El presidente de la Nación, Javier Milei, y el ministro de Economía, Luis Caputo, disertarán en la 11° edición del Latam Economic Forum en la sede porteña de Parque Norte sobre la realidad y los desafíos de la Argentina, a un año y medio de haber asumido el Gobierno. El tradicional evento con foco en economía y finanzas, organizado por la consultora Research for Traders bajo la consigna “Dónde estamos, hacia dónde vamos”, se llevará a cabo el jueves 8 de mayo por la mañana y contará con la presencia de más de mil asistentes y los empresarios más importantes del país.

Los funcionarios abordarán los principales desafíos económicos y políticos del país, en un escenario que combinará exposiciones técnicas, análisis coyunturales y perspectivas sobre la marcha del plan de reformas.

La jornada

La apertura del evento estará a cargo de Caputo, y luego habrá un panel de especialistas integrado por el economista y diputado nacional de Juntos por el Cambio por Santa Fe Luciano Laspina; el economista, fundador y CEO de Carta Financiera, Miguel Ángel Boggiano; el analista político y director de Poliarquía Consultores, Alejandro Catterberg; y el politólogo y especialista en Relaciones Internacionales, Fabián Calle. La moderación estará a cargo del presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki, y el especialista en mercados de capitales y director de Research for Traders, Darío Epstein.

El Latam Economic Forum, que cerrará con la presencia del presidente Javier Milei, fue creado hace más de una década por Darío Epstein “con el fin de generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad y principalmente como vehículo para lograr impacto social a través de lo recaudado en cada edición. Tanto el equipo de Research for Traders como todos los oradores participan de manera ad honorem”, aseguran.

El evento es a beneficio y las entradas, que funcionan como bono colaboración se pueden adquirir online con un costo de $100.000. 

Lo recaudado en el evento se destina al financiamiento de dos proyectos sociales. Se trata de Fundación Jabad, que desde 1989 brinda ayuda social a la población más vulnerable de la Comunidad Judía Argentina, y la Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, una organización sin fines de lucro que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del hospital.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el Co-fundador y CEO de Globant (empresa de ingeniería de software y tecnología de la información), Martín Migoya, firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU) para transformar el área de Supply Chain de la petrolera bajo control estatal.  YPF administra una cartera de 5.000 proveedores aproximadamente y consume más de 100.000 productos o servicios, por lo que esta área resulta estratégica para el funcionamiento de la empresa y la búsqueda de la eficiencia, según indicaron desde la firma.

Marín aseguró que “esta alianza contribuye con el trabajo que estamos haciendo en YPF para ser cada vez más eficientes. Nosotros competimos con los principales jugadores del mundo y los proveedores juegan un rol clave en nuestra competitividad. Confiamos en que el conocimiento de Globant nos ayude a sumar herramientas para gestionar mejor toda la cadena de valor de YPF”.

«Pensar proyectos para YPF siempre es motivo de alegría y un desafío. Fundada hace más de 100 años, la petrolera fue pionera en mostrarle al mundo lo que los argentinos somos capaces de hacer. Que hoy ellos confíen en Globant para analizar juntos cómo podemos modernizar sus procesos incorporando inteligencia artificial producida en la Argentina, me llena de orgullo», destacó Migoya.

El acuerdo

Esta nueva alianza permitirá utilizar el conocimiento y la capacidad de Globant en Inteligencia Artificial y agéntica basada en IA para generar un modelo operativo innovador y articulado que aprenda y evolucione incrementalmente, y que sea capaz de tomar decisiones complejas utilizando algoritmos supervisados por expertos. También que asegure el cumplimiento de las políticas y normas internas de la organización. “Estas herramientas reducen fricciones operativas, mejoran la eficiencia y escalan capacidades a lo largo de toda la cadena de suministro”, remarcaron desde las empresas.

Además, desde YPF indicaron que “esta alianza potencia el trabajo que lleva adelante la empresa con el Plan 4×4 que busca mejorar la eficiencia de todas sus operaciones para posicionar a la compañía como una compañía competitiva a nivel mundial y que contribuya con el objetivo de generar exportaciones por 30.000 millones de dólares en 2030”.

Uso de Inteligencia Artificial

La petrolera de bandera ya ha implementado el uso de la IA para lograr una optimización y mejora en sus operaciones. Esto es así ya que el año pasado la empresa inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC), un nuevo centro de monitoreo remoto que permite controlar la actividad de los pozos que la compañía tiene en Vaca Muerta, desde la torre ubicada en Puerto Madero.

Se trata de una sala que tiene como objetivo aumentar la productividad en la formación no convencional y evitar fallas mediante el uso de la Inteligencia Artificial y el monitoreo en tiempo real.

Para llevar adelante los trabajos, YPF aplica tecnología y física. Desde este centro se miden más de 100 variables diferentes y en ese proceso se involucra la IA que permite optimizar tiempos y tomar la mejor decisión en tiempo real. Gracias a esta tecnología desde la empresa pueden gestionar de forma retoma la perforación y fractura de pozos en Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional oficializó este miércoles el resultado de las revisiones quinquenales tarifarias de electricidad y gas natural e informó que las facturas aumentarán en mayo 2,4% en promedio en el caso de la luz y 2,52% en el gas.

A Edenor se le otorgó un aumento real de 14,35% en sus márgenes de distribución y a Edesur de 15,69% para el período que va del 1ro. de mayo hasta el 30 de abril de 2030, pero en mayo solo podrán aplicar un 3% y el resto deberán prorratearlo en 30 cuotas mensuales de 0,36% para minimizar el impacto sobre la inflación. Eso se combinó con la actualización del precio mayorista de la energía y el impacto en la factura final de mayo es solo de 2,4%.

Una lógica similar se implementó en el caso del gas natural donde el porcentaje de aumento varía en cada distribuidora y se aplicará en 31 cuotas mensuales.

El incremento que les otorgan a distribuidoras y transportistas de electricidad y gas natural es en términos reales. A esas cifras habrá que sumarle todos los meses un ajuste adicional que dé cuenta de la evolución de los precios. Las resoluciones prevén la incorporación de una fórmula automática de actualización, que contempla al Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y al Índice de Precios al Consumidor (IPC), para preservar así el valor real de las tarifas.

Estas decisiones que se aguardaban para el 1 de abril pero por la complejidad técnica de la revisión el Ministerio de Economí a través de la Secretaría de Energía postergó un mes, fueron publicadas mediante las Resoluciones 303 y 304 del ENRE aplicables a las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur -las únicas que quedan bajo regulación nacional- y las resoluciones 255 a 267 del Enargas para cada una de las compañías del sistema de transporte y distribución de gas natural por redes. El Gobierno destacó que estas medidas “otorgan un marco de previsión tanto para consumidores, como para las empresas, sobre la trayectoria que seguirán las tarifas en los próximos 5 años”.

Fundamentos

En ese mismo sentido, fundamento que la revisión “devuelve certidumbre y estabilidad a un sector clave para el crecimiento del país y establece un esquema tarifario basado en costos reales, exige inversiones obligatorias y fija estándares de calidad verificables, fortaleciendo el compromiso con la transparencia y la eficiencia”.

La publicación de hoy del proceso de normalización tarifaria da cierre a lo dispuesto en el Decreto 55, del 16 de diciembre de 2023 -en el cual se declaró la emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2024-, que determinaba el inicio de la revisión tarifaria conforme al artículo 43 de la Ley 24.065. La entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podría exceder del 31 de diciembre de 2024, pero al prorrogarse la emergencia se estableció como nueva fecha límite el 9 de julio de 2025.

En el caso del segmento eléctrico, el Ministerio de Economía a cargo de Luis Caputo, instruyó a la Secretaría de Energía a comuncarle al ENRE que no contemple en el proceso de RQT correspondiente a los segmentos de transporte y distribución, los diferimientos oportunamente determinados y que abarcaron el período mayo 2024 a abril 2025. En ese sentido se señaló que la decisión se adopta con el objetivo de “consolidar el proceso de desinflación verificado a la fecha, sin desconocer la imperiosa necesidad de sincerar los reales costos de los servicios públicos energéticos”, por lo que remitió “al Poder Concedente a resolver tales diferimientos por tratarse de cuestiones vinculadas al ámbito de dicha relación jurídica, sin que ello importe reconocimiento alguno respecto de la pertinencia de los derechos que pudieran invocar las empresas licenciatarias y concesionarios”.

El Gobierno también argumentó que “la recomposición tarifaria gradual debe aplicar criterios de gradualidad en la fijación de las tarifas que deberán abonar los usuarios, como aplicación del criterio de razonabilidad en el diseño de tarifas, respetando la proporcionalidad y permitiendo que éstas puedan ser afrontadas por los usuarios de manera previsible y en condiciones de regularidad; como así también aplicar criterios de transparencia que otorguen certeza a la determinación tarifaria regulada”. Otro aspecto abordado fue el “adecuado control de las inversiones, entendiendo que constituye un incentivo a las distribuidoras para ejecutar las obras que permitan una mejora en la calidad de la prestación del servicio público”.

, Ignacio Ortiz

Las tarifas de gas natural aumentaron en el primer semestre del año pasado entre 400% y 745% según el segmento de ingresos, muy por encima de la inflación del período, y luego han venido acompañando la suba de precios promedio de la economía. Pese a ello, el porcentaje de morosidad pasó de 3,49% en diciembre de 2023 a 3,07% en marzo pasado, uno de los niveles más bajo de los últimos años, según cifras de la Asociación de Distribuidores de Gas. Algo similar ocurrió en electricidad donde la morosidad se mantuvo entre el 4% y 5% pese a las subas, según informaron a EconoJournal desde la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina.

El segmento que sufrió los mayores aumentos de tarifas fue el Nivel 2, donde se concentran los usuarios de menores recursos, sin que eso haya impactado en los niveles de cobrabilidad. En junio del año pasado la suba promedio interanual para este grupo llegó al 745% en gas natural y 465% en electricidad, contra una inflación que promedió 271,5% en esos mismos 12 meses. Además, a ese segmento, que tenía subsidiado todo su consumo eléctrico, se le puso un tope de 350 kWh/mes. La suba porcentual de tarifas fue más alta para los N2 porque eran los que venían pagando menos en términos absolutos, ya que los hogares N1 habían comenzado a abonar tarifas más altas desde que se puso en marcha la segmentación durante el gobierno de Alberto Fernández.

La quita de subsidios se aceleró en los últimos meses, pero eso tampoco hizo crecer la morosidad. En el último informe elevado por la Jefatura de Gabinete al Congreso se detalla que entre julio de 2024 y abril de 2025 la cantidad de usuarios N2 cayó en gas natural de 3.538.866 a 3.109.706 (-12,2%) y en electricidad de 8.382.271 a 6.244.657 (-25,5%). La mayoría de esos usuarios pasaron a ser N1, con tarifas sustancialmente más altas, ya que en gas ese grupo trepó en el mismo período de 3.689.640 a 4.147.846 de hogares (+12,4%) y en electricidad de 5.035.352 a 6.918.821 de hogares (+37,4%).

Por qué siguen pagando

EconoJournal conversó con fuentes de las distribuidoras para ver por qué los índices de cobrabilidad no solo no empeoraron, sino que mejoraron durante el último año y medio. No hay una explicación clara, aunque desde las empresas explicitaron una serie de hipótesis.

Una de las explicaciones que formulan es que la morosidad no aumentó porque, pese a las fuertes subas porcentuales, las tarifas no son caras comparadas con otros gastos de la economía. “Una factura media teórica de gas natural promedio anual en enero de 2024 era de 4700 pesos y hoy está en 26.000 pesos, es un incremento de 500%, pero comparada con otros gastos es una factura absolutamente pagable”, señaló una de las fuentes consultadas.

Que la factura no sea tan cara comparada con otros servicios, como puede ser la televisión por cable, puede explicar porqué la morosidad no aumentó, pero no permite entender porqué esa morosidad cayó, por ejemplo, con respecto a diciembre de 2022, cuando en términos reales era más baja y el porcentaje de los que no pagaban se ubicaba en el caso del gas en el 4,76%. “El problema es que en ese momento veníamos de la pandemia cuando la morosidad subió mucho, tanto por el impacto que provocó en el poder adquisitivo de los usuarios como por las restricciones que se les fijaron a las empresas al momento de aplicar cortes en el servicio. Efectivamente, en diciembre de 2022 el porcentaje de morosidad era del 4,76%, pero porque veníamos de una morosidad de 8,87% en diciembre de 2020”, remarcó la misma fuente.

En las empresas reconocen que la pandemia fue sin duda un punto de inflexión en materia de morosidad. De hecho, desde una de las distribuidoras destacaron a EconoJournal que la gestión de todo lo que refiere a la cobranza se fue perfeccionando luego de la pandemia con el envío de sucesivos avisos personalizados a los usuarios, ya sea por mail o por Whatsapp.

Desde otra de las distribuidoras remarcaron también que como los montos de las facturas ahora son más altos, probablemente muchos usuarios tratan de no atrasarse para que no se les genere una bola de nieve que sí se convierta en algo impagable: “La verdad es que estamos bastante despistados sobre cuáles pueden llegar a ser las causas de la baja de morosidad, pero quizás tenga que ver con que, si antes pagabas unos 5000 pesos por mes a valores de ahora, si te atrasabas dos o tres meses después pagabas todo junto y no era un gran problema. Ahora, en cambio, si venís pagando 30 mil pesos por mes, si dejás de pagar tres meses ya son 100 mil pesos”.

, Fernando Krakowiak

El Sindicato de Camioneros de Río Negro, liderado por Gustavo Sol, junto a algunas empresas transportistas de esa provincia firmaron un acuerdo para el dictado de capacitaciones a choferes de camiones a través de un aporte sindical. Desde la industria alertan que el convenio -que contiene similitudes con el denominado “carnet Moyano” eliminado el año pasado por el Ministerio de Desrregulación- podría encarecer el costo del transporte y ocasionar que otras provincias como Neuquén busquen implementarlo.

A través de un documento al que tuvo acceso EconoJournal, Camioneros rubricó un acuerdo con la Secretaría de Trabajo de Río Negro, autoridades de la Universidad de Río Negro (UNRN) y las empresas transportistas Gabino Correa, Peduzzi, Arceo, Pedrolga, TSB, Hernández y Grupo Horizonte. En el mismo se establece que las partes se comprometen a promover el desarrollo “de actividades de cooperación académica, científica, tecnológica y cultural para beneficio de la comunidad y en particular de los trabajadores” camioneros.

El convenio remarca que apuntan a generar un “beneficio del mercado laboral” permitiendo la inserción en la actividad del transporte, específicamente en la industria petrolera, aportando “mano de obra calificada y la oportunidad de salida laboral para quienes se capaciten”. Para esto, se establece que los choferes de camiones participarán de un curso teórico-práctico que les permitirá adquirir habilidades en la seguridad vial, conocimiento sobre señales y leyes viales y sobre las cargas transportadas. El teórico incluye un taller de 70 horas que será dictado por la UNRN, mientras que el práctico de 40 horas estaría cargo del mismo sindicato.

A cambio, las empresas deben aportar $2.000.000 que se abonan en dos cuotas con vencimiento el 30 de abril y 30 de mayo, a depositar en una cuenta bancaria del sindicato.

Carnet «Moyano»

Especialistas en legislación laboral precisaron a EconoJournal que el convenio presenta algunas similitudes con la derogada Licencia Nacional de Transporte Interjurisdiccional (LINTI), conocida como “carnet Moyano” cuya obligatoriedad fue eliminada en septiembre del 2024 por el Ministerio de Desregulación que está a cargo de Federico Sturzenegger. Sin embargo, a diferencia de éste, sostienen que el rionegrino no tendría ninguna validez legal ni probaría efectivamente la capacidad y conocimientos de los camioneros.

El registro del LINTI incluía una seria de evaluaciones médicas y de idoneidad que permitía evaluar las habilidades y conocimientos de los choferes. En su momento se lo denominó «registro Moyano» ya que los exámenes médicos eran realizados en clínicas asociadas al Sindicato de Camioneros. Una vez evaluados, el LINTI permitía a los camioneros obtener una licencia que se complementaba con la de conducir.

La cartera de Sturzenegger decidió eliminar su obligatoriedad aduciendo que liberaba a las empresas de un trámite burocrático engorroso, aunque la Federación Argentina de Entidades Empresarias del Autotransporte de Cargas se opuso y dijo que en los países de Europa se suele implementar un registro similar para probar la idoneidad de los transportistas.

Regionalización

«Esta nueva propuesta parece tener más un fin recaudatario que otra cosa”, opinó un especialista del sector que criticó que el acuerdo hecho desde la rama rionegrina de Camioneros «no registra ninguna obligatoriedad, no es requisito para ningún registro, no habilita a manejar, pero implica que las empresas paguen y podría sentar un antecedente peligroso con el agravante de que se traslade a Neuquén”.

Por otro lado, señalaron que el convenio firmado por las siete empresas locales las obliga a hacer las transferencias financieras en las cuentas del mismo sindicato lo cual siembra un margen de duda acerca de su efectiva aplicación en los cursos que menciona.

De esta manera, aducen que implicaría un encarecimiento en los costos de las empresas transportistas al sumar un costo por cada empleado. Por otro lado, tampoco reglamenta cómo se cubrirían las ausencias de los trabajadores que participen en esos cursos. “Frente al desfinanciamiento del sindicato encontraron esta salida que conlleva el riesgo de regionalizarse”, afirmaron.

, Laura Hevia

Pampa Energía realizó su primera exportación de gas natural a Brasil equivalente a 110.000 metros cúbicos. El envío fue posible a partir de un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener y la asistencia de la consultora local Giga.

“Este logro es el resultado del trabajo sostenido que venimos realizando en los últimos años. Exportar gas a nuestros países limítrofes nos posiciona como un actor relevante en la región y refuerza nuestro compromiso de transformar los recursos de Vaca Muerta en valor para el país”, aseguró Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de E&P de Pampa.

Exportación

Para este envío se utilizó la infraestructura de transporte que conecta Argentina, Bolivia y Brasil. “Esta operación marca el inicio de una estrategia que busca consolidar múltiples exportaciones de gas durante 2025, para ampliar la presencia del gas argentino en las distintas regiones de América Latina”, remarcaron desde la compañía a través de un comunicado.

En la actualidad, la firma cuenta con dos acuerdos vigentes de exportación de gas natural con clientes de Brasil, por un volumen total de dos millones de metros cúbicos por día. Es por esto que aseguraron: “Con estos avances, la compañía refuerza su compromiso de convertirse en uno de los principales proveedores de gas de la región”.

Producción de gas

Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos a través de sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata. Durante el pico invernal de 2024, la producción alcanzó los 17 millones de metros cúbicos, lo que le permitió incrementar su participación en el mercado interno y avanzar en nuevas oportunidades de exportación.

La posibilidad de exportar a Brasil surgió mediante un acuerdo con Tradener, la primera comercializadora de energía de Brasil. Desde 2022, también la compañía actúa en la importación de gas natural desde Bolivia y cuenta con reservas propias, operando como productora y comercializadora de gas, lo que amplía su relevancia estratégica en el mercado nacional.

“En el ámbito internacional, la empresa es una referencia en la exportación de energía eléctrica a países vecinos, con operaciones regulares hacia Uruguay y Argentina desde 2006”, informaron desde Pampa. Además, posee activos propios de generación de energía distribuidos en siete estados brasileños, con parques eólicos, pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y una termoeléctrica, totalizando 172 MW en operación.

A través de este envío, Pampa Energía se sumó a las compañías que están exportando el recurso de Vaca Muerta hacia los países vecinos para lograr la integración regional, tal como sucedió con TotalEnergies, Tecpetrol y Pluspetrol.

, Redaccion EconoJournal

El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, afirmó este martes que más allá de la voluntad política de los gobiernos de la Argentina y Brasil de avanzar con las exportaciones del gas natural de Vaca Muerta, lo que se necesita es conformar una demanda en firme de largo plazo y durante todo el año que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la existente. Sin ese compromiso de parte de los actores privados del vecino país, no habrá muchas alternativas a seguir con exportaciones de gas en pequeños volúmenes e interrumpibles, tal como se concretaron en las últimas semanas.

Al participar del seminario de Petróleo y Gas en el marco de la 12º Edición de Expo EFI, González reseñó que el gobierno de Javier Milei firmó con su par de Brasil en octubre del año pasado un Memorando de Entendimiento en el que se expresa que “claramente hay voluntad política avanzar en las exportaciones de gas desde la Argentina, pero al final lo que se necesita es una demanda en firme de Brasil”. En su opinión un esquema de exportación sólido para el país “necesita de 10 a 15 millones de metros cúbicos de demanda diarios (MMm3/día) en firme en largo plazo todo el año, tal que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la infraestructura existente”.

“Sin esa demanda en firme -consideró González- lo que se va a seguir viendo es esto que se dio ahora: volúmenes interrumpibles, pequeños, que van a ir creciendo sin ninguna duda y sobre todo en el verano, pero que no llega a significar un cambio de paradigma. Si eso si ese es el caso”. Por el contrario el cambio de paradigma es en palabras del ex CEO de YPF, lograr “una demanda sustancial que permita la construcción de nuevo gasoducto o la expansión del sistema actual con la reversión ya realizada al Gasoducto del Norte, lo que permite reemplazar el gas del Norte Argentino y el proveniente de Bolivia, y eventualmente tener mayor disponibilidad para generación térmica”.

Sin embargo, esa reversión que actualmente permite transportar a las provincias del norte unos 15 MMm3/d desde Vaca Muerta, los que se podrán incrementar a 19 MMm3/d cuando en los próximos meses se pongan en operación las obras de reversión de cuatro de las plantas compresoras sobre el ducto, no hace posible aún la exportación más allá de los meses de menor demanda, ni mucho menos de volúmenes significativos en firme. Para lograr ese objetivo en la industria se resalta que harán falta nuevas obras de infraestructura de evacuación que permitan en hasta 20 MMM3/d el flujo hacia el norte para cubrir demanda industrial y de generación local insatisfecha y contar con excedentes exportables.

“En Argentina hay compañías de transporte, productores que no van a tener ninguna duda en hacer la inversión en la medida que la demanda esté asegurada. Hoy no hemos visto esa demanda en firme de Brasil”, aseveró González. En las últimas semanas, las productoras TotalEnergies, Pluspetrol y Tecpetrol concretaron las primeras exportaciones de shale gas proveniente de la Cuenca Neuquina hacia Brasil, utilizando el sistema de gasoductos con capacidad ociosa de Bolivia, en operaciones de 1 a 1,5 MMm3/d que fueron denominadas de prueba y que demandó un entendimiento con los off takers brasileños pero también con las autoridades bolivianas cuyo sistema es intermediario.

A mediados de noviembre, el ministro de Economía, Luis Caputo, firmó con su par Alexandre Silveira en la cartera de Minas y Energía (MME) un MOU para posibilitar la exportación de gas natural argentino a Brasil que, entre otros avances, creó un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para facilitar el suministro de gas natural argentino, en particular el de Vaca Muerta. Entre las medidas acordadas se destaca el estudio de la viabilidad económica de las rutas logísticas, considerando la posible ampliación de la infraestructura existente en ambos países, mediante el cual se estima que la factibilidad de mover 2 millones de metros cúbicos diarios en el corto plazo, aumentando en los próximos 3 años a 10 millones, hasta llegar a 30 millones en 2030.

El funcionario de la cartera económica, en otro tramo de la charla, también se refirió al proceso de desinversión de algunas compañías internacionales de sus activos en Vaca Muerta, en algunos casos con casi una década de presencia en la formación, a lo que atribuyó más a una dinámica habitual en las grande soperadoras a nivel mundial, que a las condiciones de la economía local que se ofrecen más atractivas para los inversores.

“Es una dinámica propia de petróleo y gas en todo el mundo. En la mayoría de los casos estamos hablando de decisiones estratégicas de alocar capital en otro lado y que no tiene nada que ver con Argentina” -afirmó el secretario. Puede haber algún caso de alguna compañía que se haya sentido rehén durante tantos años del cepo y ahora dijo tengo una oportunidad y salgo. Pero la gran mayoría han decidido focalizar sus inversiones en otro lado y no en Argentina”, en referencia, por ejemplo, a las ventas de bloques que llevaron adelante la estadounidense ExxonMobil o la malaya Petronas.

A pesar de ese movimiento de carteras que en parte está siendo aprovechado por compañías locales, González también consideró que el fenómeno está reflejando una acelerada valorización de los activos en el no convencional neuquino. “Todas las empresas que están acá (en Vaca Muerta) están viendo cómo se multiplicaron por tres el acreaje, con lo cual es una oportunidad evidentemente de salir para aquellos que han estado atrapados tanto tiempo, pero no es para nada una tendencia ni un reflejo de que no les gusten las condiciones. Todo lo contrario, cada vez que hay alguien que levanta la mano a ver si puede salir, hay una fila larga de los que quieren invertir”.

En el diálogo, el Coordinador de Energía y Minería también ratificó que a partir del 1 de mayo rige el nuevo esquema de tarifas para el servicio de gasa y electricidad, tras haberse concretado la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para todas las licenciatarias de distribución y transporte de gas y para las dos licenciatarias de distribución eléctrica que controla el Gobierno nacional y para toda la transmisión eléctrica. “Es una extraordinaria noticia que todas estas compañías tengan visibilidad por los próximos cinco años de cuáles son sus tarifas, las que van a ser ajustadas mensualmente por inflación o la combinación de precios mayoristas y IPC”, arengó González.

Y tal como vienen señalando Econojournal, ratificó que inicialmente lo que van a tener esas empresas es “un aumento de tarifa pequeño en línea con el que viene teniendo hace 15 meses, con lo cual no va a haber un salto en el primer mes. Aquellas licenciatarias a las cuales les corresponde un aumento de tarifa mayor que el que estamos en condiciones de conceder el primer mes, después del trabajo técnico que han hecho el ENRE y el Enargas, ese resto lo vamos a trasladar a tarifas en cuotas más la inflación de ese mes”, en un esquema que saldrá detallado en el Boletín Oficial mañana miércoles o el próximo lunes.

No obstante, anticipó: “El aumento de tarifa al consumidor, que es una mezcla del valor de distribución del valor de transporte y del costo de la energía va a estar en línea con los aumentos que venimos viendo en los últimos meses, con lo cual va a estar abajo del tres acerca de dos y medio que de tres”.

González, en ese sentido, reafirmó dos cuestiones, la primera que el Gobierno no le va a afectar negativamente su ecuación económica a ninguna de las empresas, porque lo que va en cuotas respeta el valor presente de lo que se le debería a las compañías, porque el aumento tarifario que corresponde es mayor que el que podemos dar. Pero a la vez es considerado una manera de acompañar al usuario final, que ha hecho un esfuerzo en el año 2024 y ha visto sus tarifas subir en forma muy importante. Esas cuotas que reconocerá el gobierno, o “cuotitas” como definió el secretario, observarán los mismos plazos para todas las empresas, pero no se hará diferencia entre compañías dentro del segmento de distribución o de transporte.

, Ignacio Ortiz

YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, anunció a primera hora de este martes una baja del 4% promedio en el precio de las naftas y gasoil que estará efectiva a partir del jueves de esta semana. A través de un comunicado, la petrolera bajo control estatal explicó que la medida obedece a la caída del Brent, la principal cotización del petróleo a nivel internacional, que en la actualidad se ubica en la banda de los 65 dólares; un 8% menos que a fines de marzo.

La retracción de los precios en las estaciones de servicio de YPF —que seguramente será espejada en las próximas horas por Raízen, Axion Energy y Puma, el resto de las grandes refinadoras— se explica, sin embargo, por una decisión del Ministerio de Economía que funcionó como condición necesaria.

En el Palacio de Hacienda decidieron, a contramano de la alternativa en la que venían trabajando funcionarios del área energética, congelar el valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono, que debería actualizarse trimestralmente este jueves 1º de mayo, dado que acumulan un importante atraso heredado de la administración de Alberto Fernández.

Algunos técnicos del área energética creían conveniente aprovechar la caída del precio internacional del crudo para recomponer en términos reales el valor de los dos impuestos que gravan la venta de combustible. Sin embargo, en Economía priorizaron la batalla contra la inflación, por lo que optaron por impulsar una baja de los precios en surtidor para contener las expectativas inflacionarias tras la flexibilización del cepo cambiario, que se tradujo en un aumento de la cotización del tipo de cambio oficial.

Impuestos

Previo a la baja del precio anunciada por YPF, se esperaba que el gobierno aproveche la caída de la cotización del barril Brent para recuperar -al menos una parte- el atraso impositivo en los surtidores. En la nafta súper el atraso en impuestos es de casi 200 pesos por litro y es un poco menos en el caso del gasoil.

En los hechos, si el gobierno hubiera decidido recuperar todo el atraso impositivo la suba en los surtidores debería haber sido de alrededor del 15%. Nadie en Energía estaba pensando en un ajuste de esa magnitud, pero querían aprovechar la baja internacional del crudo para reducir ese atraso, algo que finalmente el Ministerio de Economía decidió no convalidar para tratar de forzar una desaceleración de la inflación.

, Redaccion EconoJournal

El servicio eléctrico fue restablecido casi por completo en la madrugada europea del martes en España y Portugal, luego de un apagón sin precedentes en la península Ibérica. Ya superada la crisis, el gobierno que encabeza el presidente Pedro Sánchez y Red Eléctrica, la compañía operadora de la red española, están poniendo el foco en investigar cuáles fueron las causas que desataron el colapso eléctrico.

Las miradas se posan principalmente sobre el mix de generación eléctrica al momento del inicio del evento, sobre las 12:30 del lunes. Un corte repentino en el suministro eléctrico provocó una caída equivalente al 60% de la demanda en España en apenas cinco segundos, dando paso al instante a un colapso total del servicio. El evento obligó a ejecutar un arranque en negro que demoró unas 12 horas en reponer el servicio al 99% de la demanda española.

Red Eléctrica este martes descartó las hipótesis de un ciberataque y de algún evento meteorológico que afectara a la generación y/o sistema de transmisión . Si bien se indicó que continúan las investigaciones sobre el origen del incidente, la compañía aportó un nuevo dato: dos episodios de desconexión de generación eléctrica en el suroeste de la península.

Mix de generación

Una primera pista sobre el incidente la aportó el lunes Red Eléctrica al señalar que, a las 12:33 horas y durante cinco segundos, «desaparecieron súbitamente» 15 GW de generación eléctrica. Este martes se agregaron algunos datos nuevos sobre el comportamiento del mix de generación en esos segundos críticos.

El director de Servicios para la Operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto, remarcó que el sistema se encontraba en condiciones normales a las 12:33 horas, cuando en ese momento, se registró un primer evento que afectó la generación eléctrica en el suroeste del país.

El impacto de la caída de generación logró ser contenido y absorbido por el sistema. Sin embargo, apenas un segundo y medio después, se produjo un segundo evento similar que complicó la situación. Esta nueva pérdida de generación superó la capacidad de respuesta del sistema eléctrico, provocando oscilaciones severas en los flujos de potencia, la desconexión de las interconexiones con Francia y el aislamiento del sistema eléctrico español del resto de Europa.

Prieto explicó que los dos incidentes de pérdida de generación de energía se registraron en el suroeste de España, probablemente provenientes de plantas solares fotovoltaicas.

La repentina caída de la generación en España también impactó en la frecuencia de red. La frecuencia nominal de las redes interconectadas en la Unión Europea es de 50.00 Hz. Los incidentes en España llevaron a una caída de 0,15 Hz en la frecuencia nominal en el resto de Europa (excluyendo Gran Bretaña y los países nórdicos), según datos de Grid Radar. La operadora de red en Francia, RTE, respondió a esta caída desconectando automáticamente a la península Ibérica del resto de las redes europeas para restablecer la frecuencia.

Inercia en la red

El mix de generación al momento del colapso del sistema también esta siendo observado por otro motivo: la fuerte participación de energías renovables, fundamentalmente solar fotovoltaica. Una hipótesis barajada por especialistas de la industria es que faltaban recursos de generación que provean inercia en la red para evitar el colapso total.

En las redes eléctricas, algunas fuentes de generación como las centrales a gas natural o nucleares son capaces de proveer inercia a la red, ya que cuentan con turbinas con grandes motores en rotación que acumulan inercia y energía cinética.

Dicha inercia puede actuar durante unos segundos como amortiguadora del sistema cuando un repentino descalce entre la oferta y la demanda de electricidad llevan la frecuencia de la red peligrosamente cerca o por debajo del límite inferior de operación segura. Por ejemplo, la inercia compra tiempo al sistema para recortar demanda, de forma tal de volver a equilibrar la frecuencia de la red y evitar un colapso general que obligue a realizar un arranque en negro, el escenario menos deseado.

Los operadores de transmisión eléctrica en Europa vienen señalando que el aumento de la participación de las energías renovables variables y la disminución de la generación térmica tienen implicaciones para la fiabilidad y la resiliencia. La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E) viene trabajando la temática a través del Proyecto Inercia.

“La reducción de la inercia del sistema es una consecuencia natural del menor número de masas rotatorias de generadores síncronos conectadas directamente a la red. El soporte de estabilidad que tradicionalmente proporcionaban estos generadores… ya no estará disponible en un sistema dominado casi exclusivamente por energías renovables. Esto expondrá al sistema eléctrico al riesgo de no poder soportar eventos fuera de rango, como las divisiones del sistema, que antes eran gestionables”, informó Proyecto Inercia en su última actualización en enero de este año.

Al momento del colapso del sistema, el mix de generación en España registraba una participación de 72% de renovables, con un 60% de solar fotovoltaica (17.657 MW) y un 12% de eólica (3499 MW). En el sistema habían menos de 1000 MW a gas y 3499 MW nuclares en operación.

, Nicolás Deza

La provincia de Neuquén adhirió al International Methane Emissions Observator (IMEO), un programa de las Naciones Unidas que permite detectar grandes fugas de metano en el sector hidrocarburífero. La iniciativa habilita al Ministerio de Energía a dar una respuesta rápida cuando se detecten emisiones superiores a los 500 kilogramos hora (kg/h).

El metano es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el dióxido de carbono (CO₂) en el corto plazo y, aunque permanece menos tiempo en la atmósfera que el CO₂, su impacto en el calentamiento global inmediato es enorme. La industria de petróleo y gas es una de las fuentes principales de emisiones de metano por fugas, venteos y operaciones de mantenimiento. Además del riesgo ambiental, la concentración excesiva de metano supone un riesgo para la seguridad porque es altamente inflamable.

El observatorio forma parte del Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS), impulsado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA). Neuquén se incorporó como punto focal a través de la Subsecretaría de Cambio Climático y, de esta forma, puede recibir los reportes que contienen las emisiones detectadas.

“Esto quiere decir que ya se monitorean grandes emisiones en el sector hidrocarburífero a través de satélites, como se hace en otras partes del mundo, y luego se hace un procesamiento de datos con lo que recopilan través de la Inteligencia Artificial, para que sea lo mas rápido posible”, explicó a EconoJournal Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén.

El sistema puede detectar aquellas emisiones superiores a los 500 kg/h que en Neuquén podrían ocasionarse en una fuga por venteo, por ejemplo. Posteriormente, notifica a la Provincia en un lapso de 24 horas acerca de las características de tal emisión.

En paralelo, IMEO elabora una base de datos global y genera reportes basados en sus propias mediciones, los informes presentados por las empresas petroleras, inventarios nacionales y otros estudios científicos. El plan contempla a 150 países que firmaron un compromiso para reducir sus emisiones en un 30% para 2030.

“Es bastante rápido. Con ese reporte nosotros notificamos a la empresa, pedimos que completen un formulario, luego damos intervención a la Subsecretaría de Hidrocarburos para que realice las inspecciones y, llegado el caso, se aplican multas porque son cuestiones operativas”, indicó Nogueira.

Trabajo complementario

Este mes la provincia de Neuquén creó el Programa de Monitoreo y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el sector hidrocarburífero, con el fin de que las empresas informes sus emisiones de gases de dióxido de carbono, metano y óxido nitroso. En este sentido, Nogueira afirmó que la adhesión al PNUMA permitirá hacer un trabajo complementario ya que el IMEO solo contempla grandes emisiones y solo de metano, pero permite dar una respuesta rápida.

En el caso del programa provincial, el funcionario indicó que “en un umbral de magnitud por debajo de esas mediciones, apuntamos al programa propio porque se articula como otra política más finita y puntillosa”.

Nogueira detalló que el trabajo en este caso es mucho más complejo, por esta razón, Neuquén implementará una prueba piloto durante todo 2025 con el objetivo de recopilar toda la información obtenida desde los reportes de las empresas y a través de formularios que deberán completar. Una vez elaborada esa información, se ejecutará un procedimiento unificado para los reportes de emisiones.

“El programa contempla la complejidad que tienen las mediciones por la heterogeneidad que existe en la actividad convencional y en la no convencional, las diferentes metodologías de mediciones y de estándares. Por esta razón, en un año vamos a construir un procedimiento unificado y en 2026 tendremos el primer reporte definitivo”, anunció.

Los planes en Santa Cruz y Mendoza

La provincia de Santa Cruz también sumó su adhesión en abril a IMEO alegando que “la industria energética es una de las principales fuentes de emisiones de metano, un gas con alto impacto en el calentamiento global. Por eso, su monitoreo y reducción se han convertido en ejes clave de las estrategias climáticas actuales”.

Según informaron, desde entonces ya se notificó a dos empresas petroleras por 10 emisiones importantes de metano detectadas en el norte de la provincia.

Por su parte, Mendoza aprobó este mes la creación del Plan Estratégico de Sostenibilidad que obliga a las empresas y sectores productivos a medir, reportar y gestionar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). En este caso, la normativa alcanza a actividades de mediana y gran escala pertenecientes a los sectores industrial, energético, de transporte, agropecuario, de servicios y residuos que deberán reportar anualmente sus emisiones a través de una plataforma digital.

, Laura Hevia

Un año atrás, en una nota publicada en este medio sobre el status regulatorio respecto de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la industria hidrocarburífera en la Argentina, se hizo referencia a la Resolución N° 970/23 dictada por el Secretaría de Energía en noviembre de 2023, en virtud de la cual se creó el “Programa nacional de medición y reducción de las emisiones fugitivas derivadas de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos”; como así también al proyecto de ley de «Presupuestos mínimos de protección ambiental de gestión de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos», el cual tiene como objetivo establecer un marco regulatorio para controlar y reducir las emisiones de metano en la exploración, explotación, transporte y refinación de hidrocarburos.

La Resolución SE N° 970/23 no fue reglamentada a la fecha, y el proyecto de ley citado no ha merecido tratamiento en el Congreso. En el interín, varias provincias hidrocarburíferas han dictado regulación específica que, si bien tienen en común el objetivo de protección ambiental y reducción de emisiones, difieren en el tipo de gases cuya medición, cuantificación y/o reducción se exige; en los sujetos obligados; así como en las acciones, planes y/o programas que se les exige a las empresas.

Regulaciones específicas

El puntapié inicial lo dio la provincia de Río Negro mediante el dictado de la Ley N° 5733 (19/7/24) aplicable a las empresas petroleras que prorroguen sus concesiones en la provincia. Se exige el compromiso de planificar a mediano plazo adecuaciones de las instalaciones e implementación de medidas para reducir las emisiones GEI de forma progresiva e incorporar tecnologías de CCUS (Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono). Las concesionarias deberán adoptar criterios de reducción de emisiones e incluir en los Estudios de Impacto Ambiental, la evaluación de la huella de carbono, justificando la elección con relación a la alternativa de menor valor de huella de carbono. Asimismo, en los Informes de Monitoreo Anual Ambiental o Monitoreo Anual de Obras y Tareas deberá considerarse la cuantificación de inventario de gases de efecto invernadero (GEI), la cual se realizará conforme a lo establecido en la norma IRAM 14064.

Por su parte, en septiembre de 2024 la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de la provincia de Chubut dictó la Resolución N° 58/2024 (23/9/24), que regula las emisiones de metanoprovenientes de la actividad hidrocarburífera. Establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación y reducción de emisiones de metano provenientes de las actividades de exploración, explotación y transporte de hidrocarburos.

La norma exige la presentación de varios planes y programas, entre ellos un Plan Anual de Gestión de Emisiones de Metano, un Programa de Detección y Reparación de Fugas, un Plan de monitoreo anual y un Plan de acción para recambio de equipos.

La provincia de Neuquén avanzó en el corriente año con la recientemente publicada Resolución N°  285/25 de la Secretaría de Ambiente (21/2/25) que crea el “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”. Exige a las empresas petroleras informar las emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso y contar con un registro de lo que emiten. Son sujetos obligados las empresas que realicen exploración, explotación, transporte, almacenamiento, procesamiento, y/o industrialización de hidrocarburos en la provincia.

Finalmente, días pasados la provincia de Mendoza creó mediante el Decreto N° 758/25 (15/4/25) el “Programa Provincial Integral de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero”.  El mismo establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación, medición, reporte, verificación y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en actividades relacionadas con las grandes industrias, entre las cuales se encuentra la actividad hidrocarburífera. Los sujetos obligados deberán cuantificar las emisiones de gases que produzcan anualmente y declararlo ante la autoridad de aplicación, quien podrá establecer límites de intensidad de emisiones a cumplir para los años 2030, 2040 y 2050 y programas de reducción y compensación de emisiones.

Si bien algunas de las regulaciones referenciadas fueron dictadas con posterioridad al dictado del Decreto N° 1057/24 (reglamentario del 163 de la Ley 27.742), todas ellas han incursionado en aspectos que el artículo 2° del Anexo III del citado decreto establece como uno de los temas a ser regulados de manera uniforme y armónica entre Nación y provincias: … f) emisión de gases de efecto invernadero asociada a la actividad (Descarbonización).

A la vista de estas nuevas normas provinciales, se pone nuevamente en evidencia la dificultad en arribar a una legislación uniforme en materia de protección ambiental de las actividades hidrocarburíferas, desafío respecto del cual se comentó en la nota publicada en este medio en diciembre de 2024.

(*) Abogada, magister en Gestión de la Energía y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad.

, Verónica Tito (*)

Neuquén se consolida como punto de encuentro entre energía, logística y comercio exterior. La cuarta edición de Conectando Vaca Muerta se llevó a cabo en el Distrito Industrial RíoNeuquén y convocó a más de 700 asistentes. “La jornada se consolidó como el evento anual de networking más importante para la industria energética de la región”, destacaron desde la organización.

Este encuentro, organizado por Gran Valle Negocios, Distrito Industrial Río Neuquén y TSB, reunió a empresarios, pymes, operadoras, grandes compradores y referentes del sector de todo el país.

Durante el evento de intensa actividad, se fortalecieron vínculos comerciales, se generaron nuevas oportunidades de negocio y se debatieron los principales desafíos de la industria de Oil & Gas, según precisaron.

“Con más de 700 asistentes al evento de esta cuarta edición de Conectando Vaca Muerta, se superaron las expectativas y no solamente por la cantidad de asistentes que se convocó, sino por las devoluciones que hemos tenido por parte de los participantes. Este año incorporamos dinámicas distintas a las anteriores tres ediciones que implicaban el uso de tecnología y un software específico para networking tanto uno a uno como con grupos de grandes compradores, entre los cuales estaban YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE, TSB. Eso implicaba un desafío técnico y de recursos humanos muy grande, y haber podido cumplir con ese objetivo para nosotros es muy satisfactorio. Así también lo reflejaron las devoluciones de la gente”, destacó Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Gran Valle Negocios.

Networking, tecnología e innovación: ejes de una edición histórica

Una de las grandes innovaciones de esta edición fue la incorporación de una aplicación exclusiva de networking, que permitió a los participantes coordinar reuniones con antelación.

A través de la app, los inscriptos pudieron postularse para encuentros uno a uno con operadoras y grandes empresas, como así también identificar otros participantes estratégicos para generar match comercial incluso antes de la jornada presencial.

Este nuevo enfoque tecnológico no solo facilitó la organización y optimización de agendas, sino que también fue uno de los aspectos más valorados por los asistentes, quienes destacaron la agilidad en la concreción de contactos de negocio.

Además de la innovación tecnológica, Conectando Vaca Muerta 2025 ofreció cuatro dinámicas principales:

• Speed Networking 1-1: encuentros cara a cara de 15 minutos pre-agendados entre empresarios de diversos rubros.
• Rondas de Negocios: espacios de intercambio temático para establecer vínculos comerciales estratégicos.
• Workshops Exclusivos: talleres a cargo de referentes de la industria, donde se debatieron tendencias, innovación y mejores prácticas.
• Reuniones con Grandes Compradores: instancias directas de vinculación comercial con líderes de compras de importantes compañías del sector energético.

La presencia de firmas como YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE y TSB, entre otros grandes actores, reafirmó la importancia estratégica del evento dentro del ecosistema de Vaca Muerta, remarcaron.

Un ámbito estratégico para el crecimiento regional

Conectando Vaca Muerta fue mucho más que un espacio de networking: se consolidó como un verdadero punto de decisión y de generación de oportunidades para potenciar el desarrollo de la cadena de valor energética de la región.

En línea con el espíritu que dio origen al evento, esta cuarta edición volvió a propiciar un ámbito de relacionamiento genuino, donde se promovieron la integración de nuevos actores, el fortalecimiento de alianzas y el intercambio de conocimientos clave para enfrentar los desafíos actuales de la industria.

Además, el evento despertó un alto interés mediático. La participación de medios y periodistas especializados, tanto en la cobertura como en las actividades del evento, reflejó la creciente proyección de Vaca Muerta como uno de los motores del crecimiento económico nacional.

Una plataforma que mira al futuro

Conectando Vaca Muerta reafirma su propósito de seguir evolucionando para acompañar las necesidades de un sector en constante transformación. La implementación de herramientas digitales, la convocatoria de actores clave y la mirada puesta en la colaboración intersectorial son pilares que consolidan al evento como una plataforma imprescindible para quienes apuestan al futuro de la energía en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

A un mes del inicio de la Exposición Internacional de Minería Argentina Arminera 2025, se presentó la agenda de actividades. El encuentro contará con un amplio cronograma de disertaciones de los máximos exponentes de la industria, rondas de negocios y la presentación de los últimos avances en tecnología, equipamiento y servicios. “Organizada por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) junto a Messe Frankfurt Argentina, esta nueva edición se prepara para sorprender a visitantes y expositores”, destacaron.

El evento será una oportunidad para actualizar conocimientos, descubrir nuevas tendencias y maquinarias, y generar contactos y vínculos comerciales. Se desarrollarán diversas actividades destinadas a los actores de la industria minera, desde empresas operadoras, proveedores, profesionales hasta tomadores de decisión del mercado.

Actividades

Entre las actividades se encuentra el Summit Arminera 2025, que contará con diversas charlas a cargo de especialistas y figuras destacadas del sector:

• Arminera Federal, un recorrido por las agendas regionales, la producción, empleo y perspectivas, con participación de autoridades provinciales.
• Inversiones para el desarrollo federal, diferentes paneles a cargo de las empresas líderes en la producción de oro, plata, cobre y litio que darán respuestas sobre procesos mineros, bienes y servicios, economías regionales, y sustentabilidad, entre otros.
• Financiamiento Integral Ecosistema Minero Argentino, a cargo del Grupo Petersen.
• IV Congreso Internacional de Derecho para la Minería, organizado por IADEM en el marco de Arminera.

A su vez, tendrá lugar la Experiencia IDEA-CAEM: Liderando el desarrollo minero, una instancia de diálogo para plantear oportunidades de negocios y los desafíos del sector. Se abordarán temáticas como las nuevas políticas regulatorias, tecnología e innovación, y cómo atraer nuevas inversiones, entre otras.

Habrá lugar para el análisis en el panel “Claves para el Desarrollo del Sector Minero, Necesidades Educativas y Laborales”, impulsado desde WIM Argentina y Poliarquía Consultores. En tanto que La UIA brindará la charla “Inteligencia Artificial aplicada a la minería”. Y se desarrollarán encuentros sobre sustentabilidad, DD.HH. y Comunicación.

Arminera tendrá la participación de los gobernadores quienes contarán sus planes para acompañar al sector. Recibirá también a las autoridades mineras de las Américas para realizar el foro anual de minería y sostenibilidad, organizado por el Foro Intergubernamental sobre Minería, Minerales, Metales y Desarrollo Sostenible (IGF), el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Conferencia de Ministerios de Minería de las Américas (CAMMA). Tiene como eje:“Explorar más, extraer mejor: el camino hacia un suministro sostenible de metales y minerales”.

Conexión

Para fortalecer las relaciones internacionales, junto a la Unión Europea se buscará promover el diálogo directo entre actores clave del ecosistema financiero europeo y representantes de proyectos argentinos vinculados a la transición energética, para explorar mecanismos de financiamiento y prioridades comunes en materia de sostenibilidad. También, habrá un espacio junto a embajadores y representantes internacionales para dialogar las experiencias de otros países mineros.

Empresas como Genneia e YPF estarán presentes liderando un panel sobre grandes desarrollos en infraestructura. En tanto que los temas relacionados con inversión y financiamiento también contarán con espacios exclusivos. En ellos, grandes empresas mineras a nivel mundial nos contarán por qué decidieron invertir en el país. CAEM presentará su programa “Conectando Proyectos” y se compartirán casos de éxito en financiamiento. Por otra parte, estarán presentes entidades financieras, tales como Banco Supervielle, y también se hablará sobre la relación con el Mercado de Capitales, con representantes del Toronto Stock Exchange y de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).

Por otro lado, para los expositores de Arminera 2025 se realizará una exclusiva Ronda de Desarrollo de Proveedores para la Industria Minera, para fortalecer la vinculación entre empresas proveedoras y yacimientos mineros operativos. Es una ocasión única para identificar oportunidades de negocios, de mejora y crecimiento en conjunto, y presentar productos y servicios ante los representantes de las empresas, fomentando. relaciones comerciales sustentables y de largo plazo.

También habrá un espacio para el ecosistema de emprendedores, para compartir herramientas y programas, y se generará un pitch de presentación de casos.

Se podrá recorrer la Plaza de Máquinas, un espacio al aire libre en el que las empresas exhiben sus maquinarias. Una experiencia inmersiva para descubrir nuevas tecnologías y soluciones del futuro minero.

“Arminera es la plataforma por excelencia para exponer productos, servicios y tecnologías. No solo es un evento de networking y demostraciones, sino que también ayuda al seguimiento de las nuevas tendencias, innovaciones y buenas prácticas en el sector minero”, concluyeron desde la organización.

Para conocer el calendario completo de actividades, puede ingresar aquí.

, Redaccion EconoJournal

Un apagón casi total en el servicio eléctrico sorprendió a España y Portugal este mediodía. También fueron registrados cortes de luz en el sur de Francia. Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico español, aún no determinó cuáles fueron las causas del corte, que fue calificado como «excepcional» y «sin antecedentes» en el país.

La información oficial indica que el apagón comenzó a las 12:38 de España y dejó sin energía a toda la península ibérica. El director de servicios para la operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto afirmó que la reposición total del servicio puede tardar entre 6 y 10 horas.

«Hasta donde mi memoria alcanza y en la historia de la Red Eléctrica nunca había sucedido un incidente de estas características en el sistema eléctrico peninsular español. Por tanto, estamos hablando de una situación, un incidente absolutamente excepcional y extraordinario», dijo Prieto.

Oscilación de potencia

El representante de la empresa operadora de la red española informó que aún no determinaron el origen del incidente y se limitó a señalar que registraron una oscilación de potencia.

«Lo que hemos observado es una oscilación muy fuerte en los flujos de potencia en las redes. Como consecuencia de esta oscilación fuerte, se ha producido la desconexión del sistema peninsular eléctrico español del resto del sistema eléctrico europeo, y esta desconexión, unido a estas oscilaciones que comentábamos anteriormente, han conllevado, finalmente, al colapso del sistema eléctrico peninsular español», explicó Prieto. 

«No tenemos constancia en este momento sobre las causas del incidente, sí de lo que ha sucedido en términos de variables del sistema eléctrico, y no podemos entrar a especular en este momento», añadió.

, Nicolás Deza

Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, realizará una prueba piloto con inteligencia artificial para intentar eficientizar el despacho de energía en una línea de alta tensión en la Patagonia. La prueba se haría en la línea de 132 kV que conecta las localidades de Comodoro Rivadavia (Chubut) con Pico Truncado (Santa Cruz), según indicaron a EconoJournal fuentes del sector con conocimiento del proyecto. Si el ensayo es exitoso, la línea podría aumentar hasta un 30% su capacidad de despacho y permitiría evacuar la generación de proyectos eólicos de la Patagonia, aunque al ser una iniciativa exploratoria aún no hay certezas técnicas de que se pueda alcanzar esa mejora.

Según pudo sabes este medio de distintas fuentes del sector, la iniciativa se presentó en una reunión del directorio de Cammesa realizada en el verano. El proyecto permitiría evacuar generación nueva en un Sistema Argentino de Interconexión (SADI) que opera al límite. Las líneas de alta tensión del sistema están saturadas desde hace años y hay nodos en estado crítico por falta de obras de infraestructura eléctrica en el país.

La firma que aportaría la tecnología y los servicios para la prueba piloto es Splight, una empresa con base en Estados Unidos fundada en 2021 por tres argentinos. La compañía desarrolló un software que utiliza datos en tiempo real y algoritmos de inteligencia artificial para mejorar la operación en las redes de transmisión. Splight tiene proyectos en funcionamiento en Estados Unidos y Chile.

La línea

La línea de 132 kV Comodoro Rivadavia – Pico Truncado, donde está la Estación Transformadora N° 1 (ETA1), se encuentra en el área de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Patagonia (Transpa). Se construyó en 1957, tiene una extensión de 138 kilómetros y utiliza un conductor de cobre. En la actualidad, está totalmente limitada porque tiene cubierta por completo su capacidad de transmisión.

Fue la seleccionada para realizar las pruebas del proyecto por estar en una zona de mucho viento y temperaturas más bajas que en el resto del país, según la presentación del proyecto que se realizó en las oficinas de Cammesa.

Según fuentes que participaron de la presentación, la propuesta consistirá en la instalación de sensores de punta a punta del cableado para que, mediante algoritmos y procesos de inteligencia artificial, se pueda medir los vientos y la disipación del calor en tiempo real. De este modo, bajo ciertas condiciones específicas, el software permitiría ampliar más la capacidad de transporte de energía que la que está parametrizada originalmente la línea.

La disipación del calor es lo que ayudará a esta tecnología a poder ampliar la capacidad de despacho de energía eléctrica. Es decir, el software permitiría analizar los datos en tiempo real de los vientos y la temperatura. Esta información indicaría que se puede tener más disipación de calor y subir el amperaje o la potencia de transmisión de la línea. Lo mismo a la inversa para reducir la capacidad.

Fuentes del sector advirtieron a EconoJournal que la propuesta deberá contemplar protecciones también inteligentes que permitan bajar y subir la transmisión de manera segura para proteger la línea.

, Roberto Bellato

YPF, la petrolera bajo control estatal, inauguró la primera etapa del gasoducto que permitirá abastecer de gas natural a la zona de la meseta de Añelo.

Según precisaron desde la compañía a través de un comunicado, esta instalación habilitará el transporte de alrededor de 100.000 m3 por día, que abastecerán a cuatro barrios donde habitan más de 2.000 personas. También beneficiará al Instituto de Formación de Añelo, la Escuela Técnica Prov N°23, la Escuela Primaria N°368, una extensión del Jardín de Infantes N°52, una sala de salud del Hospital de Añelo y decenas de comercios.

Este viernes, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recorrieron el primer tramo del ducto. También participaron del recorrido el intendente de Añelo, Fernando Banderet; y el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino.

Impacto

Marín aseguró que “esta obra mejora la calidad de vida de la gente de Añelo. Sin ustedes, nosotros no vamos a lograr el resultado que esperamos, que es convertir Vaca Muerta en un polo exportaror de 30.000 millones de dólares para 2030″.

Banderet, agradeció a YPF por haber «escuchado a la comunidad» y destacó que esta obra mejora la convivencia entre el desarrollo de Vaca Muerta y la comunidad.

A su vez, Figueroa, reconoció a YPF “porque cada vez que planteamos una necesidad podemos tener una solución. Horacio Marín es un amigo de la provincia, así lo sentimos”.

La obra

Los trabajos se realizaron en tres meses. “Esta iniciativa forma parte del aporte que YPF realiza a las comunidades donde opera”, señalaron desde la compañía.

La obra ya fue entregada al gobierno provincial, que está a cargo de la puesta en marcha y la conexión del servicio de gas naturales en los hogares. Esta primera etapa consta de dos instalaciones de reducción de presión y un gasoducto de 2,5 kilómetros de seis pulgadas que las vincula.

La segunda etapa sumará unos 14 kilómetros más de ducto para llegar hasta instalaciones en Tratayén y poder cuadruplicar el suministro a la zona, habilitando el consumo industrial. El proyecto fue realizado por una contratista neuquina y generó más de 200 puestos de trabajo tanto en campo como en los talleres.

, Redaccion EconoJournal

The Energy Circle y The Net Zero Circle, por IN-VR, anuncian la próxima edición del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2025, en un momento decisivo para el futuro energético y económico del país. “Tras el reciente acuerdo de 20.000 millones de dólares con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el gobierno de Javier Milei ha desmantelado los controles cambiarios, liberado el tipo de cambio y promovido un entorno más abierto a la inversión extranjera. En este nuevo escenario, la energía y la minería se perfilan como los motores clave del crecimiento exportador argentino, según el último informe del propio FMI”, remarcaron desde la organización del evento.

Solo en 2024, la Argentina registró un superávit energético de US$ 6.000 millones, y se proyecta un aporte del sector de hasta 0,5 puntos del PBI anual hacia 2030. “Frente a este contexto, el summit de agosto será el foro clave para analizar si el “modelo Milei” puede sostener —y escalar— la transformación energética de Argentina”, aseguraron.

Ejes

Perspectivas macro y energía: El nuevo acuerdo con el FMI, el fin del “cepo”, y cómo esto impacta en inversiones en infraestructura, upstream, gas y renovables.

Exportaciones y financiamiento: Las proyecciones del FMI, nuevos instrumentos financieros y el papel del RIGI como motor de grandes proyectos.

Minería crítica y transición energética: Avances en litio y cobre, y su rol en el posicionamiento de Argentina en la cadena de valor global.

Gas natural y descarbonización: De Vaca Muerta al mundo: estrategias para combinar gas-to-power, LNG, captura de carbono (CCS) y energías limpias.

Energía limpia y almacenamiento: Cómo escalar la integración de renovables (ya el 15% del mix eléctrico) y qué barreras tecnológicas y regulatorias quedan por superar.

La Argentina en el centro de la conversación energética global

Con inversiones upstream por más de US$ 30.000 millones entre 2022 y 2024, una infraestructura en expansión y una nueva política económica, Argentina está reconfigurando su rol como hub energético del Cono Sur.

Pero los desafíos no son menores: inflación persistente, volatilidad política y la tensión entre ingreso especulativo y planificación estructural podrían amenazar este nuevo ciclo. ¿Podrá el país convertir los dólares en desarrollo sostenible?

Para participar, recibir más información o explorar oportunidades de asociación, comuniquese con luana@in-vr.co o complete este formulario.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía aprobó el certificado de Autorización de Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL) en favor del consorcio Southern Energy, que encabeza Pan American Energy (PAE) junto con la noruega Golar, lo que conforma el primer permiso que el Estado nacional otorga a un proyecto de estas características y que tendrá un período de vigencia de 30 años. La medida se dará a conocer a través de una resolución que ya está firmada por la titular de la cartera, María Tettamanti, y se publicará en el Boletín Oficial en los próximos días, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas.

El proyecto que impulsa Southern Energy, al que también se sumaron YPF, Pampa Energía y Harbour Energy, es la primera iniciativa de exportación de GNL en la Argentina, que comenzará a funcionar a mediados de 2027 con la entrada en operación del primer buque licuefactor Hilli Episeyo frente a la costa de la provincia de Río Negro, en el Golfo San Matías. Le terminal flotante tendrá una operación estacional ya que utilizará la capacidad de transporte de gas disponible en el sistema troncal actual durante unos nueves meses al año. A la vez, se prevé la incorporación de un segundo buque, el MKII, con la misma locación marítima.

Números

La solicitud presentada por PAE, cuyo CEO es Marcos Bulgheroni, contempla un volumen máximo de exportación diario de GNL de 385.000 MMBTU o la cantidad máxima anual de 134.400.000 MMBTU, lo que equivale e exportar unos 3.840.000.000 MMBTU. De acuerdo a la presentación de Southern se trata de un proyecto de exportación a largo plazo, con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.

Es la primera vez que se otorga un permiso de exportación en firme por 30 años para abastecer a una terminal de licuefacción de LNG, lo que puede interpretarse como un gesto de confianza tanto para las empresas que deben invertir a largo plazo como para los offtakers (compradores) que puedan contar con una mayor previsibilidad por parte de un proveedor de la Argentina.

Sobre la magnitud del proyecto, semanas atrás el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había destacado que la primera terminal flotante que se dio a conocer públicamente entre todas las iniciativas vigentes, tendrá una capacidad de exportación de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA), y que la incorporación de un segundo barco permitirá sumar un volumen de 3,6 MTPA para llegar a un total de 6 MTPA. Entre ambas unidades se lograría ganar la escala necesaria para una mayor eficiencia y competitividad, pero ya requeriría la construcción de un gasoducto dedicado para unos 20 MMm3 diarios de gas adicionales, en una decisión pendiente de aprobación de las compañías.

Volúmenes

PAE había informado a la Secretaría que, inicialmente, prevé utilizar los excedentes de gas natural y de capacidad de transporte, fundamentalmente durante el período estival, y eventualmente, los excedentes que pudieran producirse en el periodo invernal.

De la misma manera, declaró que la disponibilidad proyectada de gas, sustentada en los planes de inversión, está basada en los Informes de certificación de reservas comprobadas, probables y posibles y de recursos contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, oportunamente presentados por los diversos accionistas, es decir PAE, YPF, Pampa y Harbour. Como parte de esa previsión, durante los primeros cinco años la Secretaría de Energía la autorizó a contar con una disponibilidad de 11,72 millones de m3/d de gas de 9300 kcal para exportación.

En noviembre de 2024, PAE comunicó la inscripción del proyecto en el Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), cuya instalación del primer buque implica desembolsos cercanos a los US$ 2.900 millones en los próximos 10 años. Su puesta en marcha podría dar inicio a una nueva era para la monetización de los recursos gasíferos de Vaca Muerta, posicionando a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global de GNL.

Normativa

La decisión del Gobierno que se dará a conocer durante la semana próxima se sustenta en la resolución 157 de la Secretaría de Energía, a la que accedió este medio, que si bien aún no está publicada tiene fecha del 15 de abril. La medida aprueba la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos. También se aplica la resolución 145 del 3 de abril pasado que aprobó el Procedimiento para la Exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Esta última normativa establece los procedimientos de solicitud, revisión del pedido y otorgamiento de los permisos, asi como las obligaciones del exportador. Ambas disposiciones regulatorias necesarias se derivan de las modificaciones dispuestas por la Ley de Bases a la Ley 24.076, que establece el marco regulatorio del gas natural.

En este caso se destaca la celeridad en el tratamiento y aprobación de la solicitud de exportación de GNL presentada por Southern Energy el 11 de abril de 2025 ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, es decir pocos días después de publicado el marco normativo que establece el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones.

, Ignacio Ortiz

El nuevo CEO de Glencore en Argentina, Martín Pérez del Solay; y el country manager, Juan Donicelli, se reunieron con el gobernador Raúl Jalil para brindarle el detalle de los avances del proyecto MARA (Minera Agua Rica Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina.

En la reunión, Glencore confirmó su compromiso con la búsqueda de un trabajo conjunto entre las partes interesadas para la generación de empleo, desarrollo de proveedores locales y de las comunidades de la zona de influencia.

Allí, el gobernador fue informado sobre los futuros planes vinculados al proyecto, con énfasis en el desarrollo de la próxima campaña, mientras se avanza en la profundización del estudio de factibilidad y el Informe de Impacto Ambiental.

Desarrollo

En el encuentro, Pérez del Solay expresó: “Glencore busca desarrollar proyectos de clase mundial alineados con su propósito de seguir contribuyendo a la construcción de un mundo más evolucionado desde la innovación, las buenas prácticas y el talento local. Trabajamos para generar una incidencia positiva en la economía local y nacional con la convicción de que Argentina puede y debe convertirse en uno de los principales atractivos mineros de la región”.

A su vez, destacó el orgullo de liderar una compañía comprometida con el desarrollo de emprendimientos en el país, focalizados en proyectos de cobre, como lo son MARA en Catamarca y El Pachón en San Juan, claves para la provisión de los productos que hoy el mundo necesita para su desarrollo.

Jalil felicitó a Pérez del Solay por su reciente asunción al frente de la compañía en el país, con la que el gobernador viene trabajando de manera coordinada para el desarrollo de MARA, el proyecto cuprífero que Glencore gestiona desde fines de 2023, y que combina la infraestructura de Mina Alumbrera y el yacimiento Agua Rica.

“El encuentro de las autoridades de Glencore y el gobernador Jalil expone la disposición para dialogar y articular con las autoridades los esfuerzos necesarios para continuar avanzando en un proyecto relevante tanto para la empresa como para la provincia y su comunidad, entendiendo el impulso socioeconómico que genera MARA”, remarcaron desde la compañía.

El proyecto

Proyecto MARA surgió por el proceso de cierre de mina de Bajo la Alumbrera a causa delagotamiento de su vida útil. Frente a este escenario, los responsables de ese proyecto contemplaron la posibilidad de generar una nueva iniciativa integrada y cercana, conectando la planta de procesamiento de Alumbrera con el yacimiento Agua Rica.

Esta integración no requirió de la construcción de una nueva planta ya que está diseñada a partir de la construcción de una cinta transportadora terrestre que conectará los dos puntos y que será la responsable de trasladar el mineral triturado hasta una planta de procesamiento.

En la actualidad, el proyecto se encuentra en la etapa de exploración avanzada en el campo, en desarrollo. El objetivo es realizar estudios geometalúrgicos y geotécnicos. Producirá cobre, molibdeno, oro y plata.

, Redaccion EconoJournal