmente industrial. Las principales oportunidades en el mercado brasileño están en Río Grande del Sur y en la región centro-oeste de San Pablo.

El modelo realizado por OLACDE proyecta una demanda regional potencial de 250 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para el 2030. En el caso del Brasil, la demanda actual es de 68 MMm3/d y la demanda proyectada al 2035 es de 101 MMm3/d. Por el lado de la oferta, la cuenca Neuquina será la protagonista, alcanzando un nivel de inyección en el sistema de transporte de entre 170 y 190 MMm3/día, a lo que se sumaría la producción de 130 MMm3/día para la exportación de GNL.

Sin embargo, la posibilidad de contractualizar volúmenes en firme y a largo plazo se ve dificultada por la naturaleza vólatil en la demanda brasileña de gas. Al menos 18 MMm3/d de la demanda incremental proyectada provendrían de la generación térmica, que en Brasil tiene un rol de respaldo en un sistema cuya base es primordialmente hidroeléctrica. En cambio, la demanda incremental más firme en el mercado brasileño puede provenir de los consumidores industriales.

OLACDE destaca que las oportunidades en Brasil están atadas a la competitividad del precio de colocación del gas en la frontera. «Las distancias y la sumatoria de rutas de transporte resulta en un precio de gas cuya competitividad en city gate de destino es muy ajustada. Esto en una condición del sistema de transporte que no permite exportaciones firmes», dice una presentación del organismo vista por EconoJournal.

Entre los factores que inciden en la competitividad del gas argentino se destacan las retenciones del 8% a las exportaciones. En el caso de la ruta a través de Bolivia, el peaje por tránsito que cobra la estatal YPFB es un factor también relevante. La petrolera estatal boliviana está aplicando una tarifa de US$1,90 por millón de BTU (MMBTU).

Fuentes del mercado señalan que la demanda industrial brasileña pretende un precio en frontera de US$7 por MMBTU. La cuestión de fondo es si la demanda firme es lo suficientemente grande y los precios son acordes en función de las inversiones requeridas en la malla de transporte de la Argentina para poder exportar más volúmenes de Vaca Muerta al Brasil.

«La disponibilidad actual de gas de Vaca Muerta en los principales mercados regionales, se encuentra sensiblemente limitada por la insuficiente infraestructura de transporte», dice OLACDE.

También se necesitan obras de infraestructura importantes en los principales mercados regionales para viabilizar la disponibilidad de transporte firme. «(Brasil) para recibir gas argentino en Porto Alegre debe construir Uruguaiana-Porto Alegre y revertir y ampliar los flujos desde Porto Alegre a San Pablo», destaca el organismo.

, Nicolás Deza

A Pablo Iuliano la etapa que atraviesa TanGo Energy Argentina, la compañía que creó para desembarcar en Vaca Muerta con su propio proyecto, lo retrotrae al año 2013, cuando como líder de la recién creada gerencia de No Convencionales de YPF empezó a diseñar los primeros pozos para desarrollar Loma Campana, el bloque que poco tiempo después abriría definitivamente la era del shale oil en la Argentina.

Sus sensaciones hoy al frente TanGo Energy son similares y remiten a un momento gestacional de la empresa que dirige. Su objetivo es claro: intentar extender la frontera productiva de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca Neuquina en territorio rionegrino.

La compañía terminó de oficializar este martes la obtención de tres concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) en la provincia gobernada por Alberto Weretilneck, donde llevará adelante un proyecto piloto con el objetivo de producir shale oil en áreas donde todavía no existe producción no convencional de hidrocarburos. Se trata de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta, que en conjunto superan los 150.000 acres. En esos bloques, Tango Energy tendrá el 50% de los derechos de explotación, mientras que el 50% restante quedará en manos de Vista Energy.

El plan inicial contempla la perforación de seis pozos durante la etapa piloto, con inversiones comprometidas por unos US$66 millones. El inicio de actividad está previsto para la primera mitad de 2027, pero el arranque de la perforación en Charco del Palenque podría adelantarse al segundo semestre de 2026. Ese campo es el que genera mayores expectativas dentro de la compañía. En paralelo, TanGo perforar dos pozos verticalizados en Entre Lomas y Jarilla Quemada a fin de obtener información geológica, geoquímica y petrofísica sobre el comportamiento de Vaca Muerta en esa zona de Río Negro. Luego, avanzará con la horizontalización de esos mismos pozos para testear la producción de shale oil.

El desembarco shale de Tango

Iuliano integra un grupo selecto de técnicos pioneros que desde YPF edificaron los primeros desarrollos en Vaca Muerta. Son una especie de arquitectos del play no convencional que en los últimos 15 años —Iuliano llegó a ser CEO de YPF en 2022 y antes ocupó lugares de conducción en Tecpetrol— aterrizaron cientos de pozos horizontales en Neuquén. 

El proyecto marca el debut formal de Tango Energy en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. La compañía —que tomó el control de parte de los activos de Aconcagua Energía luego del default financiero que atravesó la firma— busca consolidarse como un nuevo jugador independiente dentro del shale argentino.

El objetivo de mediano plazo es ambicioso: la empresa proyecta alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios dentro de los próximos cinco años.

“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, señaló Iuliano.

El ejecutivo agregó además que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente, que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.

El acuerdo con Vista

La aprobación provincial quedó formalizada a través del Decreto 509/26 de Río Negro e incluyó tanto la reconversión de las áreas a concesiones no convencionales como la cesión de activos desde Vista hacia Tango Energy Argentina.

El acto administrativo guarda relación con una serie de acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina que fueron informados oportunamente ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) entre 2023 y 2026.

A partir de ese esquema, Tango Energy Argentina quedará como único titular y operador de las concesiones convencionales y no convencionales, mientras que la producción shale proveniente de las tres áreas se distribuirá en partes iguales entre Tango Energy SAU y Vista Energy.

, Nicolas Gandini

Los gobiernos del Paraguay y Taiwán (República de China) rubricaron un acuerdo para avanzar en un proyecto de desarrollo de inteligencia artificial que sería gestionado a través de una entidad binacional bautizada «Yguazú Digital». La iniciativa, que en su fase más ambiciosa contempla una demanda de potencia eléctrica de 1000 MW, fue anunciada durante una visita del presidente Santiago Peña a Taiwán que despertó una fuerte protesta diplomática de China.

El presidente paraguayo y su homólogo taiwanés, William Lai, firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para la creación de un “Centro Soberano de Computación de Inteligencia Artificial” en el país vecino. El proyecto operará bajo un modelo binacional similar al de Itaipú, a través de la entidad binacional autónoma Yguazú Digital.

Proyecto de inteligencia artificial entre Paraguay y Taiwán

El acuerdo contempla un plan estructurado en tres etapas, desde un proyecto piloto de centro de datos y hasta llegar a una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial con una potencia de computación que requerirá 1000 MW eléctricos. Toda la infraestructura digital del proyecto gozaría de inmunidades y privilegios diplomáticos.

En una primera fase se realizará un proyecto piloto que implicará la construcción de un centro de datos que demandará una potencia de 10 MW. Se utilizará un diseño modular para validar la viabilidad técnica, operativa y comercial, incluyendo la fiabilidad del suministro eléctrico.

Una vez finalizado el piloto para evaluar la factibilidad del escalado, las partes tienen la intención de proceder con el desarrollo y la ejecución de un acuerdo bilateral de inversión para establecer el marco legal que regirá el proyecto.

El acuerdo de inversión dará pie a las fases dos y tres: abrirán la puerta a inversores privados a través de vehículos de propósito especial (SPV), con la nueva entidad binacional desempeñando un papel facilitador y catalizador en el apoyo a los inversores.

La segunda fase contempla una expansión hasta aproximadamente 100 MW de potencia para establecer una infraestructura escalable que atienda la demanda regional, con potencial de expansión internacional.

La tercera fase plantea el desarrollo de un Centro de Datos ecológico a hiperescala de hasta 1000 MW de potencia demandada, posicionandose como una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial.

El memorando además indica la posibilidad de otorgar a la entidad binacional la condición de “Embajada de Datos Digitales”, por la cual, tanto la YD como el proyecto, podrán gozar de inmunidades y privilegios diplomáticos comparables a los concedidos a la Embajada de Taiwán en Paraguay. Esto incluye los edificios e instalaciones del centro de computación de IA soberano, los servidores, los sistemas de respaldo en la nube y los datos digitales almacenados en ellos, entre otros.

La protesta diplomática de China

La visita del presidente paraguayo a Taiwán desencadenó una severa respuesta diplomática por parte de la República Popular China. El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores, Guo Jiakun, calificó el viaje como una provocación y expresó una «condena de manera enérgica» hacia las acciones del Paraguay.

El vocero señaló que el establecimiento de relaciones diplomáticas con China es vital para los “intereses fundamentales y de largo plazo” de Paraguay y añadió que el gobierno de Peña está ignorando “la voluntad del pueblo”. También instó al gobierno paraguayo a “cambiar de rumbo cuanto antes” y situarse “del lado correcto de la historia”.

Peña visitó Taiwán entre el 7 y el 10 de mayo al frente de una delegación de más de cuarenta empresarios, en un viaje marcado por acuerdos en materia de tecnología avanzada, ciberseguridad e IA.

“Hoy Paraguay y Taiwán se unen con el liderazgo de Taiwán en la producción de semiconductores y nuestro potencial en generación de energía renovable y abundante”, expresó el mandatario en un comunicado, en el que dijo que se trata de un acuerdo entre “dos países hermanos”. Paraguay es el único país de Sudamérica y uno de los 12 del mundo que mantiene relaciones diplomáticas oficiales con Taiwán.

, Nicolás Deza

En un sector históricamente dominado por la ingeniería tradicional, la compañía Registros Mineros Argentinos S.A. (ReMASA) busca posicionarse como un actor relevante en la transformación tecnológica de la industria energética. Con casi dos décadas de experiencia, esta PyME argentina ha evolucionado desde el data management hacia un modelo integral que combina gestión de datos, inteligencia artificial, soluciones de TI y tecnologías aplicadas directamente a la producción.

Lejos de enfocarse en una única solución, ReMASA propone una visión integral: conectar la información, la tecnología y la operación para generar impacto real en los resultados del negocio. Esta capacidad se refleja en su porfolio de servicios, que abarca desde la gestión estratégica de datos hasta la optimización de la producción en campo.

Cadena de valor

En la actualidad, la compañía brinda soporte a operadores en toda la cadena de valor del upstream, con soluciones que incluyen la implementación de modelos de datos, automatización de procesos, analítica avanzada e integración de sistemas tecnológicos. A esto se suma su capacidad en inteligencia artificial, aplicada al análisis de grandes volúmenes de información en tiempo real y al desarrollo de modelos predictivos para la toma de decisiones operativas.

En este contexto, la innovación no se limita al mundo digital. Uno de los desarrollos más relevantes de la compañía surge a partir de su alianza estratégica con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP): la implementación del Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV®), una tecnología orientada a optimizar la producción en pozos de gas y petróleo.

Optimizar la producción

Se trata de un dispositivo mecánico que se instala en el fondo del pozo y actúa directamente sobre el comportamiento del flujo, reduciendo la caída de presión en la tubería y estabilizando las fluctuaciones generadas por la presencia de líquidos. El resultado es una mejora significativa en la eficiencia del sistema productivo y en la gestión de la energía del yacimiento.

En términos operativos, su impacto es concreto:

• Incremento de la producción diaria
• Reducción del consumo energético
• Disminución de intervenciones operativas
• Extensión de la vida útil del pozo
•  

Esta tecnología ya fue implementada en Santa Cruz, en conjunto con la empresa CGC, obteniendo resultados destacados:

• +40% en producción en los pozos
• -15% en consumo energético
• Reducción drástica de intervenciones, especialmente críticas en invierno patagónico
• Menores costos operativos y mayor seguridad

«Buscamos generar valor para nuestros clientes a través de soluciones innovadoras que transformen la operación y potencien sus resultados», afirma María Isabel Pariani, gerente general de ReMASA.

La empresa destaca su enfoque multidisciplinario, ya que nuclea a profesionales de diversas áreas, incluyendo ciencia de datos, tecnología, geociencias e ingeniería, lo que le permite abordar los desafíos de la industria desde una perspectiva integral.

«Somos una compañía con personas de distintas nacionalidades y regiones del país, con talento en Mendoza, Mar del Plata, Neuquén, Comodoro y Buenos Aires», destaca Pariani.

La inversión en capital humano es otro pilar estratégico, como lo demuestra su programa interno de actualización tecnológica y su iniciativa de desarrollo de talento para nuevas generaciones.

 Además, la compañía participa activamente en espacios de articulación con la industria, como el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), fortaleciendo su posicionamiento y capacidad de expansión regional.

En un contexto donde la eficiencia, la sostenibilidad y la digitalización marcan el rumbo del sector energético, ReMASA apuesta a estar a la vanguardia mediante la integración de tecnologías que impacten directamente en la operación. Desde la gestión inteligente de datos hasta la optimización de la producción en campo, la empresa demuestra que la innovación no es un concepto abstracto, sino una herramienta concreta para mejorar resultados.

Con la nueva etapa energética que se abre en Argentina, la compañía identifica oportunidades claras de crecimiento: «GAPP nos abre puertas técnicas y de compras. Estamos listos para aportar en Vaca Muerta y más allá», concluye Pariani.

, Redaccion EconoJournal

La Argentina sorprende cada mes con “récords” de producción de gas natural y petróleo. Al mismo tiempo las proyecciones moderadas prevén que se duplique la producción de gas y las optimistas apuntan a casi triplicarla. Muchos analistas estiman un superávit energético de 30.000 millones en el próximo quinquenio. ¿Por qué entonces el gas natural local no alcanza en invierno y debemos importar GNL entre mayo y septiembre?

La demanda residencial de gas tiene en Argentina un comportamiento de consumo “en punta”. Entre octubre y abril (primavera tardía / verano/otoño temprano) promedia 20 MMm3/día. En cambio, entre mayo y septiembre, triplica y a veces cuadruplica esa demanda, promediando los 60 MMm3 y llegando, algunas semanas, hasta 90 MMm3/día (Gráfico: SAESA con datos ENARGAS y SE).

La Argentina tiene un sistema de producción y transporte que entrega 120 MMm3/día promedio. En invierno se llega a 150 MMm3/día, pero aún así es insuficiente para cubrir los picos de consumo residencial más marcados.

Clientes prioritarios

Cuando no alcanza para todos, por ser el residencial un cliente “prioritario”, se “corta” a generación térmica, GNC, usuarios industriales, respetando un orden: primero interrumpibles, luego los firmes. Para compensar estos faltantes, se importó GNL desde 2008.

Estos faltantes de gas no fueron casuales. Se debieron al quiebre del Marco Regulatorio y contratos operado en Argentina desde 2002 y hasta 2024. Mientras las empresas que invertían en producir gas localmente se les reconocía una fracción del valor real del gas, a la importación se le pagaba precio pleno.

Inversiones en Vaca Muerta

Gracias a las inversiones en Vaca Muerta y la ampliación del sistema de transporte de gas, la producción local creció y se redujeron las importaciones de GNL. Proyecciones serias prevén para los próximos años aún menor dependencia de importaciones de energía, fortaleciendo la balanza energética y la creación de valor agregado en el país.

Una muestra más de lo relevante de no tomar atajos simplistas. El futuro es excelente, siempre que conservemos un respeto irrestricto a contratos y marco regulatorio, para que el sector siga desarrollando la producción de gas, conquistando nuevos mercados y abasteciendo la demanda local en condiciones competitivas y eficientes.

, Juan Bosch

Pacto Global Argentina te invita a participar del encuentro “Empresas Santafesinas por la Sostenibilidad”, que se realizará el próximo 14 de mayo, de 14 a 16:45 hs, en las oficinas de La Segunda (Juan Manuel de Rosas 957) en la ciudad de Rosario.

La actividad está dirigida a empresas interesadas en avanzar en la integración de la sostenibilidad en su estrategia de negocio, así como a aquellas que ya se encuentran trabajando la agenda ESG y buscan fortalecer sus prácticas mediante el intercambio con pares.

Encuentro de empresas santafesinas

En un contexto donde la sostenibilidad se consolida como un eje clave para la competitividad, el encuentro propone un espacio de diálogo para compartir experiencias, desafíos y oportunidades vinculadas a la gestión responsable, así como conocer herramientas concretas para avanzar en este camino.

La jornada incluirá una presentación sobre el rol de la sostenibilidad como motor de competitividad empresarial, a cargo de Flavio Fuertes, director ejecutivo de Pacto Global Argentina, y un panel con referentes de reconocidas empresas de la provincia que compartirán casos y aprendizajes desde la práctica: Gricel Di Bert por La Segunda, Bárbara Verino por Milicic y Natalia Diruscio por Banco Municipal de Rosario. Además, se presentarán las herramientas y programas de Pacto Global Argentina orientados a acompañar a las empresas en la definición de su estrategia de sostenibilidad y en el inicio y fortalecimiento de su gestión en esta materia.

La actividad cuenta con cupos limitados. Aquellos interesados en participar pueden inscribirse a través de este enlace.

, Redaccion EconoJournal

El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno (GPM) que presentó la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS). La iniciativa contempla una inversión de US$550 millones para ampliar la capacidad de transporte de gas no convencional de Vaca Muerta desde Neuquén hasta Buenos Aires en 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) incrementales. La obra permitirá aumentar alrededor de un 60% la capacidad de transporte del ducto.

La adhesión del proyecto de TGS se oficializó a través de la resolución 676 publicada este jueves en el Boletín Oficial. Esta semana también se aprobó la adhesión al esquema del proyecto de oro y plata Diablillos. En total, son 15 proyectos aprobados de un total de 36 presentados.

Ampliación del Gasoducto Perito Moreno

El Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner) tiene una extensión de 563 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro. Hasta el momento, cuenta con dos plantas compresoras. Fue inaugurado en 2023 y conecta las localidades de Tratayén en Neuquén con Salliqueló en Buenos Aires. El proyecto de TGS permitirá elevar la capacidad de transporte actual del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló.

Según los planes de TGS, la ampliación del GPM estará terminada para el invierno de 2027. La obra, que ya está en ejecución, permitirá superar las restricciones en el transporte del fluido que tiene la cuenca Neuquina y reemplazar gas importado por la producción de Vaca Muerta. Se estima que permitirá un ahorro anual de divisas de alrededor de US$700 millones por la sustitución de importaciones de GNL.

El proyecto de TGS fue la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional y fue declarada de interés público por el gobierno en noviembre de 2024. Luego, Energía Argentina (Enarsa) realizó una licitación para realizar la obra y la operación de la ampliación del gasoducto. En octubre del año pasado se adjudicó la licitación a TGS. Según la hoja de ruta de la transportadora, 12 MMm3/d tienen como destino el área del Gran Buenos Aires y los 2 MMm3/d restantes se orientan al polo de Bahía Blanca.

“La inversión marca un cambio de paradigma: después de más de 20 años, el sector privado vuelve a financiar, construir y vender capacidad de transporte de gas entre privados, sin intervención del Estado”, detalló en las redes sociales el Ministerio de Economía.

El proyecto de TGS

El proyecto de TGS prevé la instalación de tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del gasoducto, ubicadas en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi, todas ellas en la provincia de La Pampa. Además, comprende la instalación de un equipo compresor adicional en la planta existente en Tratayén (Neuquén), totalizando 90.000 HP de potencia.

TGS se encuentra desarrollando una obra de ampliación de capacidad adicional en su sistema transporte regulado, que consiste en la instalación de 20 km de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, sobre el cual se realizarán, además, adecuaciones para operarlo a mayor presión, según detalla la compañía. Esto permitirá que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer al Gran Buenos Aires y Norte del país.

La adhesión al RIGI

El proyecto adherido al RIGI consiste en la construcción, financiamiento y operación y mantenimiento (O&M) de la infraestructura de la ampliación del GPM. La fecha de adhesión al régimen es el 30 de abril de 2026 y el proyecto de TGS está enmarcado en el sector “Petróleo y Gas, subsector Transporte y Almacenamiento”.

La transportista de gas tendrá que acreditar haber invertido al menos un 40% como monto de inversión mínima al 31 de diciembre de 2026, según fija el artículo 2 y 3 de la resolución del Palacio de Hacienda.

En los hechos, TGS invertirá en el primer año US$ 393.617.489, según detalla la resolución del Ministerio de Economía, y en el segundo año sumará un desembolso de US$ 30.575.689. El plan de TGS estima 18 meses de obra entre el 1° de noviembre de 2025 y el 1° de abril de 2027, fecha estimada de inicio de operación de la ampliación del ducto.

Tal como estipula el RIGI, el proyecto de TGS tiene que cumplir con el compromiso de contratar proveedores locales, para la provisión de bienes y obras, en un porcentaje no menor al 20% de la totalidad del monto de inversión.

En los considerando de la resolución, el Ministerio de Economía aclara que “el BCRA concluyó que el impacto de la demanda de divisas informada por el Vehículos de Proyecto Único (VPU) no afecta la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales del Banco Central de la República Argentina, y que no considera que el proyecto pudiera afectar negativamente por sus efectos cambiarios los objetivos de desarrollo económico y estabilidad financiera”.

, Roberto Bellato

TGN (Transportadora de Gas del Norte) presentó su Reporte de Sustentabilidad 2025, el décimo octavo desde el inicio de este proceso, en un contexto de fuerte dinamismo del sector energético argentino impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y el fortalecimiento de las exportaciones de gas natural.

Durante 2025, TGN acompañó este escenario generando condiciones para el abastecimiento del mercado interno y la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. La compañía ejecutó obras intermedias de readecuación en cuatro plantas compresoras que permitieron invertir el flujo del Gasoducto Norte, mientras avanzan las obras de reversión definitiva a cargo del Estado Nacional. Con estas intervenciones, hasta noviembre pasado TGN transportó 3.870 millones de metros cúbicos (MMm³) de gas natural en sentido sur–norte.

Resultados de Sustentabilidad

En paralelo, la empresa sostuvo la disponibilidad y confiabilidad del sistema conforme a los estándares de la industria, priorizando la integridad de los gasoductos, el funcionamiento seguro de las plantas compresoras y el resguardo de las comunidades cercanas. El Programa de Gerenciamiento de Integridad abarcó inspecciones internas (sobre casi la totalidad del sistema), pruebas hidráulicas (63 km de cañerías), renovación de revestimientos de ductos y acciones de control de corrosión (sobre más de 300 equipos en funcionamiento).  

La incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) en la operación y el desarrollo de proyectos permitió mejorar la eficiencia de los procesos, optimizar la calidad del servicio y consolidar la licencia social de la compañía. “Este reporte refleja cómo la gestión sustentable es parte integral de nuestra estrategia de negocio. En un año de alta exigencia operativa, trabajamos para asegurar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento del sector y sentar bases sólidas para una mayor integración energética regional”, señaló Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de TGN.

Ejes de desempeño 2025

Ambiente

En línea con su objetivo de alcanzar emisiones netas cero en las operaciones de transporte de gas natural para 2050, TGN profundizó la gestión de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) mediante el monitoreo sistemático de indicadores, la incorporación de tecnología y mejoras de proceso. Como resultado, en comparación con el año anterior, la empresa redujo un 25,4 % sus emisiones totales y un 26,5 % su huella de carbono operativa.

Asimismo, avanzó en iniciativas de captura y compensación de carbono, que incluyeron relevamientos forestales en plantas compresoras, el diseño de proyectos piloto de forestación y la evaluación de alternativas de uso de terrenos. En materia de recursos, el consumo total de agua se redujo un 21,8 %, con una disminución del 31,1 % en el uso de agua subterránea.

“La integración de criterios ESG en la gestión nos permite tomar mejores decisiones operativas, reducir impactos y fortalecer la sostenibilidad del negocio en el largo plazo”, afirmó Claudio Moreno, jefe de Responsabilidad Social Empresaria de TGN.

Social

La gestión de las personas se enfocó en atraer, desarrollar y retener talento, con incorporaciones en áreas operativas, y el fortalecimiento de programas de formación, pasantías e iniciativas educativas.

En seguridad y salud en el trabajo, se consolidó la cultura de prevención mediante comités, capacitaciones y programas dirigidos también a contratistas. El vínculo con las comunidades se sostuvo a través de programas educativos y de prevención que alcanzaron a más de 6.300 estudiantes y docentes en 13 provincias.

Gobernanza

En materia de ética y transparencia, se actualizaron políticas y procedimientos, se amplió la capacitación en el Programa de Integridad y se fortaleció la Línea Transparente TGN con nuevos canales y la gestión de un tercero independiente.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno financiará a las distribuidoras de gas natural en invierno para que puedan costear las compras de Gas Natural Licuado (GNL) destinadas a cubrir el pico de la demanda residencial durante los meses de frío. En concreto, el Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, le informó a las empresas gasíferas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas entre las principales— que el Estado solventará el costo del GNL que los hogares consuman en el semestre mayo-octubre y las distribuidoras recién empezarán a pagar efectivamente por el fluido a partir de noviembre en seis cuotas mensuales hasta abril de 2027. Así lo indicaron a EconoJournal fuentes privadas.

La operatoria implica que el Tesoro financiará a lo largo de casi un año un monto que oscilará entre los 150 y los 200 millones de dólares para evitar tener que trasladar ahora —justo en la antesala del punto de mayor demanda de los usuarios domiciliarios— el costo del GNL a las tarifas de gas natural. Es una forma de morigerar el salto de las facturas residenciales del fluido, evitando que el costo del gas importado —que se encareció como resultado de la guerra en Medio Oriente— se traslade a las tarifas reguladas.

Para poner en blanco algunos números: el Precio Anual Único (PAU) del gas natural cargado en las facturas residenciales de gas es US$3,80 por millón de BTU, mientras que el costo del GNL importado —esta semana se definirá cuántos cargamentos importará Enarsa en junio para cubrir el aumento de la demanda residencial— puede trepar hasta los US$20 por el impacto del conflicto bélico en Irán.

Si la Secretaría de Energía ordenaba el traspaso de ese valor a las tarifas de gas, el aumento sería mayor, impactando también sobre la evolución de la inflación, que Economía quiere desacelerar en los próximos meses. Por eso, se optó por financiar con fondos públicos a las empresas —que no tienen caja ni el flujo de fondos necesario para afrontar el costo financiero que implica la importación de gas— y a los hogares para que puedan pagar en cuotas el costo del GNL recién cuando pase el invierno y las boletas de gas bajen por la caída del consumo. Es una manera también de aplanar las facturas para evitar saltos discretos a lo largo del año.

Cambio de modelo

La Secretaría de Energía transmitió en paralelo una señal de firmeza al sector industrial: las empresas que no adquieran GNL en las licitaciones de esta semana podrían enfrentar cortes físicos de suministro en junio. El sistema operativo requiere una previsión mínima de 45 días para la llegada de los buques metaneros, por lo que las decisiones tomadas en estos días definirán la disponibilidad real del recurso para los meses de mayor consumo.

El cambio de paradigma implica un retorno a las condiciones operativas de la Ley de Gas de la década del 90, donde el Estado deja de ser el único garante del gas para la industria. Mientras la demanda prioritaria -hogares y comercios- queda protegida por las proyecciones de las distribuidoras, el sector industrial debe procurarse su propio combustible en el mercado libre, asumiendo que los excedentes no cubiertos por el Plan Gas tendrán precios superiores de mercado spot.

Las distribuidoras están obligadas a presentar sus proyecciones de demanda y disponibilidad de gas de cuenca. Ante la insuficiencia de los volúmenes del Plan Gas para cubrir el pico invernal, el recurso al GNL se vuelve indispensable. No obstante, cualquier traslado a tarifa de estos sobrecostos deberá contar con la validación previa del Enargas para asegurar que los precios de compra no resulten abusivos.

La preocupación del Gobierno y de los actores del mercado es la logística y la capacidad de reacción del sistema ante las bajas temperaturas. La cantidad de barcos para junio se define bajo condiciones de estricta rigidez comercial; si la industria no participa activamente en las subastas, las distribuidoras tendrán la facultad -y la instrucción- de proceder al corte del suministro industrial para priorizar el consumo residencial en los momentos de mayor tensión del sistema.

Las subastas de GNL

Energía desistió hace 20 días de contratar un agregador comercial de GNL y decidió que Enarsa siga a cargo de la importación de gas en invierno tal como viene ocurriendo hace casi 20 años. La medida se tomó debido al escenario de precios elevados e inestables, tanto del crudo como del GNL, derivado de la guerra en Medio Oriente y se suma un cuadro económico doméstico complejo, marcado por la aceleración de la inflación.

Poco días después, la Secretaría impulsó una primera licitación a través del Megsa para la compra de GNL, un intento en el que industrias y distribuidoras no convalidaron los precios oficiales de subasta, que quintuplican los valores locales. Esos actores no estuvieron dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo, pero si tuvo eco en las generadoras eléctricas a las cuales les resultaba más económico que el costo de combustibles líquidos como el gasoil o fuel oil.

De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, luego de haber recibido este lunes las ofertas proveedores, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del MEGSA entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.

Es decir, la Secretaría de Energía sostiene que, a partir de este año, las grandes industrias que no confirmen esta semana los volúmenes de GNL que necesitarán para abastecerse durante los días de junio de bajas temperaturas se quedarán sin gas natural ‘físico’ cuando llegue el frío. Es un cambio radical que implica una pulseada con final abierto para que las industrias compren por adelantado el gas importado, cuyo costo es mucho más caro que el gas local.

La subasta del mismo 29 de abril dedicada a las distribuidoras de gas, no logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.

El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora estaba dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

La central nuclear Atucha II reingresó a la red eléctrica nacional tras la finalización de la parada programa de mantenimiento. Mientras tanto, avanzan las obras de construcción del nuevo almacenamiento de combustibles gastados que permitirá la operación del reactor a largo plazo.

Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares, reactivó la central nuclear este martes. Se trata de la unidad generadora de electricidad más grande del país, con una potencia de 745 MW (brutos).

Finalizó la parada programa en Atucha II

El reactor salió de servicio el sábado 14 de marzo para una parada de nueve semanas. Las paradas programadas son instancias en el ciclo habitual de operación de una central nuclear para intervenir con profundidad sobre la instalación.

En estas instancias se concentran tareas que no pueden realizarse durante la operación a potencia, con el objetivo de reforzar las condiciones de seguridad y confiabilidad. La parada involucró el trabajo coordinado de alrededor de 1700 personas, que ejecutaron más de 5500 tareas sobre distintos sistemas y componentes de la planta.

Durante toda la parada, la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) mantiene su presencia en la planta a través de inspectores especializados, quienes supervisan la correcta ejecución de las tareas y verifican el cumplimiento de los requisitos establecidos en la Licencia de Operación.

Antes de esta parada, la ARN en enero había autorizado a Nucleoeléctrica a elevar la potencia en Atucha II al 100%. Hacía por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.

En lo que respecta al resto del parque nuclear argentino, la central de Embalse (656 MW) opera a plena potencia, mientras que Atucha I (362 MW) se encuentra en parada por el proyecto de extensión de vida. Atucha I está programada para volver entre agosto y septiembre de 2027.

Avanzan las obras en el almacenamiento de combustibles gastados

En paralelo, la empresa prosigue con el proyecto Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados para Atucha II (ASECG II), habiendo concluido la verticalización de la grúa pórtico, un componente central del futuro sistema.

El proyecto ASECG II es indispensable para garantizar la continuidad de operación de Atucha II luego del 2027. Durante su vida útil, las centrales almacenan los elementos combustibles gastados en piletas de decaimiento que tienen una capacidad limitada.

Por ello, el estándar internacional actual es el almacenamiento en seco. En Atucha II se estima que la capacidad de las piletas se alcanzará hacia diciembre de 2027, lo que refuerza la importancia de avanzar en tiempo y forma con este proyecto.

La grúa, construida por IMPSA, será utilizada para la manipulación de los elementos combustibles durante su traslado hacia los silos de almacenamiento.

Se trata de la segunda grúa de este tipo en el país y representa un avance significativo en el desarrollo del proyecto. Con una capacidad de carga de 80 toneladas y un peso total de 150 toneladas, es un equipo de gran porte diseñado para operar con altos niveles de precisión.

Cuenta con operación mediante radiocontrol y un sistema de seguridad que, ante cualquier falla, la lleva automáticamente a una condición segura. Además, incorpora una herramienta especial que permitirá ubicar los elementos combustibles dentro de los silos con precisión.

, Nicolás Deza

Europa se encamina a flexibilizar la aplicación de la regulación sobre las emisiones de metano que comenzará a regir en 2027. La decisión es en respuesta al aumento de los precios del GNL debido a la guerra en Medio Oriente y a las presiones de los Estados Unidos y productores árabes contra las regulaciones al metano, un tema que es seguido de cerca por las operadoras en Vaca Muerta.

Concretamente, la Comisión Europea evalúa permitir que las compañías que importan energía en la Unión Europea puedan evitar ser penalizadas por infringir la regulación sobre las emisiones de metano (EUMR por sus siglas en inglés), según el borrador de una propuesta que realizará el poder ejecutivo europeo.

La Comisión Europea propondrá que los países puedan optar por no sancionar a las compañías por incumplir esa normativa durante una crisis de suministro energético. «Las sanciones deberían posponerse hasta que la situación se estabilice y reanudarse si la infracción persiste y el riesgo para la seguridad del suministro ya no existe», señala el documento visto por Político y Reuters.

La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación EURM y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (directiva CSDDD). Según la nueva propuesta de la Comisión, la EUMR no será modificada, aunque ahora habilitarían a los Estados miembros a flexibilizar su aplicación.

Importaciones de GNL y metano

EE.UU. y Qatar llevan tiempo presionando a las autoridades europeas para que modifiquen el alcance de las políticas para controlar y reducir las emisiones de metano, uno de los gases de efecto invernadero más potentes.

La regulación EUMR establece las normas para medir, supervisar, informar y reducir con precisión las emisiones de metano en el sector energético. Introduce obligaciones relativas a la cuantificación de esas emisiones, la detección y subsanación de fugas, el venteo de metano a la atmósfera, la ​​quema controlada de metano, y la ​​información brindada por los países y empresas que exportan a la UE.

Estas normas tendrán un alcance extraterritorial, al ser aplicables sobre las emisiones de metano que se producen fuera de la UE. Los importadores y comercializadores de carbón, petróleo y crudo y gas natural deberán reportar esa información. Las sanciones sobre las compañías por incumplir con la regulación incluyen multas de hasta el 20% de los ingresos anuales en casos extremos.

En paralelo a la EUMR, la directiva CSDDD introdujo requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operan en el mercado europeo. Su incumplimiento también incluye penalidades económicas.

Uno de los requisitos de esta directiva es la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de GEI originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o que no están bajo su control.

Los gobiernos de EE.UU. y Qatar expresaron su preocupación sobre la CSDDD en una carta conjunta remitida en octubre a las autoridades europeas. «La CSDDD, tal como está redactada hoy, supone un riesgo significativo para la asequibilidad y fiabilidad de los suministros energéticos críticos para los hogares y las empresas en toda Europa y una amenaza existencial para el crecimiento futuro, la competitividad y la resiliencia de la economía industrial de la UE», dice la carta.

El metano es uno de los tres gases de efecto invernadero más potentes en circulación en la atmósfera junto al dióxido de carbono (CO2) y al óxido nitroso. Si bien hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, el metano es varias veces más potente que el CO2.

Emisiones de metano en Vaca Muerta

La reducción de las emisiones es una agenda que las operadoras en Vaca Muerta y la provincia de Neuquén vienen asumiendo para poder exportar energía al viejo continente y otros mercados.

Justamente, la gobernación de Neuquén el mes pasado presentó el Procedimiento de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para la medición de emisiones en el sector hidrocarburífero, junto con un plan a 2030 que apunta a reducir la huella de metano y otros gases en la actividad.

La nueva metodología se aplicará en una primera fase al upstream (producción) y fija una meta de disminución del 16% de la intensidad de gases para los próximos 20 años, contemplando un fuerte crecimiento de la producción.

El procedimiento oficializado por la provincia fue generado tras una prueba piloto hecha en 2025 en conjunto con la Comisión de Emisiones del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) y alcanzó a todas las operadoras de la cuenca.

Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, comentó a EconoJournal que “durante este año desarrollamos un diagnóstico para construir un procedimiento unificado y homogéneo para las empresas del sector. La realidad es que nos encontramos con un panorama muy heterogéneo, con algunas compañías que hacían mediciones, otras que no y criterios muy diversos entre las que sí las hacían”.

, Nicolás Deza

Milicic se incorporó como socio al Instituto Vaca Muerta (IVM), una propuesta educativa desarrollada por y para la industria del Oil & Gas, orientada a la formación técnica de alta especialización en uno de los mayores reservorios de hidrocarburos no convencionales del mundo.

Uno de los ejes de la formación es la seguridad operativa. En este sentido, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín afirmó: “El Instituto Vaca Muerta es una pieza estratégica para el futuro energético del país. Necesitamos formar a los nuevos profesionales que la industria va a demandar, porque solo así vamos a garantizar una actividad más segura y eficiente”.

Instituto Vaca Muerta

El IVM representa un proyecto colaborativo impulsado por la industria energética, consolidando un modelo de cooperación entre compañías para acompañar el crecimiento de la actividad. Fue inaugurado el pasado mes de marzo y brinda una propuesta formativa gratuita, intensiva y práctica, con simuladores, laboratorios y entornos a escala real que reproducen las condiciones del campo.

Inversión social

La participación de Milicic en esta iniciativa, que proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, está alineada con su estrategia de sostenibilidad, la generación de empleo y el desarrollo de la mano de obra local, contribuyendo al fortalecimiento de la cadena de valor.

Durante el acto de inauguración del Instituto Vaca Muerta, Marian Milicic, gerenta general de Milicic, subrayó el rol que la inversión social privada tiene en el desarrollo de las comunidades y destacó la experiencia de la compañía en formación para el trabajo:

“Entendemos que esta propuesta educativa como inversión social. En Milicic Minería, por ejemplo, impulsamos la Escuela de Geosintéticos, una iniciativa que nos permitió formar personal especializado, promoviendo estándares de calidad, seguridad y una sólida aplicación práctica en campo. Creemos que estas decisiones generan oportunidades concretas y sostenibles para las comunidades donde operamos”.

La inauguración del Instituto Vaca Muerta refirma la importancia de la formación técnica como motor de desarrollo, consolidando el vínculo entre educación, empleo y el desarrollo productivo sostenible en la región.

Nueva convocatoria

En la actualidad, se encuentran abiertas las inscripciones a capacitaciones de cuatro meses en Operador de Perforación, Fractura, Instrumentación, Mantenimiento Mecánico, Mantenimiento Eléctrico, Producción o de Plantas de Crudo y Agua, en un entorno pensado para responder a las necesidades reales de la industria. Además, se abren cinco cursos de Seguridad Operativa en Yacimiento, con duración de un mes.

Las capacitaciones son gratuitas y representan una oportunidad para dar el primer paso en la industria energética. Las inscripciones estarán abiertas hasta el 20 de mayo a través de la página web del Instituto Vaca Muerta. Más Información: www.ivm.ar.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional dio el paso definitivo en la privatización del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener. Tras el proceso de licitación, se confirmó que el consorcio integrado por las firmas Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A. resultó adjudicatario de la participación del 50% del paquete accionario que poseía Energía Argentina (Enarsa).

El grupo ganador se convierte en el nuevo co-controlante de la red troncal, donde el otro 50% de la compañía permanece en manos de Pampa Energía, holding liderado por Marcelo Mindlin.

La formalización de la medida se concretó mediante la Resolución 673/2026 del Ministerio de Economía, publicada este lunes en el Boletín Oficial. El documento, con la firma del ministro Luis Caputo, ratifica lo actuado en las distintas etapas del concurso público nacional e internacional y establece el marco legal para el traspaso de los activos que el Estado mantenía bajo su órbita en la sociedad Citelec S.A.

De acuerdo con el texto oficial, la oferta ganadora ascendió a un monto total de US$356.174.811,78. Esta cifra fue validada por la Comisión Evaluadora al considerarla «razonable» frente a las tasaciones previas y superior al precio base estipulado para la venta de la participación estatal. De esta manera, el consorcio logró imponerse en una compulsa que incluyó el análisis de antecedentes técnicos y solvencia económica.

En los considerandos de la resolución, se detalla el orden de mérito de los oferentes que llegaron a la instancia final. La firma Central Puerto S.A. quedó ubicada en el segundo lugar con una propuesta de US$301.000.000, mientras que Edenor S.A. ocupó el tercer puesto con una oferta de US$230.000.000.

Los activos de la mayor operadora de alta tensión

La operación comprende el control de Transener en la Argentina y también otorga al nuevo consorcio la titularidad indirecta sobre activos vinculados en la región. Entre ellos se encuentran la firma Transener Internacional Ltda., con operaciones en el mercado eléctrico de la República Federativa de Brasil, y la empresa Transba S.A., responsable del transporte por distribución troncal en la provincia de Buenos Aires.

Tras la firma del documento, los plazos para concretar el traspaso administrativo quedaron en marcha. El artículo 4 de la medida establece un término de «quince (15) días hábiles» para la suscripción del Contrato de Compraventa de Acciones. Este período administrativo comenzará a correr de forma inmediata, permitiendo que la nueva gestión tome posesión efectiva de sus funciones operativas en el corto plazo.

La resolución concluye destacando que el proceso contó con la supervisión de la Sindicatura General de la Nación y la Agencia de Transformación de Empresas Públicas. Con esta adjudicación, se cierra una etapa en la reconfiguración del sistema eléctrico nacional, donde el Estado nacional delega la operación de la mayor parte de líneas de alta tensión en manos de la inversión privada.

En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz. La venta de sus activos resultó una de las prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno no solo desde lo estructural, sino además, desde lo financiero ya que de acuerdo con los últimos balances, la compañía presenta utilidades anuales superiores a los US$200 millones.

A pesar de las expectativas de la administración de Javier Milei, el atractivo de Transener no fue suficiente como para que en el proceso se sumaran capitales de inversión extranjeros.  El resto de la participación accionaria de Transener se reparte entre la Anses (19,57%) y el capital que cotiza en la Bolsa porteña (27,79%). 

, Redacción EconoJournal

El Parque Arauco, un complejo de generación de energía renovable ubicado en la provincia de La Rioja, que cuenta con más de 100 aerogeneradores instalados, inauguró este viernes su primer proyecto solar de 64 MW y se convirtió, de este modo, en el parque híbrido eólico-solar más grande del país. Al mismo tiempo, la empresa provincial Parque Arauco lanzó un nuevo proyecto solar de 160 MW que podría comenzar a construirse en los próximos meses y estar operativo a fines de 2027.

El Parque Solar Arauco 1 está ubicado a 90 kilómetros de la capital provincial y cubre una superficie más de 100 hectáreas. Sumando los 281 MW eólicos que ya tenía operativos, el complejo alcanzó un total de 345 MW de potencia instalada y es uno de los parques de generación renovable más grande del país.

En diálogo con EconoJournal, Emanuel Rejal, director de Parque Arauco, señaló que “tenemos disponibles 17.000 hectáreas y nuestra idea es tratar de hibridizar al máximo posible todas las instalaciones de despacho que tenemos en Arauco para poder producir la mayor cantidad de energía renovable”.

“Si bien el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) está saturado, en nuestro caso disponemos de capacidad de transporte de electricidad al convertir a Arauco en un proyecto híbrido, porque las curvas de generación eólica y solar se complementan prácticamente a la perfección: cuando tenemos recurso eólico es generalmente por la noche, mientras que los parques solares generan, por supuesto, de día”, añadió.

“Esto nos permite maximizar los recursos para tener una capacidad de despacho lo más cercana al factor uno”, explicó Rejal, en referencia al máximo uso de la potencia nominal al que quieren llegar en Arauco.

Lo que buscan en el futuro en el Parque Arauco es tener una planta de generación de energía renovable suficientemente grande para, aprovechando los recursos del viento y del sol, despachar durante todo el día entre 400 y 450 MW de base, que es la capacidad máxima posible de evacuación en el sistema interconectado que tienen el complejo.

Para alcanzar esto, necesita construir parques hasta llegar a una potencia total de alrededor de 550 MW. Además, en Arauco no descartan presentar un proyecto en la licitación de almacenamiento de energía en baterías AlmaSADI, que lanzó el gobierno este año.

Para cumplir el objetivo de construir el parque solar, Rejal contó que “rápidamente todo el equipo de Arauco tuvo que dejar por un momento la energía eólica y ponerse a estudiar lo que implica la instalación de grandes centrales solares. Esto fue un desafío enorme para todos”. “También significó un desafío técnico importante porque en un mismo punto de interconexión estamos inyectando energía eólica y solar”, añadió.

Cómo es el nuevo parque solar de Arauco

El nuevo Parque Solar Arauco 1 cuenta con un total de 89.088 paneles fotovoltaicos instalados en una superficie de 100 hectáreas en medio de los aerogeneradores eólicos. Los paneles solares tienen una potencia unitaria de entre 710 y 720 vatios (denominados de “ultra extra potencia”) y fueron producidos por la firma china Trina Solar, uno de los fabricantes de módulos solares más grandes del mundo. Los 64 MW estarán contractualizados a partir del Mercado a Término de Energías Renovables (Mater).

Los módulos están montados sobre 1.536 trackers (estructura motorizada que se orienta siguiendo al sol). Todos los paneles se importaron desde China y utilizan tecnología de Trina Solar y de la compañía Huawei.

El parque cuenta con 198 inversores de corriente continua a corriente alterna que están conectados a nueve subestaciones transformadoras. Todo el parque solar implicó la instalación de más de dos millones de piezas. La construcción del parque demandó el traslado de 300 contenedores desde China a la provincia de La Rioja.

Los hitos de Arauco desde 2009

Arauco comenzó a instalar los primeros aerogeneradores en 2009, pero en 2011 inició su operación comercial. Fue el primer parque en conectarse al SADI. Luego se fue ampliando el parque eólico en distintas etapas.

A partir de la primera licitación del Programa RenovAr de 2016, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió esta ampliación al Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M. En junio del año pasado, Arauco inauguró la Etapa III también sumando más generación eólica al complejo.

En 2025, el 75% de la demanda de energía de la provincia de La Rioja se cubrió a partir de generación renovable, teniendo en cuenta a todos los proyectos, aunque el Parque Arauco representa la parte mayoritaria. El parque solar nuevo de Arauco elevará en 2026 a un cubrimiento de la demanda del 83% a partir de fuentes renovables.

, Roberto Bellato

Tras completar formalmente la semana pasada la adquisición de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, Vista Energy anunció inversiones por US$ 5.600 millones entre 2026 y 2028 —un 17% más que lo proyectado en noviembre del 2025— con el objetivo de alcanzar una producción de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2028. A la fecha, la compañía presidida por Miguel Galuccio ya lleva invertidos más de US$ 6.500 millones en la Argentina. 

A partir de la consolidación de los activos adquiridos a Equinor, Vista actualizó su visión de largo plazo y proyecta alcanzar una producción de 250.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, un 25% superior a los 200.000 barriles diarios contempladas en las proyecciones anunciadas en noviembre de 2025.

La actualización también prevé una mejora significativa en la generación de caja. Vista estima alcanzar un free cash acumulado entre 2026 y 2028 de US$ 2.800 millones, un 87% más que los US$ 1.500 millones informados en la presentación a inversores de noviembre de 2025. 

Plan consolidado

Con la incorporación de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta, Vista sumará 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Los números posicionan a la empresa como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina. 

«La reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala: nos permite dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta. En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país. Esta nueva fase, además, profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, afirmó Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy⁠. 

La compañía anunció que invertirá este año US$ 1.800 millones, un 12.5% más que lo anunciado en noviembre del año pasado. Vista proyecta, además, un EBITDA ajustado de US$ 3.000 millones en 2026, un 58% superior a los US$ 1.900 millones estimados para 2026 y presentados a fines del año pasado. 

La compañía también anunció que planea utilizar parte del flujo de caja para reducir la deuda financiera y robustecer su balance, acelerando su objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026, es decir dos años antes que su objetivo anterior. 

La empresa estima además generar un free cash flow recurrente de USD 2.000 millones por año hacia 2030, un 33% superior a los USD 1.500 millones proyectados anteriormente.

, Redaccion EconoJournal

La genealogía del rumbo macroeconómico de la Argentina durante el gobierno de Javier Milei mixtura sectores de fuerte dinamismo y crecimiento —como el Oil&Gas apalancado por el desarrollo de Vaca Muerta y, mirando hacia adelante, la minería de cobre en la precordillera del norte del país— con otros entramados industriales y segmentos pyme que atraviesan un escenario de marcada recesión y complejidad productiva.

Esa coexistencia de velocidades distintas dentro de la economía argentina explica buena parte del debate que hoy atraviesa a empresarios, economistas, dirigentes políticos y actores sindicales respecto de cuál será la nueva matriz productiva del país.

Mientras algunos sectores vinculados a los recursos naturales muestran perspectivas de expansión acelerada, otros segmentos manufactureros enfrentan dificultades derivadas de la caída de la actividad, la apertura comercial y la redefinición del esquema macroeconómico.

En ese contexto, cobra relevancia la discusión sobre de qué manera el crecimiento de industrias extractivas como el Oil&Gas, la minería y el sector energético en general puede transformarse en una plataforma para potenciar el desarrollo de proveedores locales, cadenas industriales competitivas y nuevos servicios asociados.

Pensarse en la intersección entre la agenda energética y minera con la agenda industrial y de servicios es justamente el punto de partida de Aguas Arriba, un nuevo ciclo de streaming lanzado por EconoJournal que buscará aportar conocimiento, información y reflexión sobre esos desafíos.

Una discusión necesaria

El programa se emitirá dos veces por mes a través del canal de YouTube de EconoJournal con la conducción de Florencia Barragán y apuntará a generar conversaciones entre actores públicos y privados con participación directa en esas cadenas de valor.

“¿Puede la inversión para escalar la extracción de recursos naturales convertirse en el motor de un desarrollo industrial más amplio? ¿O en este momento del país lo conveniente es priorizar el crecimiento lo más rápido posible de las exportaciones de commodities en lugar de detenerse en apalancar también capacidades industriales y de servicios? Desde EconoJournal entendemos que aunque las respuestas a esas preguntas no estén claras o sean materia de opinión, es necesario adentrarse en ese debate con la intención de buscar consensos o, de mínima, aportar algún tipo de conocimiento sobre estos temas.

El desafío de generar valor

La experiencia internacional muestra que los países que lograron consolidar ecosistemas competitivos alrededor de industrias extractivas fueron aquellos que consiguieron desarrollar proveedores locales, formación técnica, infraestructura y algún tipo de coordinación público-privada.

La propuesta de Aguas Arriba, que contará con la co-producción de Trossero&Co buscará poner el foco no sólo en los grandes proyectos de inversión vinculados a Vaca Muerta, minería de cobre, litio o infraestructura energética, sino también en las oportunidades que esos desarrollos pueden habilitar para empresas proveedoras de bienes industriales, servicios tecnológicos, metalurgia, metalmecánica, logística e innovación aplicada.

Aguas Arriba buscará funcionar como un espacio donde convivan empresas industriales, operadoras energéticas, proveedores de servicios, especialistas académicos, economistas, funcionarios y referentes académicos que permitan enriquecer el debate.

, Nicolas Gandini

El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de oro y plata Diablillos por una inversión total de US$481,7 millones. En los primeros dos años deberá desembolsar un monto mínimo de US$352,4 millones. El proyecto está ubicado en el límite entre Salta y Catamarca y lo lleva adelante AbraSilver, la empresa controlada por la generadora eléctrica Central Puerto. El inicio de la operación del proyecto minero está estimado para julio de 2029.

La adhesión al régimen de beneficios fiscales, impositivos y cambiarios se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 562 del Palacio de Hacienda. El proyecto “consiste en las actividades destinadas a la factibilidad del yacimiento minero Diablillos, en la construcción de una planta de procesamiento de oro y plata con una capacidad nominal de 3.150.000 toneladas por año (tpa) y en el desarrollo del sitio e infraestructura necesaria para su ejecución y operación”, destaca la resolución.

Diablillos está en etapa de exploración avanzada y es uno de los desarrollos más relevantes de oro y plata de la Argentina. Está ubicado a 150 km de la capital salteña, en los departamentos de Los Andes (Salta) y Antofagasta de la Sierra (Catamarca) y cuenta con recursos estimados de 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro.

En rigor, la aprobación al RIGI es para la firma Pacific Rim, una subsidiaria de AbraSilver, la minera de origen canadiense que en 2025 pasó a ser controlada por Central Puerto (a través de su subsidiaria Proener), la mayor generadora eléctrica de la Argentina. Además de Diablillos, AbraSilver cuenta con el proyecto de cobre en etapa de exploración La Coipita, en San Juan.

Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y, con una capacidad instalada de 6.703 MW, cubre alrededor del 20% del mercado. La generadora había ingresado al sector minero en 2024 con la adquisición de una parte menor del proyecto Diablillos. También tiene una participación en el negocio del litio en el proyecto Tres Cruces (3C) en Catamarca.

RIGI

Hasta el momento se presentaron formalmente 36 solicitudes de adhesión al RIGI por US$97.000 millones. Lograron adherirse al esquema de inventivos por 30 años un total de 15 proyectos por US$28.500 millones (sumando al proyecto Diablillos). Todavía hay 21 iniciativas de inversión presentadas por US$68.000 millones que esperan la sanción del Palacio de Hacienda.

El ministro de Economía, Luis Caputo, presentó el viernes pasado el nuevo esquema de incentivos llamado “Súper RIGI” y, además, señaló que en los próximos 30 días van a acelerar más adhesiones al RIGI y que el gobierno espera que se presenten más proyectos por montos adicionales que van de 30 a 40 mil millones de dólares.

La adhesión al RIGI para Diablillos

La resolución del Palacio de Hacienda aclara que la fecha de adhesión al RIGI de Diablillos el día 26 de febrero de 2026. También establece que durante el primer y segundo año el Vehículo de Proyecto Único (VPU) adherido deberá acreditar haber completado una inversión en activos computables igual o superior al 40% del monto de inversión mínima.

Según la adhesión que presentó Diablillos, y que detalla la resolución del Ministerio de Economía, en el primer año deberá realizar una inversión de US$98,5 millones y en el segundo año US$253,9 millones. En total, el proyecto de oro y plata realizará un desembolso de US$352,4 millones, “superando el monto mínimo de inversión de 40%”. La fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima es el día 30 de noviembre de 2027.

La presentación al RIGI del proyecto contempla, además, que el 55% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura durante las etapas de construcción y operación corresponde a proveedores locales. El monto excede el 20% exigido por el régimen de incentivos, subraya la resolución de Hacienda.

, Roberto Bellato

El gobierno buscará que las mayores industrias del país se comprometan la semana entrante a comprar parte del Gas Natural Licuado (GNL) que se importará en junio para abastecer el pico invernal de consumo. En las últimas dos décadas, siempre fue el Estado el encargado de costear la importación del gas importado a través de la empresa Enarsa, subsidiando parcialmente el precio real del fluido para grandes industrias y distribuidoras y asumiendo además el riesgo financiero de esas operaciones. Esa dinámica —que implicaba una posición deficitaria tácita del Estado— cambiará a partir de este año. Al menos eso es lo que apunta la Secretaría de Energía.

Cerca de la cartera que dirige María Tettamanti explican que a partir de este invierno las grandes industrias —entre las que figuran empresas siderúrgicas, alimenticias, cementeras y petroquímicas, entre otras— que no confirmen por adelantado qué volúmenes de GNL necesitarán para abastecerse durante el pico de consumo se quedarán sin gas cuando se registren jornadas de bajas temperaturas.

Es un cambio copernicano que implica una pulseada con final abierto para que las industrias —y en menor medida las distribuidoras y generadoras— compren por adelantado el gas importado, cuyo costo puede trepar hasta casi los US$ 20 por millón de BTU, cinco veces más caro que el gas local. “Puede parecer una pulseada, pero en realidad es volver a aplicar los marcos regulatorios que estableció la Ley del Gas. Lo que pasa es que desde hace 25 años que vivimos alejados de la Ley e incluso los actores privados se olvidaron de cómo debe funcionar el mercado”, explicaron allegados al área energética del gobierno.

Cambio de raíz

El éxito de la jugada oficial dependerá de cuán convincente resulte la amenaza de que las industrias que no estén dispuestas a pagar el costo real del GNL se quedarán sin gas ‘físico’ durante los 40 o 50 días de bajas temperaturas del invierno. Si las industrias creen que el gobierno es efectivamente capaz de cortarles el gas durante esas jornadas, con el costo político que eso conlleva, es probable que varias empresas se comprometan esta semana a comprar el GNL a Enarsa o alguna compañía comercializadora.

Si, en cambio, creen que el gobierno no se va a animar a ir a fondo y finalmente Enarsa terminará comprando por su cuenta el gas necesario para cubrir toda la demanda proyectado en el trimestre junio-julio-agosto, lo más probable es que la mayoría de las industrias no estén dispuestas a comprar por adelantado el GNL.

Es como un juego de cartas donde las grandes industrias nucleadas en Acigra —entre las que figuran Tenaris, Arcor, Aluar, Acindar, Loma Negra y Cementos Avellaneda— e industrias de menor tamaño que reciben el gas de las distribuidoras —conocidos en la jerga como GUDI’s— deberán decidir si se van al mazo o cantan retruco para ver qué tiene el gobierno y hasta dónde está dispuesto a llegar.

Pregunta abierta

El interrogante empezará a despejarse este miércoles, cuando Enarsa realice una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para intentar colocar entre distribuidoras, generadoras, comercializadoras e industrias el GNL que importará durante junio para cubrir la demanda de gas durante los días de frío que se registren en el mes. La gran duda es qué harán las industrias. Enarsa realizó una primera ronda de subastas hace dos semanas para ofrecer el GNL importado para la segunda quincena de mayo y ninguna industria participó de la compulsa.

Fuentes cercanas a Acigra explicaron que el escaso tiempo de antelación con que el gobierno anunció esa subasta y las condiciones comerciales del pliego —los precios de venta del GNL se conocieron minutos antes de la convocatoria— atentaron contra la participación de las industrias. Habrá que ver qué sucede el miércoles. Allegados a Energía indicaron pulieron la redacción del pliego de la compulsa —sobre todo las condiciones de take or pay (TOP) que deben asumir los compradores— para incentivar la anuencia de los privados. También se buscará que las industrias sin estructura comercial propia puedan comprar gas a través de firmas comercializadoras.

“Somos optimistas. Lo importante es que las industrias, tanto las grandes que compran en el mercado mayorista como los GUDI’s, entiendan que tienen que pagar el costo real del GNL. Se terminó la etapa en que el gobierno subsidiaba el gas de invierno. Además, las industrias se beneficiaron por la baja del costo promedio del gas que generó el desarrollo de Vaca Muerta. Tienen margen para pagar el costo real del gas durante los meses de invierno”, insistieron desde el Ministerio de Economía.

Cómo solía funcionar el mercado en los picos de demanda

Durante los días de frío, la demanda residencial —considerada ‘prioritaria’ por la regulación—  suele acaparar todo el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas de la ventana de gas seco de Vaca Muerta o el que se importa por barco (GNL) a un costo mucho mayor. Cuando eso ocurre, las industrias deben reducir su consumo o salir a buscar gas importado y pagarlo a un precio mayor.

Ese gas importado no se puede comprar de un día para el otro. Por lo tanto, es el Estado quien proyecta cuál va a ser la demanda potencial del sistema y desde 2008 hasta el año pasado compraba los buques de GNL necesarios para cubrir todo los picos de demanda y luego los revendía ex post a los distintos usuarios del sistema (industrias, generadoras, comercializadoras, comercializadas). Es decir, bajo el esquema que se aplicó en los últimos 15 años, quienes tomaban GNL en el mercado spot, le pagaban a Enarsa un precio inferior al que realmente abonaba la empresa estatal.

Lo que terminaba pasando en todos los inviernos es que, aprovechando la condición ‘fungible’ del gas, tanto las grandes industrias como las comercializadoras y distribuidoras demandaban los días de frío el GNL inyectado por Enarsa desde la terminal regasificadora de Escobar —por más que no tuviesen contratos que nominaban ese gas a su favor—, provocando un desbalance comercial en el sistema, porque consumían volúmenes de gas que en realidad le pertenecía a otro usuario. Ese desbalance se saldaba, en el caso de las industrias, abonándole a Enarsa como si fuese un proveedor de Gas de Última Instancia (GUI), pero le pagaban un valor inferior al del GNL importado.

En los hechos, los usuarios privados del sistema se aprovechaban de que Enarsa ya había comprado los cargamentos de GNL y estaba obligado a regasificarlos e inyectarlo desde la terminal regasificadora de Escobar (porque no existe capacidad de almacenamiento de grandes volúmenes de GNL).

En concreto, si esta semana Enarsa termina confirmando la compra de los 9 cargamentos de GNL que licitó para junio (las ofertas se presentarán este lunes) tendrá que descargarlos y regasificarlos obligatoriamente durante el mes que viene a medida que vayan llegando para liberar capacidad de la terminal de Escobar a fin de que el barco siguiente pueda ser descargado y regasificado. Esa restricción física es una debilidad del Estado.

Qué quiere hacer el gobierno ahora 

De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, una vez que este lunes reciba las ofertas proveedores como BP, TotalEnergies, Trafigura, Vitol y Glencore, entre otros, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.

¿Qué pasa si esa subasta vuelve a quedar desierta cómo ocurrió hace dos semanas? En el gobierno aseguran que en ese caso no van a terminar comprando los nueve buques de GNL. Si no calzan esa oferta contra una demanda industrial o de generadoras, van a adjudicar menos cargamentos de los que licitaron y las industrias que no se aseguraron gas en la subasta de MEGSA deberán recurrir a alternativas como el uso de combustibles líquidos o reprogramar su actividad productiva en función de la disponibilidad de gas.

Allegados a Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA), las grandes industrias que compran unos 15 millones de m3 de gas por día (MMm3/día) en el mercado mayorista, dejaron trascender que están dispuestas a pagar el gas importado lo que realmente vale, pero afirman que solo por el volumen que efectivamente consuman. Por lo tanto, se resisten a adquirir por adelantado algo que necesariamente no van a utilizar.

El gobierno prevé también que las empresas comercializadoras puedan tener un rol importante facilitando alternativas para que las industrias —fundamentalmente los GUDI’s— puedan acceder a GNL en los días de mucho frio sin que tengan que contratarlo por su cuenta. ¿Qué va a pasar con las industrias que incurran en desbalances y tomen gas que no les correspondan? El gobierno afirma que el nuevo ente regulador va a cortarles el suministro. Sería la primera vez que pase en más de 20 años Las distribuidoras —Metrogas, Naturgy y Camuzzi— deberían ir una cuadrilla, por ejemplo, a cortarles el servicio. La Secretaria de Energía ya instruyó a todas las distribuidoras para que tengan preparadas los equipos en caso de que se llegue a esa situación.

Habrá que ver qué sucede esta semana con las subastas de MEGSA para saber si las industrias terminan comprando el gas como quiere el gobierno o deciden redoblar la apuesta y cantar retruco para ver qué cartas tiene el gobierno. Es una pulseada con final abierto en la antesala del período de mayor consumo de gas en la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

SAN JUAN (Enviada especial).- El acto central por el Día Nacional de la Minería en San Juan se celebró bajo condiciones extremas. Ráfagas de viento de hasta 70 kilómetros por hora, calor agobiante y nubes de polvo recibieron a la comitiva presidencial encabezada por la Secretaria General de la Presidencia, Karina Milei.

Realizado en el Velódromo Vicente Alejo Chancay y en el marco de la Expo Internacional San Juan Minera, el acto sirvió para que el gobierno nacional enviara una clara señal de respaldo al sector minero con la presencia del ministro del Interior, Diego Santilli; el ministro de Justicia, Juan Bautista Mahiques; el presidente de la Cámara de Diputados, Martín Menem; y el subsecretario de Gestión Institucional, Eduardo ‘Lule’ Menem.

“El Presidente Milei tomó la decisión de ubicar a la minería en el centro de la agenda política. Lo que estamos viviendo no tiene precedentes. Hubo transformaciones concretas”, afirmó el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero frente a empresarios, gobernadores y funcionarios del sector.

«Las reservas de cobre van a llevar a nuestro país a dimensiones aún desconocidas. La Argentina ha transitado un cambio de época en estos dos años”, continuó. Y apenas horas después de que el presidente Javier Milei anunciara a través de la red X el envío de una ley de «Súper RIGI», el funcionario destacó el impacto del Regimen de Incentivo para Grandes Inversiones sobre la actividad minera.

“Con el RIGI tenemos siete proyectos aprobados y 50.000 millones de dólares de inversiones comprometidos en total. Los proyectos mineros representan el 54% de las inversiones comprometidas en el RIGI”, señaló.

Exportaciones y minería

Lucero también hizo foco en la reciente modificación de la Ley de Glaciares, uno de los principales reclamos históricos de la industria minera. “La modificación a la Ley de Glaciares era la gran deuda pendiente. Ahora contamos con un marco claro y se logró gracias al trabajo de las provincias y el gobierno. Lo que era imposible se hace posible”, aseveró.

El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, reivindicó el rol histórico de la minería en la provincia y aseguró que el actual contexto internacional abre una oportunidad inédita para el desarrollo del cobre argentino. “La minería nos define. Más del 80% de nuestras exportaciones tiene que ver con la minería”, sostuvo Orrego, quien además destacó el trabajo conjunto entre las provincias mineras en la denominada mesa del litio y del cobre.

“El presidente Milei tomó la decisión de mejorar la macro y empezó a haber estabilidad fiscal y seguridad jurídica. Avanzamos con el RIGI, la eliminación del cepo y llegamos a la modificación de la Ley de Glaciares”, aseveró el mandatario provincial.

Finalmente, y en línea con el discurso del gobierno nacional, Orrego remarcó que la transición energética mundial posiciona a San Juan y a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos cupríferos. “Las energías limpias nos dan oportunidades de desarrollo. Y tenemos oportunidades con el cobre. El mundo va hacia ahí”, señaló. Y concluyó con un mensaje directo a los inversores presentes en la feria: “El momento de invertir es ahora”.

, Loana Tejero

El ministro de Economía, Luis Caputo, brindó este viernes detalles sobre el «Súper RIGI», un nuevo esquema de incentivos destinado a las grandes inversiones en sectores sin desarrollo previo en la economía argentina. La iniciativa busca en buena medida apuntalar la industrialización y agregación de valor de la producción energética y minera nacional, un tema que el presidente Javier Milei había deslizado en su discurso de apertura del Congreso de la Nación en marzo.

A diferencia del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que ya suma 36 proyectos presentados por US$95.000 millones centralmente en sectores tradicionales como hidrocarburos y minería, el nuevo esquema incentivará el arribo de nuevas actividades al país mediante beneficios sustancialmente mayores.

Entre las sectores que podrían beneficiarse, Caputo mencionó el refinamiento y laminado de cobre, la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas y fertilizantes de potasio y fósforo.

“Vamos a estar incentivando la industrialización de nuestros recursos naturales. También la instalación de datacenters y negocios vinculados al agro, la pesca y la agroforestación”, afirmó en una conferencia de prensa conjunta con el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y la ministra de Seguridad, Alejandra Monteoliva.

Los incentivos del Súper Rigi

El ministro de Economía explicó que el Súper RIGI a pesar de ofrecer mayores beneficios que el régimen de incentivos existente no tendrá costo fiscal porque busca el desarrollo de nuevos sectores en el país. «Vamos a tener una mayor recaudación fiscal porque, si bien hay reducciones impositivas, vamos a estar cobrando más debido a que son industrias que hoy no existen”, sostuvo Caputo.

La principal diferencia con el RIGI será la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias para las empresas, que pasará del 25% al 15%. Además, describió un proceso de amortización acelerada en donde se podrá deducir el 60% de la inversión en el primer año, el 20% en el segundo y el 20% restante en el tercer año.

Esto permitirá a las empresas recuperar la inversión a efectos fiscales en un plazo considerablemente más corto, con lo que se busca mejorar el flujo de fondos en las etapas iniciales de los proyectos.

Otro punto sustancial será la exención de aranceles a la importación para todo lo vinculado a la producción de bienes incluidos en el régimen. “Hoy en el RIGI estas excepciones básicamente son para los bienes de capital, pero hay algunos bienes de capital que tienen diferente nomenclatura. Entonces, a veces hay alguna zona gris que tenemos que debatir”, explicó Caputo. De esta forma, la iniciativa busca apuntalar la industrialización de la energía y minería para sumarles valor agregado de exportación.

En la apertura de sesiones del Congreso de este año, Milei había dicho que la producción y disponibilidad de energía barata constituían una condición necesaria para la industrialización. «Este boom no es solo una noticia para el sector energético, es la base de una industrialización nunca antes vista«, dijo el presidente. «Veremos crecer la petroquímica, la siderurgia, el aluminio, pero no el del tongo, la producción de hidrógeno, el procesamiento de litio y minerales críticos«, resaltó.

Proyectos sancionados en el RIGI

De los 36 proyectos presentados al RIGI hasta el momento, el gobierno solo sancionó 15 por unos 28.000 millones de dólares, cerca de un tercio del valor sumado entre todos los proyectos presentados.

El último proyecto sancionado fue el de Transportadora Gas del Sur (TGS) para la ampliación del gasoducto Perito Moreno por US$700 millones. Caputo esta semana anunció que Chevron presentará un proyecto al RIGI por US$10.000 millones, aunque todavía no hubo precisiones por parte del petrolera estadounidense.

El proyecto de Chevron revelado por el ministro de Economía haría sobrepasar la barrera de los US$100.000 millones en montos acumulados por proyectos presentados, lo que equivale a cerca de una sexta parte del PBI argentino.

, Nicolás Deza

El barril de petróleo Brent aumentó un 43,1% entre el 1 de marzo y el 27 de abril —de US$ 77,7 a US$111— debido a la Guerra en Medio Oriente, con un impacto radicalmente distinto en los surtidores de América Latina, de acuerdo a un ranking elaborado por EconoJournal a partir de datos de GlobalPetrolPrices. También se incluyen cifras de otros países del mundo a partir de un informe de Economía y Energía.

Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta en la región con un 39% y 24%, respectivamente. Argentina se ubicó en tercer lugar, con un traslado del 16% a los surtidores. En Brasil el alza fue de 7%, en Uruguay del 6%, en Colombia poco más del 2% y Bolivia no registró movimientos en el precio durante el período señalado, que es el que se tomó como referencia en todos los casos.  

¿Por qué el mismo evento geopolítico se tradujo de forma tan dispar en el bolsillo de los conductores de la región? “El desenlace depende de dos factores específicos: el balance neto de petróleo y la gestión gubernamental de los precios de los combustibles”, explica un informe de los estrategas de J.P. Morgan Private Bank Nur Cristiani, Federico Cuevas y Mary Sangurima.

El primero tiene que ver con la posición de cada país frente al mercado internacional. Los exportadores netos, como Brasil y Colombia, tienen un mayor margen para financiar subsidios o rebajas impositivas porque el aumento del precio del crudo les genera ingresos adicionales. Para los países importadores, como Chile y Perú, el efecto es negativo.

El segundo factor se trata de la decisión política, de cuánto de ese costo el gobierno absorbe para evitar que se traslade al consumidor y a través de qué mecanismos.

¿Por qué Perú y Chile encabezan el ranking?

Perú y Chile, importadores netos de petróleo, registran el mayor traslado de precios a los surtidores.

En Perú, el aumento de 39,76% del precio de las naftas desde el inicio de la guerra responde a una combinación de los dos factores señalados por J.P. Morgan. Por un lado, la dependencia de la importación de combustibles. Por otro, el modelo de libre mercado —en el que, por ley, los precios se determinan en función de la oferta y la demanda, tomando como referencia los precios internacionales, así como el tipo de cambio y los costos logísticos— no brinda herramientas para contener esa suba. Perú tuvo un agravante adicional: a principios de marzo explotó un tramo del gasoducto de Megantoni, en Cusco, que presionó más la demanda hacia combustibles líquidos en un contexto de escasez de oferta.

En Chile se registró un alza de 23,8% en el periodo hasta llegar a US$1,655 el litro a fines de abril. El gobierno contuvo parcialmente el impacto de la suba que le genera ser un importador neto de petróleo con el Mecanismo de Estabilización del Precio de los Combustibles (MEPCO), que actúa como estabilizador de alzas bruscas de estos productos a través de la suba o quita de impuestos.

El mecanismo, sin embargo, no fue del todo efectivo. El gobierno de José Antonio Kast reconoció que el costo acumulado del MEPCO al 25 de marzo fue de US$220 millones. «El mundo está en una crisis. Chile está en una crisis fiscal, se deben tomar decisiones y optar. Le va a aumentar el precio del combustible, pero le vamos a mantener el precio del transporte público, le vamos a mantener el precio de la calefacción”, resumió el presidente Kast.

Con ese diagnóstico, el gobierno chileno modificó el MEPCO vía decreto el 23 de marzo ampliando de dos a cuatro semanas la ventana para calcular el precio de paridad de importación. Cuanto más larga esa ventana, más suavizado queda el número y menos refleja el precio real del petróleo en el mercado internacional. Desde entonces, hay un debate político entre restablecer el mecanismo a su forma original, o mantenerlo en su nueva versión.

Argentina, con amortiguador parcial

El caso argentino es uno de los más complejos del ranking porque es uno de los países con mayor traslado a surtidores, a pesar de contar con producción propia y con YPF, principal jugadora del mercado, como amortiguadora de la suba.

Tras un aumento inicial de más del 15% hasta fines de marzo según la consultora Romano Group, YPF aplicó esquema de compensación articulado entre privados que, en los hechos, operó como un congelamiento de precios durante 45 días. “La apuesta fue ganar tiempo, esperando que la tensión geopolítica en Medio Oriente se moderara y que el precio internacional del crudo retrocediera, permitiendo así absorber parte de la suba no trasladada al consumidor final”, explica a este medio Carlos Mendizábal, co-Director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.

El buffer duró 27 días. El 28 de abril, con el Brent escalando nuevamente por encima de los US$120, YPF actualizó levemente sus precios pese al compromiso asumido. La razón oficial fue la actualización de impuestos dispuesta por el gobierno mediante el Decreto 302/2026, publicado en el Boletín Oficial el 30 de abril, que estableció una suba del 0,5% en los tributos a los combustibles a partir del 1° de mayo.

Brasil y México contuvieron el impacto

Brasil y México, los dos gigantes de la región, cuentan con una ventaja estructural que fue acompañada por decisión política, y el resultado quedó reflejado en el 7% y 10% de suba de precios de la nafta, respectivamente.

Brasil es el mayor exportador neto de crudo de la región, con alrededor de 500.000 barriles diarios. A esa ventaja la acompañó con política de reducción de impuestos federales sobre los combustibles y un subsidio al diésel financiado con gravámenes temporales a las exportaciones de crudo y diesel. “El efecto sobre las cuentas fiscales ha sido prácticamente neutro y el impacto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) limitado”, asegura J.P. Morgan.

El aumento de la nafta en México, otro de los principales productores de crudo de América Latina, fue mayor al de Brasil, dada su poca capacidad de refinación: “La refinación no ha avanzado al mismo ritmo que la producción, por lo que incluso las mayores economías de la región siguen dependiendo de importaciones de gasolina, diésel y combustible para aviones», explica J.P. Morgan.

Es decir que, aunque el país exporte crudo, si no puede refinarlo localmente, igual necesita importar los derivados que usan los consumidores. Más allá de la condición estructural, hubo una intervención del Ministerio de Hacienda, a través de la reducción del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) y la aplicación de estímulos fiscales con énfasis en el gasoil, dado su impacto en el transporte de carga y pasajeros.

Uruguay: estabilidad administrada, con la nafta ya cara

Uruguay no figura entre los países con mayor traslado (6%), dado que el gobierno de Yamandú Orsi moderó el pass-through del aumento internacional mediante un ajuste bimensual con tope del 7%, por debajo del incremento que hubiera resultado de la paridad de importación, según detalló en su último informe la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, la cual relevó las medidas instrumentadas en distintos países ante la subida del precio del petróleo. “La estrategia se complementó con subsidios al transporte público y medidas para sostener los precios de energéticos residenciales como el supergas”, agrega la consultora.

Lo cierto es que Uruguay era, antes del conflicto, uno de los países con la nafta más cara de la región, US$ 2,03, lo que le dio más margen para absorber el shock sin grandes ajustes.

Colombia: la protección del subsidio y la renta petrolera

En Colombia, el traslado fue el más acotado de la región, de apenas 2,49%. El país se beneficia de su condición de exportador neto con un saldo positivo de alrededor de 450.000 barriles diarios, que le genera ingresos adicionales cuando el crudo sube.

Asimismo, el gobierno mantiene precios regulados que ajusta gradualmente y con rezago, lo que evita que los saltos internacionales lleguen de golpe al surtidor. El mecanismo que utiliza es el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que cubre la brecha entre el precio de paridad de importación y el precio interno regulado.

Sin embargo, esa protección tiene sus límites, según el análisis de los estrategas de J.P. Morgan. “Los mecanismos de transferencias fiscales neutralizan buena parte del efecto positivo que genera la mejora en los términos de intercambio, mientras que el ajuste de los precios regulados y las necesidades fiscales reducen el margen de maniobra del gobierno”, dice el informe.

Bolivia: el caso extremo

Al final de la lista aparece Bolivia, que mantuvo congelado el valor en el surtidor a pesar de que el país importa casi el 90% del diésel que consume y el 50% de la nafta.

La brecha entre el precio subsidiado y el internacional, que normalmente absorbe el fisco, fue tan grande que generó una escasez de combustible por la incapacidad de comprar.  En marzo y abril hubo desabastecimiento en varias regiones y, el 5 de mayo, una huelga de transportistas con bloqueos en las rutas troncales hacia Argentina, Chile y Perú. El vicepresidente de Operaciones de YPFB, Sebastián Daroca, anunció que en junio se revisarán los precios, y que en la medida en que suba el precio del crudo, aumentarán los precios de todos los combustibles.

El impacto en el resto del mundo

La respuesta global fue uniforme en su objetivo de evitar el traslado pleno al consumidor, pero muy distinta en los instrumentos. Por fuera de Latinoamérica, Economía y Energía relevó también la batería de medidas a las que apelaron Estados Unidos, China, Alemania y Reino Unido, entre otros países.  

Estados Unidos acordó liberar 172 millones de barriles de su Reserva Estratégica de Petróleo, suspendió por 60 días la Ley Jones —que obliga a que el transporte entre puertos del país se realice en buques de bandera estadounidense— para reducir costos logísticos, y flexibilizó regulaciones ambientales sobre las mezclas de naftas. Con todo, no escapó al shock: la nafta subió 46% y el gasoil 58% entre el 26 de febrero y el 27 de abril de este año.

En China, el aumento de la nafta en surtidores fue de 22%. El gigante asiático revisa sus precios minoristas cada diez días hábiles a través de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma. En el contexto actual, la agencia trasladó solo alrededor de la mitad del incremento que surgiría del mecanismo automático, absorbiendo el resto. Al mismo tiempo, instruyó a las principales petroleras nacionales a priorizar el abastecimiento interno, lo que redujo la oferta de refinados disponible para el resto de Asia.

Japón liberó reservas estatales y privadas, amplió por un año la generación a carbón ante las restricciones en el suministro de GNL, y aplicó subsidios a las petroleras para mantener el precio de las naftas en torno a US$1,07 por litro. El aumento fue de 10%.

En Alemania el aumento fue de 18%, a pesar de que redujo impuestos a naftas y gasoil por dos meses y limitó los aumentos en estaciones de servicio a una sola vez por día.

Reino Unido, con aumentos de 19% en surtidor, mantuvo el recorte del impuesto a los combustibles vigente desde 2022 y focalizó asistencia en hogares que usan derivados del petróleo para calefacción.

, Natalí Risso

HOUSTON (enviada especial) El líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, aseguró que “el desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional», en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC) en Houston.

Rucci se mostró junto a autoridades del gobierno de Neuquén y empresas petroleras y aseguró que su presencia estuvo vinculada con mostrar la importancia de Vaca Muerta en el contexto global y el rol de los trabajadores en los logros alcanzados.

“Es algo importante estar acá. Hemos logrado empezar a trabajar entre todos, respetándonos y entendiendo el crecimiento que está teniendo la industria”, sostuvo Rucci durante una entrevista brindada a EconoJournal desde el interior del stand que Argentina desplegó en el mítico NRG Center.

El dirigente sindical destacó en la OTC especialmente el rol de los trabajadores en el desarrollo de los no convencionales y planteó que el momento actual exige una coordinación más estrecha entre todos los actores del sector: “La participación de los trabajadores es fundamental en todo esto”, afirmó, y agregó que “si empujamos el carro entre todos va a ser más fácil cumplir este sueño que es Vaca Muerta para los argentinos y los neuquinos”.

La presencia de Rucci en Houston se dio además en un contexto en el que Neuquén buscó posicionarse como proveedor global de shale oil y avanzar en proyectos estratégicos como el desarrollo de gas natural licuado (GNL), que requerirán miles de nuevos trabajadores con mayores niveles de capacitación.

Migración hacia Vaca Muerta y el futuro de los trabajadores del convencional

En ese escenario, el sindicalista reconoció a este medio que existe preocupación por la creciente migración hacia la Cuenca Neuquina impulsada por los anuncios de inversión y expansión de las compañías petroleras. “Muchos llegan pensando que las oportunidades son ilimitadas y después encuentran otra realidad”, advirtió.

En este contexto, aseguró que la región cuenta con la mano de obra preparada para sostener el crecimiento que necesita Vaca Muerta y se mostró despreocupado por el futuro de los trabajadores de la actividad convencional, ya que afirmó que “podrán ser reubicados rápidamente”.

“El desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional”, argumentó.

Consultado sobre la situación de los trabajadores de las áreas de Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, donde YPF ya presentó un plan de abandono de 2.000 pozos Rucci afirmó que las empresas ya están reconvirtiendo al personal. Este proceso, que se convertirá en un leading case para Neuquén, demandará varios años para completar la remediación de los pasivos ambientales y el desmantelamiento de instalaciones y baterías.

“Los trabajadores petroleros no sobran. La industria tiene claro todo lo que puso la gente para llegar hasta acá”, sostuvo. En esa línea, planteó que el objetivo es garantizar previsibilidad laboral en una etapa de transformación acelerada del sector energético argentino. Además, señaló que eso incluirá acuerdos con los gobiernos de Neuquén y Río Negro para impulsar capacitaciones orientadas a preparar trabajadores frente a la nueva etapa de expansión de la industria. “Hay interés de las empresas, del gobierno y del sindicato para trabajar esto juntos”, concluyó.

, Laura Hevia

El CEO de Glencore Argentina, Martín Pérez de Solay, presentó la estrategia operativa de la compañía para el sector cuprífero en la Argentina, con un esquema que prioriza la reactivación de Alumbrera y el desarrollo secuencial de Pachón. Durante su presentación en la Exposición Internacional San Juan Minera, el directivo estableció como meta colocar ese cobre en el mercado hacia 2028 y como desafío sectorial planteó que «en 10 años queremos hacer el 40% de lo que Chile logró en 100”.

La hoja de ruta técnica de Glencore contempla la reapertura de la mina Alumbrera como un paso estratégico inicial. Según el ejecutivo, esta operación funcionará como una instancia productiva que permitirá reinsertar al país en el mercado global de metales básicos en el corto plazo. “Acabamos de anunciar el objetivo de reiniciar Alumbrera, queremos poner cobre argentino en el mercado en 2028”, precisó Pérez de Solay respecto a los plazos estimados.

El plan utiliza la infraestructura existente en Alumbrera para facilitar la transición hacia proyectos de mayor escala, como Agua Rica y, posteriormente, Pachón. El directivo enfatizó, en el encuentro sectorial organizado por Panorama Minero, la importancia de un crecimiento estructurado y el diálogo permanente con las autoridades para garantizar la viabilidad de las inversiones. “Tomamos la decisión hace un año de ir por todo y armar un programa de crecimiento ordenado”, señaló.

Respecto a Pachón, el ejecutivo brindó detalles sobre la magnitud del reservorio y su longevidad operativa, proyectando una actividad que superaría las siete décadas. “Es un proyecto que se va a desarrollar a su máxima capacidad”, afirmó sobre el yacimiento, que cuenta con reservas de seis millones de toneladas de cobre. La primera fase de procesamiento alcanzaría las 185.000 toneladas diarias de mineral.

La flexibilidad del desarrollo permite, de acuerdo con la visión de la empresa, adaptar la producción a las condiciones del mercado de manera constante. “Nadie planea una mina a 70 años”, observó el directivo, al tiempo que remarcó que las sucesivas etapas de expansión aseguran la rentabilidad del activo. Al respecto, añadió: “Siempre es viable poner producción. Esa es la belleza de este proyecto”.

Preocupación por el empleo y la infraestructura

En el ámbito social, Pérez de Solay identificó al empleo como una de las demandas principales de las comunidades locales ante la falta histórica de desembolsos de capital. “Hay en la Argentina una gran preocupación por el trabajo, apoyada en muchos años en los que no ha habido inversión. La minería se proyecta como un sector que puede generar empleo”, explicó el CEO en el encuentro sectorial.

La gestión del recurso hídrico fue otro de los ejes centrales, donde se planteó la necesidad de aplicar tecnología para optimizar el consumo en zonas con estrés hídrico. El ejecutivo propuso el diseño de estrategias de compensación entre regiones para mitigar el impacto ambiental. “Tenemos que empezar a pensar de manera inteligente”, subrayó respecto a la eficiencia técnica necesaria en los procesos industriales.

En relación con la infraestructura, la postura de la compañía es que las mineras no deben actuar como financistas directos de las obras civiles, debido a la disparidad en los retornos de inversión. “Los retornos de la infraestructura son más bajos que los de la minería. Usar capital con riesgo minero en infraestructura es mal uso del capital”, argumentó, sugiriendo que las empresas deben aportar la demanda contractual para que especialistas ejecuten las obras.

Pérez de Solay concluyó que la especialización técnica es clave para la competitividad del sector y que la responsabilidad de las operadoras debe centrarse en su núcleo de negocio. “Nosotros nos especializamos en lo que sabemos hacer”, sentenció, diferenciando el rol de las mineras frente a los desarrolladores de infraestructura básica y logística.

Finalmente, el directivo reconoció la magnitud de los objetivos planteados para la próxima década, aunque destacó un cambio de tendencia en las condiciones para la inversión minera en la Argentina. “Me asusta el tamaño de las cifras que tenemos por delante”, admitió, pero cerró su intervención con una perspectiva favorable sobre el escenario actual: “Todo lo que tenemos que hacer para que pase está pasando. Esta vez es distinto”.

, Ignacio Ortiz