Autor: Mejor Energía

  • CEISA pidió mayor participación de empresas locales en Vaca Muerta y advirtió por una competencia desigual

    CEISA pidió mayor participación de empresas locales en Vaca Muerta y advirtió por una competencia desigual

    La Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) expresó su preocupación por la pérdida de participación de empresas locales en la cadena de valor de Vaca Muerta, pese al fuerte crecimiento de la actividad hidrocarburífera en Neuquén. A través de un comunicado firmado por su presidente, Raúl Pablo Martin, la entidad advirtió que el desarrollo del shale no se está traduciendo en una contratación proporcional de proveedores neuquinos y pidió una mayor articulación con las operadoras, el Estado provincial y los municipios.

    El planteo se da en un contexto de récords productivos para la provincia. Según los datos difundidos por la cámara, Neuquén alcanzó una producción superior a los 610 mil barriles diarios de petróleo, con un crecimiento interanual por encima del 32%, impulsado principalmente por el shale oil. Además, más del 95% del crudo provincial proviene de Vaca Muerta, que ya explica más del 69% del petróleo producido en la Argentina.

    En gas, CEISA remarcó que la producción neuquina supera los 101 millones de metros cúbicos diarios, con una suba interanual mayor al 14%. En ese segmento, el shale gas representa cerca del 91% del total producido en la provincia, mientras que Neuquén aporta más del 71% del gas nacional.

    La entidad también puso el foco en la competitividad internacional de la formación. Señaló que el break-even promedio del shale oil en Vaca Muerta se ubica entre 35 y 45 dólares por barril, lo que posiciona a la cuenca como una de las más eficientes del mundo. En el caso del gas, sostuvo que el costo promedio de extracción ronda entre 1,5 y 1,6 dólares por millón de BTU, frente a mercados regionales que pagan valores cercanos a 3,6 dólares.

    CEISA valoró, además, el avance de proyectos estratégicos de infraestructura como el oleoducto VMOS hacia Punta Colorada, liderado por YPF junto a otros socios, y el gasoducto San Matías, obras consideradas clave para ampliar la capacidad exportadora del país.

    Pese a ese escenario de expansión, la cámara sostuvo que “no se ha producido un incremento proporcional en la contratación de empresas locales” y advirtió que muchas firmas neuquinas están perdiendo participación frente a compañías provenientes de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Mendoza, Chubut y otras provincias.

    La entidad aclaró que no rechaza la llegada de nuevas empresas a la cuenca, especialmente aquellas que provienen de cuencas convencionales maduras o en declino. Sin embargo, planteó que ese proceso debe desarrollarse de manera “integrada y equilibrada”, para evitar que las compañías locales queden relegadas en el territorio donde invirtieron y acompañaron el crecimiento de la industria desde sus inicios.

    “Necesitamos más asociación, más integración y más participación local en la cadena de valor”, sostuvo CEISA en el comunicado. La cámara afirmó que las empresas neuquinas cuentan con capacidad técnica, experiencia, infraestructura y recursos humanos calificados para responder a gran parte de las demandas del sector.

    Uno de los puntos centrales del reclamo está vinculado con la estructura de costos. CEISA reconoció que la competitividad y la eficiencia son factores decisivos para las operadoras, pero señaló que el precio final de un producto o servicio está compuesto por múltiples variables, entre ellas materias primas, consumibles, logística, estructura operativa y mano de obra.

    En ese sentido, advirtió que en Neuquén el costo laboral está impactado por condiciones particulares como la Zona II, lo que eleva los costos frente a otras jurisdicciones. A eso se suman, según la entidad, eventuales subsidios o beneficios impositivos existentes en otras provincias, que pueden generar una competencia “extremadamente desigual” para las empresas neuquinas.

    Por esa razón, CEISA solicitó a las autoridades provinciales y municipales la implementación de medidas concretas para fortalecer la competitividad local. Entre ellas mencionó la reducción de tasas comerciales, incentivos fiscales, programas de financiamiento y esquemas de promoción para proveedores regionales.

    La cámara también pidió a las operadoras mayor previsibilidad sobre sus programas de abastecimiento, planes de expansión y requerimientos futuros de productos y servicios. Según la entidad, esa información permitiría a las empresas locales prepararse, invertir, asociarse, capacitarse y desarrollar soluciones alineadas con las necesidades reales de la industria.

    El comunicado buscó despegar el planteo de una lógica de confrontación. “Defender y fortalecer a las empresas locales no significa cerrarse al país ni limitar la competencia”, expresó CEISA. Para la cámara, el objetivo es construir un desarrollo equilibrado, en el que la riqueza generada por Vaca Muerta también impulse empleo, inversión y crecimiento genuino en las comunidades donde se desarrolla la actividad.

    El reclamo abre una discusión de fondo sobre el modelo de desarrollo territorial del shale argentino. En un momento en que Vaca Muerta consolida su escala productiva y avanza hacia una nueva etapa exportadora, el desafío para operadoras, proveedores y gobiernos será compatibilizar eficiencia, competitividad y arraigo local en una cadena de valor cada vez más exigente.

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  • PECOM tomó el control de Manantiales Behr y apuesta fuerte al petróleo convencional

    PECOM tomó el control de Manantiales Behr y apuesta fuerte al petróleo convencional

    PECOM tomó formalmente posesión y comenzó a operar el yacimiento Manantiales Behr, en Chubut, en una jugada que marca un salto estratégico para la compañía y reconfigura parte del mapa petrolero convencional argentino.

    La empresa confirmó que, tras cumplirse las condiciones previstas para la operación, asumió el control del histórico bloque ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge, uno de los activos más emblemáticos de la industria hidrocarburífera nacional y clave para la producción de crudo convencional.

    Con esta incorporación, PECOM consolida un fuerte crecimiento en su negocio de upstream y pasa a posicionarse entre los principales operadores de petróleo convencional de la Argentina.

    La compañía ya opera las áreas El Trébol-Escalante y Campamento Central-Cañadón Perdido, también en Chubut, y con la suma de Manantiales Behr alcanzará una producción cercana a los 35.000 barriles diarios.

    La apuesta de la empresa apunta ahora a revitalizar un campo maduro con fuerte potencial de recuperación terciaria. El plan operativo contempla nuevas perforaciones, una intensa campaña de workovers sobre pozos existentes y la expansión de proyectos EOR (Enhanced Oil Recovery), una técnica utilizada para aumentar el factor de recuperación de petróleo en yacimientos maduros.

    Dentro de esa estrategia, PECOM avanzará con la instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs), tecnología utilizada para mejorar el desplazamiento del crudo dentro del reservorio y extender la vida útil del campo.

    La compañía también confirmó que continuará con el desarrollo del área Grimbeek y ampliará hacia nuevas zonas el piloto de recuperación terciaria implementado en El Alba Valle, considerado uno de los proyectos más exitosos del yacimiento en los últimos años. Además, prevé lanzar un nuevo piloto EOR en el sector Myburg.

    Manantiales Behr es uno de los campos petroleros más tradicionales del país. Descubierto hace más de un siglo en las cercanías de Comodoro Rivadavia, fue durante décadas uno de los pilares productivos de YPF y posteriormente quedó bajo operación privada, manteniéndose como una referencia dentro de la producción convencional argentina.

    La toma de control por parte de PECOM ocurre además en un contexto donde las grandes operadoras comenzaron a reordenar sus portafolios para concentrarse cada vez más en Vaca Muerta y los desarrollos no convencionales.

    Ese movimiento abrió oportunidades para compañías medianas y especializadas interesadas en campos maduros con potencial de recuperación secundaria y terciaria.

    En ese escenario, PECOM busca consolidar un modelo de negocio enfocado en maximizar producción y reservas en activos convencionales mediante tecnología, eficiencia operativa y menor estructura de costos.

    La empresa en los últimos años profundizó su expansión en energía, servicios petroleros, ingeniería y minería. Con más de 70 años de trayectoria, la firma se convirtió en uno de los jugadores privados con mayor crecimiento dentro del segmento convencional.

    La incorporación de Manantiales Behr también representa una señal para la Cuenca del Golfo San Jorge, una región que busca recuperar inversiones y sostener actividad frente al avance del shale neuquino.

    En Chubut, el desafío pasa por extender la vida útil de los campos maduros, sostener empleo y mantener niveles de producción mediante nuevas tecnologías de recuperación.

    En la industria interpretan que el desembarco de PECOM puede convertirse en un caso testigo sobre el futuro de los yacimientos convencionales argentinos: campos históricos que todavía conservan potencial productivo, pero que requieren inversiones intensivas, innovación técnica y operadores especializados para seguir siendo competitivos.

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  • El RIGI acelera el desembarco minero: ya aprobaron inversiones por más de US$ 7.500 millones

    El RIGI acelera el desembarco minero: ya aprobaron inversiones por más de US$ 7.500 millones

    La minería argentina comenzó a transitar una etapa de expansión inédita impulsada por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que ya acumula proyectos aprobados por US$ 7.511 millones y busca posicionar al país como uno de los grandes jugadores globales en cobre y litio.

    El dato fue confirmado por Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación, durante la Jornada de Competitividad de la Cadena de Valor Minera Argentina, organizada por el Senado y la Cámara de Diputados, donde funcionarios, gobernadores y empresarios coincidieron en que el sector atraviesa un cambio de escala.

    Según detalló el funcionario, el 92% de las inversiones aprobadas bajo el RIGI contempla contenido local y el 73% de las contrataciones impacta directamente sobre proveedores provinciales, uno de los puntos centrales de la estrategia oficial para ampliar el derrame económico de la actividad.

    El Gobierno apuesta a que el régimen funcione como una plataforma de atracción de capitales de largo plazo para proyectos de minería, energía e infraestructura, en un contexto internacional donde la demanda de minerales críticos se acelera por la transición energética y la electrificación global.

    Uno de los focos principales está puesto sobre el cobre. El proyecto Vicuña, desarrollado por BHP y Lundin Mining, prevé inversiones estimadas en US$ 18.000 millones y podría convertirse en una de las cinco minas de cobre más grandes del mundo.

    A ese desarrollo se suman otros proyectos estratégicos como MARA, Taca Taca y El Pachón, que alimentan la expectativa de que la minería pueda transformarse en una fuente de generación de divisas comparable con el complejo agroexportador.

    El auge del litio también aparece como uno de los ejes de crecimiento más fuertes del sector. El gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, aseguró que la expansión minera en la Puna ya comenzó a modificar la dinámica económica y social de comunidades históricamente relegadas.

    Según explicó, el desarrollo de proyectos de litio permitió frenar el éxodo rural y generar empleo formal con mejores salarios. “La gente está volviendo a sus pueblos porque encuentra oportunidades”, afirmó durante el encuentro.

    El debate también dejó en evidencia uno de los principales desafíos de la industria: evitar que la minería funcione como una economía aislada y lograr que las inversiones generen desarrollo industrial y tecnológico local.

    En ese marco, empresarios y funcionarios coincidieron en la necesidad de construir una hoja de ruta que integre universidades, sindicatos, pymes industriales y proveedores tecnológicos para abastecer la creciente demanda de bienes y servicios que requerirán los megaproyectos.

    La llamada Mesa del Litio y el Cobre apareció como otro de los instrumentos de articulación regional para unificar estándares ambientales, desarrollar proveedores y mejorar la competitividad de las provincias mineras.

    La licencia social volvió a ocupar un lugar central en la discusión. Funcionarios del norte argentino defendieron los sistemas de monitoreo ambiental participativo con intervención de comunidades originarias como herramienta para garantizar transparencia y reducir conflictos.

    En Jujuy, por ejemplo, se realizan más de 1.900 controles ambientales anuales con participación comunitaria, un esquema que permitió sostener el crecimiento de proyectos de litio y obras energéticas como Parque Solar Cauchari.

    La expansión minera también comienza a impactar sobre el sistema educativo y la formación laboral. Durante la jornada se planteó la necesidad de ampliar escuelas técnicas y carreras vinculadas a química, minería y energías renovables para cubrir la futura demanda de empleo especializado.

    En la Casa Rosada consideran que el RIGI puede convertirse en la principal herramienta para acelerar inversiones en sectores estratégicos y mejorar el perfil exportador argentino. Sin embargo, empresarios del sector advirtieron que la estabilidad macroeconómica, la infraestructura logística y la seguridad jurídica seguirán siendo claves para sostener el desembarco de capitales.

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  • Analizan un nuevo gasoducto entre Argentina, Uruguay y Brasil para exportar gas de Vaca Muerta

    Analizan un nuevo gasoducto entre Argentina, Uruguay y Brasil para exportar gas de Vaca Muerta

    El crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta abrió una nueva etapa en la integración energética regional. Uruguay comenzó a analizar un proyecto para ampliar la infraestructura del gasoducto Cruz del Sur y transformar al país en una vía de conexión entre Argentina y el mercado del sur de Brasil.

    La iniciativa, denominada “Gas Oriental”, empezó a ser evaluada por el gobierno uruguayo y busca estudiar la factibilidad técnica, económica y jurídica de una expansión del sistema de transporte de gas natural en la región.

    El proyecto contempla utilizar y ampliar la infraestructura ya existente del gasoducto Cruz del Sur, que actualmente conecta Argentina con Uruguay, para habilitar futuros envíos de gas argentino hacia territorio brasileño. A la vez, prevé desarrollar nuevas conexiones internas dentro de Uruguay para extender el acceso al gas natural en zonas que hoy no cuentan con ese servicio.

    Según informó el semanario uruguayo Búsqueda, el Poder Ejecutivo conformó un grupo técnico asesor encargado de elaborar recomendaciones sobre el proyecto y analizar su viabilidad energética y comercial.

    La iniciativa aparece en un contexto marcado por el fuerte crecimiento de Vaca Muerta y el aumento sostenido de la producción de gas en la Cuenca Neuquina. Ese escenario obliga a la Argentina a acelerar obras de infraestructura y ampliar mercados de exportación para colocar mayores volúmenes de producción.

    En ese esquema, Brasil se consolida como uno de los destinos estratégicos para el gas argentino debido al tamaño de su demanda industrial, energética y termoeléctrica.

    Actualmente, parte de esos envíos se realizan mediante conexiones regionales que atraviesan Bolivia, aunque la posibilidad de sumar una ruta vía Uruguay permitiría diversificar alternativas logísticas y reducir riesgos operativos.

    Dentro del sector energético consideran que el proyecto podría fortalecer la integración gasífera del Mercosur y abrir una nueva etapa de cooperación regional en infraestructura energética.

    Además del impacto exportador para Argentina, el desarrollo también tendría implicancias directas para Uruguay. La ampliación de la red permitiría incorporar nuevas zonas de abastecimiento de gas natural, impulsar proyectos industriales y mejorar la disponibilidad energética en distintas regiones del país.

    El avance del proyecto coincide además con un escenario de mayor articulación comercial entre los países del Mercosur y nuevas discusiones sobre acuerdos internacionales. Tanto Argentina como Uruguay vienen impulsando una mayor apertura comercial y analizan ampliar vínculos con mercados de Asia y Oceanía.

    Mientras tanto, Vaca Muerta continúa consolidándose como el principal motor energético argentino y como un actor cada vez más relevante dentro del mapa energético sudamericano.

    El crecimiento del shale neuquino no sólo impulsa exportaciones de petróleo y gas, sino que también empieza a redefinir la infraestructura regional y las estrategias de abastecimiento de los países vecinos.

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  • Récord de producción, alerta pyme: el crecimiento de Neuquén no derrama igual en Añelo

    Récord de producción, alerta pyme: el crecimiento de Neuquén no derrama igual en Añelo

    Neuquén alcanzó en abril un nuevo máximo histórico de petróleo y consolidó al shale como el corazón de su matriz, con 628.924 barriles diarios no convencionales, equivalentes al 97,10% del total provincial. La velocidad crucero sube mes a mes. El vector shale sigue reconfigurando el mapa energético argentino. También el económico, con su incidencia en la balanza comercial energética.

    No obstante, de cara al segundo tramo del año vuelve una vieja pregunta en el sector pyme. ¿Quién captura ese crecimiento y bajo qué reglas?

    La Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA), presidida por Raúl Martín, y CEIPA (Cámara Empresarial Industria Petrolera y Afines), encabezada por Cristian Bergese, trazaron un cuadro de situación esta semana, junto al intendente de Añelo, Fernando Banderet, y la UOCRA.

    Plantearon disminución de demanda laboral, paralización y escasez de obras, aumento de trabajadores desocupados y presencia de empresas foráneas que operan en la región sin los lineamientos que reclama el entramado local.

    La producción petrolera neuquina creció 3,13% contra marzo y 36,18% contra abril de 2025. En el acumulado del primer cuatrimestre, la mejora fue del 32,37%.

    El crecimiento estuvo asociado a áreas como El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena, según lo que difundió el gobierno neuquino.

    También el gas sostiene una curva positiva, en pleno incremento de la demanda doméstica por la baja de temperaturas. El crecimiento hizo que la provincia llegara a los 101,19 millones de metros cúbicos diarios en abril, con una suba interanual del 10,91%. El no convencional explicó el 90,57% del total gasífero provincial.

    En la mirada macro, el tablero de Vaca Muerta luce expansivo. El reclamo de Añelo muestra que el crecimiento en los yacimientos no siempre se traduce, de manera automática, en empleo local ni en contratos para pymes.

    Sobre todo en la era shale, el fantástico rendimiento inicial de los pozos productores plantea esa ecuación de tira y afloje entre producción intensiva, efectos locales, disponibilidad de transporte y demanda local y global.

    En una nota con Modo Shale (Mitre Patagonia y YouTube), el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, afirmó que espera la llegada de unos cinco perforadores más hacia la segunda parte del año. Lo expresó a su regreso de EE.UU., donde participó de un evento vinculado al potencial del shale argentino.

    Horacio Marín, el presidente de YPF, anticipó en marzo lo mismo: la empresa terminará el año con cinco perforadores más. Así tendrá unos 19 en la antesala de la primera inyección de crudo en el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

    El punto más sensible del planteo empresario en Añelo es la llegada de compañías de fuera de la provincia que compiten con valores más bajos que los locales. En un ciclo hipercompetitivo, la industria busca reducir costos y mantener estándares internacionales. Esa presión es real y forma parte de la agenda estructural del shale.

    Ese contexto, afirmaron las dos cámaras, se cruza con asimetrías fiscales, impositivas y laborales. Para parte de las pymes de Neuquén, se trata de competir contra actores que, según plantean, no enfrentan las mismas condiciones ni dejan el mismo impacto económico en la comunidad.

    En la convocatoria que hicieron esta semana en Añelo expusieron lo siguiente:

    • Reconocimiento del crecimiento del sector, pero exigencia local: “Celebramos los récords de explotación, celebramos también los buenos márgenes que tienen las operadoras (…) Y también celebramos que vengan otras empresas a invertir en la zona”, dijo Martín, de CEISA.

     

    • Preocupación por los acuerdos “cerrados con empresas de afuera”: “Vemos otras empresas que vienen con convenios marco directamente de las operadoras. Y nosotros no queremos romper eso porque nosotros no queremos cartelizar la provincia ni nada por el estilo. Queremos cotizar”, sostuvo el directivo.

     

    • Exigencia del cumplimiento de la Ley de Compre Neuquino: anunciaron que están trabajando junto al Centro PyME, autoridad de aplicación, para auditar los porcentajes de contratación local de las grandes operadoras. “Lo que nosotros queremos hacer es que se cumpla la ley del Compre Neuquino, que nos den la oportunidad de hacer los trabajos y demostrarles que también lo sabemos hacer bien”, planteó. 

     

    • Asimetrías de costos: señalaron que les resulta «imposible» competir en precios contra empresas del norte del país que fabrican productos con convenios laborales beneficiosos y que operan desde parques industriales con subsidios eléctricos e impositivos. “La mano de obra, esas empresas la tienen mucho más barata, entonces ese alto componente hace que la competencia sea bastante despareja para nosotros”, sostuvieron ante referentes de Shell, Total y AESA, que concurrieron al llamado.

    El crecimiento de la producción de abril, y los meses precedentes, traslada también el peso de Vaca Muerta en las finanzas de Neuquén.

    Comparado con marzo, las regalías, y el canon extraordinario de producción, crecieron 43,4% mensual, impulsadas sobre todo por el petróleo, al pasar de unos $169.000 millones a $252.000 millones. El gas también acompañó, con una suba desde $41.000 millones a casi $49.000 millones.

    En términos interanuales, el dato es todavía más fuerte: Regalías más canan aumentaron 82,9% nominal y 38,3% real, descontada la inflación estimada.

    El contexto internacional suma: la tensión en Medio Oriente empuja las expectativas sobre el crudo y mejora la ecuación de las regalías. Para Neuquén, la combinación es potente: más producción local y mejores precios externos. Como se ve, también con tensiones locales, propias del ciclo de expansión.

    Una parte del alivio fiscal llega de la coyuntura de precios. La industria toma nota y sabe que lo óptimo es seguir asimilando mejoras de los procesos en los principales bloques, la forma de sobrellevar que los escenarios cambiantes de la geopolítica global alteren el margen de posibilidades en la antesala exportadora de mayor escala.

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  • Neuquén avanza con un plan integral de infraestructura eléctrica para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

    Neuquén avanza con un plan integral de infraestructura eléctrica para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

    El gobierno de Neuquén anunció la ejecución de dos obras eléctricas consideradas estratégicas para el desarrollo energético y territorial de la provincia: la interconexión Alicurá-Villa La Angostura (Alivilla) y el cierre del Anillo Norte.

    Los proyectos serán financiados en el marco de la segunda etapa del Programa de Equilibrio y Desarrollo Territorial, con apoyo del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF).

    El anuncio fue realizado por el gobernador Rolando Figueroa durante el Foro Internacional de Integración Regional en América Latina y el Caribe, que se desarrolla en Colombia. Allí sostuvo que “el Modelo Neuquino implica crecer con equilibrio territorial” y remarcó la necesidad de corregir “injusticias históricas” vinculadas al acceso a la energía y a la infraestructura.

    La iniciativa contempla una inversión total de 155,3 millones de dólares. De ese monto, 137,8 millones serán financiados mediante un préstamo de CAF y el resto será aportado por la Provincia. El plazo estimado de ejecución es de cuatro años.

    Uno de los proyectos centrales será la construcción de la línea de alta tensión Alivilla, que permitirá conectar eléctricamente a Villa La Angostura y, en una futura etapa, a Villa Traful, al Sistema Argentino de Interconexión. Actualmente ambas localidades dependen de generación térmica con combustibles fósiles para abastecer su demanda energética.

    La obra contempla entre 85 y 90 kilómetros de línea de alta tensión en 132 kV desde la futura estación transformadora Pampa Alicurá hasta Villa La Angostura, utilizando además infraestructura subterránea ya ejecutada hace una década por el EPEN. También se desarrollarán estaciones transformadoras, sistemas de control y equipamiento electromecánico.

    Según explicó Figueroa, el objetivo es terminar definitivamente con los generadores a gasoil que hoy abastecen a ambas localidades. En el caso de Villa La Angostura, el costo anual de generación eléctrica alcanza los 21 millones de dólares.

    El mandatario recordó que el proyecto original Alipiba —Alicurá, Pilcaniyeu y Bariloche— había sido comprometido en reiteradas oportunidades por gobiernos nacionales, pero nunca se concretó. “Neuquén hizo su parte y decidió avanzar por cuenta propia cuando quedó claro que Nación no ejecutaría la obra”, afirmó.

    La segunda obra estratégica será el cierre del Anillo Norte, mediante la construcción de una línea de alta tensión de 160 kilómetros entre Las Lajas y Chos Malal. El proyecto busca mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico provincial y evitar cortes masivos en el norte y oeste neuquino ante contingencias climáticas o fallas técnicas.

    El anillado permitirá transferir demanda entre distintas regiones y garantizar continuidad del suministro en caso de interrupciones sobre líneas críticas como Puesto Hernández-Chos Malal o Cutral Co-Zapala. Además, facilitará futuras conexiones de proyectos de generación hidráulica, eólica, solar y geotérmica.

    La obra beneficiará de manera directa a más de 40 mil usuarios distribuidos en unas 45 localidades y parajes del noroeste provincial. También impactará indirectamente sobre miles de usuarios de Zapala y Cutral Co.

    Figueroa vinculó estas inversiones con un plan integral de infraestructura que impulsa la Provincia para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y garantizar que el desarrollo energético tenga impacto en la calidad de vida de las comunidades.

    En ese marco, destacó avances en obras de gasoductos para Añelo, Rincón de los Sauces y el norte neuquino, además de la reactivación del Gasoducto Cordillerano, que permitirá nuevas conexiones domiciliarias en Villa La Angostura, San Martín y Junín de los Andes.

    El gobernador también señaló que Neuquén trabaja en una nueva administración de sus recursos energéticos mediante una “canasta energética” basada en regalías hidroeléctricas y gasíferas. Según explicó, el esquema permitirá generar beneficios para sectores productivos y fortalecer políticas de equidad territorial.

    A las obras energéticas se suman un plan vial con 850 kilómetros de nuevas rutas y 600 kilómetros de repavimentación, además de un tendido provincial de 1.500 kilómetros de fibra óptica para ampliar el acceso digital en todo el territorio neuquino.

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  • El oficialismo avanzó con la reforma de Zona Fría y el proyecto pasó al Senado

    El oficialismo avanzó con la reforma de Zona Fría y el proyecto pasó al Senado

    La Cámara de Diputados aprobó este jueves el proyecto impulsado por el Gobierno nacional para reformar el Régimen de Zona Fría y avanzar con un recorte de subsidios al gas en gran parte del país.

    La iniciativa obtuvo media sanción con 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones, en una sesión atravesada por fuertes cruces entre el oficialismo y la oposición.

    La Libertad Avanza obtuvo el respaldo del PRO, la Unión Cívica Radical, Innovación Federal, Producción y Trabajo, además de diputados del MID, y logró avanzar con una de las reformas energéticas más sensibles desde el inicio de la gestión de Javier Milei. El proyecto ahora deberá ser tratado en el Senado.

    El núcleo de la iniciativa apunta a desamar parcialmente la ampliación del régimen aprobado en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández, a través de una ley impulsada por Máximo Kirchner.

    Aquella modificación había extendido los descuentos en las tarifas de gas a localidades y departamentos de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Jujuy y La Rioja, además de las regiones históricamente incluidas como la Patagonia, Malargüe y la Puna.

    Si la ley queda sancionada, las zonas originales mantendrán los subsidios plenos al consumo residencial de gas natural y gas propano por redes. Sin embargo, en las áreas incorporadas hace cuatro años, el beneficio quedará restringido únicamente a usuarios considerados vulnerables y registrados dentro del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por decreto a multas de 2025.

    El Gobierno argumentó que busca “garantizar una adecuada segmentación geográfica y socioeconómica” de los subsidios, bajo criterios de “equidad”, “responsabilidad fiscal” y “uso eficiente de los recursos públicos”.

    La nueva normativa establece que solo podrán acceder al beneficio adicional quienes tengan ingresos menores o iguales a tres canastas básicas totales o estén alcanzadas por programas específicos o pensiones para veteranos de Malvinas.

    Otro de los cambios centrales es que el subsidio dejará de calcularse sobre la tarifa completa y pasará a aplicarse únicamente sobre el precio del gas, excluyendo transporte y distribución. En la práctica, eso implicará un aumento en las facturas finales para muchos usuarios alcanzadas actualmente por el esquema vigente.

    Además, el proyecto mantiene el financiamiento del Régimen de Zona Fría mediante el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas, solventado con un recargo sobre las tarifas, aunque habilita al Poder Ejecutivo a modificar ese recargo en hasta un 50%.

    La sesión estuvo marcada por discursos encendidos y acusaciones cruzadas. El oficialismo defendió la iniciativa bajo el argumento de terminar con “subsidios indiscriminados” y avanzar hacia un sistema “más eficiente”.

    El presidente de la Comisión de Energía, el libertario Facundo Correa Llano, aseguró que durante años “la política energética se construyó sobre privilegios y populismo tarifario” y sostuvo que “cuando el subsidio deja de estar focalizado deja de ser una herramienta social y pasa a transformarse en una distorsión”.

    Desde el PRO, Laura Rodríguez Machado afirmó que el Gobierno está “desarmando una bomba que dejó el kirchnerismo” y acusó a la gestión anterior de haber ampliado el régimen con criterios electorales.

    La oposición, en cambio, denunció que la reforma implicará un fuerte impacto sobre la clase media y los sectores trabajadores del interior del país.

    La diputada fueguina Andrea Freites advirtió que el Gobierno “hace perder un beneficio de más de 25 años” y defendió la ley vigente al señalar que “Zona Fría es soberanía y federalismo real”. También cuestionó que se exija “un certificado de pobreza para acceder a un derecho básico”.

    En la misma línea, Esteban Paulón criticó que mientras el Ejecutivo habla de ajuste y recorte “sí hay plata para compensar a distribuidoras eléctricas”. Además, vinculó la reforma con futuros aumentos tarifarios durante el invierno y apuntó contra el asesor presidencial Santiago Caputo para celebrar la medida en redes sociales con la frase “Se acerca el invierno”.

    Miguel Ángel Pichetto también rechazó los cambios y defendió los subsidios para la Patagonia al considerar que vivir en la región “es de alto sacrificio” y merece un esquema diferencial por las condiciones climáticas extremas.

    El proyecto incluye además otros capítulos vinculados al sector energético. Entre ellos, la regularización de deudas de distribuidoras eléctricas con CAMMESA, la derogación de regímenes de promoción hidrocarburífera y la prórroga hasta 2045 del régimen de incentivo a las energías renovables.

    El debate dejó expuesta una de las discusiones más sensibles de la agenda económica: el equilibrio entre el ajuste fiscal y el costo social de las tarifas en un contexto de caída del poder adquisitivo y aumento sostenido de los servicios públicos.

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  • Mercados de carbono: una oportunidad para captar inversiones globales y financiar una transición sustentable

    Mercados de carbono: una oportunidad para captar inversiones globales y financiar una transición sustentable

    El establecimiento de un mercado de carbono estructurado en la Argentina se presenta como una herramienta técnica para canalizar financiamiento hacia proyectos de mitigación, restauración y conservación ambiental. Estos mecanismos basados en el mercado permiten cuantificar las reducciones o remociones de gases de efecto invernadero en toneladas de dióxido de carbono equivalente.

    Al asignar un valor económico a la mitigación climática, se incentiva la inversión del sector privado y se facilita el cumplimiento de las metas ambientales internacionales. La viabilidad de este esquema depende de la existencia de reglas claras de monitoreo, reporte y verificación que garanticen la transparencia y eviten distorsiones operativas como la doble contabilización.

    Frente a este escenario, la senadora nacional y ex secretaria de Energía, Flavia Royón, presentó un proyecto de ley que busca establecer el marco jurídico para el desarrollo, registro y comercialización de créditos de carbono generados por proyectos voluntarios en el territorio nacional. La iniciativa legislativa promueve un estándar de alta integridad ambiental y seguridad jurídica, ordenando el funcionamiento de las transacciones sin obstaculizar la inversión privada, y procura dar previsibilidad a los actores del mercado mediante una institucionalidad coordinada con las provincias.

    Entre los puntos principales del proyecto de Royón destaca la creación del Registro Nacional de Reducción de Emisiones (ReNaRe). Esta plataforma digital será de inscripción obligatoria para todos los proyectos que pretendan emitir, transaccionar o retirar créditos de carbono bajo jurisdicción argentina. El ReNaRe funcionará bajo la órbita de la Secretaría de Turismo, Ambiente y Deportes como autoridad de aplicación nacional.

    Otro eje metodológico de la propuesta es la obligatoriedad del ciclo de Monitoreo, Reporte y Verificación (MRV) bajo estándares auditables. El texto establece que los titulares de los proyectos deberán implementar tecnologías de alta precisión, tales como sensores remotos satelitales, dispositivos de internet de las cosas (IoT) y tecnología LiDAR para el control de la biomasa y las emisiones en terreno. Los informes anuales requerirán el dictamen de una entidad de validación y verificación independiente, acreditada ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA).

    El proyecto contempla un régimen de incentivos fiscales específico para promover la radicación de inversiones iniciales en el sector. El articulado propone la exención del Impuesto a las Ganancias por un período de cinco años para los ingresos derivados de la primera venta de créditos de carbono, siempre que no estén bajo el régimen de grandes inversiones. Adicionalmente, introduce la amortización acelerada en tres años para la adquisición de tecnologías de monitoreo y otorga estabilidad fiscal por un término de quince años a partir de la aprobación del proyecto.

    En materia presupuestaria y de contabilidad internacional, el proyecto clasifica los créditos en Contribuciones de Mitigación y Unidades de Resultado de Mitigación Transferibles (URMT), estas últimas aptas para transferencias internacionales bajo el Artículo 6 del Acuerdo de París. El Estado nacional aplicará un Ajuste Correspondiente en el inventario nacional al exportar una URMT, sumando las toneladas cedidas para evitar el doble cómputo internacional. Finalmente, las transferencias al exterior deberán aportar un 2% del valor de la transacción para el Aporte para la Adaptación Climática, destinado a financiar obras de infraestructura en las provincias más vulnerables.

    Por su parte, la abogada y especialista en energía y derecho ambiental, Verónica Tito, analizó con Mejor Energía las implicancias operativas de regular estos mercados en la Argentina, y explicó cómo la falta de un marco normativo unificado a nivel federal genera asimetrías entre las provincias y limita el acceso a financiamiento internacional de gran escala. La especialista remarcó la importancia de «establecer definiciones precisas sobre la propiedad del carbono y la interacción entre el sector público y los desarrolladores privados».

    Tito señaló que «la coexistencia de registros provinciales independientes y metodologías dispares puede restar credibilidad al país ante los compradores internacionales de créditos». Desde una perspectiva jurídica, destacó que «los proyectos basados en la naturaleza deben estructurarse respetando de forma estricta las facultades constitucionales de las provincias sobre sus recursos naturales». La armonización de un estándar nacional mínimo se presenta, bajo este enfoque, como el camino para mitigar los riesgos de litigiosidad y superposición registral.

    La especialista también ponderó la necesidad de «agilizar los procesos administrativos para la aprobación de los proyectos», advirtiendo que los plazos burocráticos excesivos desalientan el desarrollo tecnológico. Según su análisis, «el diseño de salvaguardas ambientales y sociales sólidas no debe traducirse en barreras de entrada para las pequeñas y medianas empresas agropecuarias o forestales». El desafío regulatorio radica en equilibrar la máxima exigencia técnica en los sistemas de medición con la fluidez comercial que demanda el mercado voluntario global.

    En una coincidencia legislativa, la senadora Sonia Decut formalizó de manera casi simultánea la presentación de un segundo proyecto de ley enfocado en la materia, denominado Ley Marco para el Desarrollo de los Mercados de Carbono y su Integración al Mercado de Capitales. Esta propuesta comparte los principios de integridad ambiental y federalismo concertado, ratificando el dominio originario de las provincias sobre sus recursos naturales en los términos del artículo 124 de la Constitución Nacional. Sin embargo, introduce un enfoque marcadamente financiero al vincular los activos ambientales con el régimen de oferta pública.

    El texto de Decut define formalmente a los resultados de mitigación y a los créditos de carbono como activos ambientales intangibles con individualidad jurídica y económica propia. El proyecto establece que, cuando estos instrumentos sean objeto de oferta pública, tokenización o negociación en mercados autorizados, quedarán bajo la órbita y fiscalización de la Comisión Nacional de Valores (CNV). De esta forma, busca habilitar la creación de instrumentos financieros ambientales como fideicomisos y bonos vinculados a la sostenibilidad para canalizar el ahorro interno hacia la mitigación climática.

    A diferencia de la propuesta de Royón, el marco propuesto por Decut determina que la inscripción en el Registro Nacional de Carbono será voluntaria para las operaciones realizadas exclusivamente en mercados voluntarios domésticos, salvo excepciones tasadas. Asimismo, convalida de pleno derecho los programas jurisdiccionales provinciales de mitigación, como los esquemas REDD+, mediante una declaración jurada de cumplimiento de presupuestos mínimos. Los criterios para evitar el doble conteo entre proyectos privados y estatales se derivan, bajo esta norma, a las resoluciones del Consejo Federal del Mercado de Carbono.

    Este dinamismo en el Congreso de la Nación se superpone con los esfuerzos técnicos de la Mesa Argentina de Carbono, una plataforma sectorial que nuclea a los principales actores privados, académicos y de la sociedad civil vinculados al mercado regulado y voluntario. La organización diseñó en 2025 un plan de desarrollo sectorial integral y un proyecto normativo de base para el mercado local. Ante las nuevas presentaciones legislativas en el Senado, la entidad se encuentra abocada a la actualización de su propuesta para asegurar la competitividad internacional del sector.

    La Mesa Argentina de Carbono trabaja en la revisión de los mecanismos de interoperabilidad registral y en la simplificación de las salvaguardas sociales para los proyectos comunitarios. El objetivo institucional de la organización es aportar insumos técnicos al debate legislativo para evitar que las regulaciones nacionales fijen cupos excesivos de retención de carbono que puedan aislar a la Argentina de los flujos de inversión globales.

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  • Neuquén volvió a batir un récord histórico de producción petrolera impulsada por Vaca Muerta

    Neuquén volvió a batir un récord histórico de producción petrolera impulsada por Vaca Muerta

    Neuquén registró en abril de 2026 un nuevo récord histórico en producción de petróleo al alcanzar los 628.924 barriles diarios, de acuerdo con datos de la subsecretaría de Hidrocarburos del ministerio de Energía provincial.

    El volumen marcó un incremento del 3,13% respecto de marzo y una suba interanual del 36,18% frente a abril de 2025, consolidando el crecimiento sostenido de Vaca Muerta y del desarrollo no convencional.

    El desempeño de abril también impulsó el acumulado del primer cuatrimestre del año, que mostró un crecimiento del 32,37% respecto del mismo período de 2025.

    La evolución confirma una tendencia ascendente que se viene consolidando mes a mes de la mano de nuevas perforaciones, mayor actividad de fractura y ampliación de infraestructura de transporte.

    Según detalló la subsecretaría de Hidrocarburos, el crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el aumento de producción en las áreas El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena, todas vinculadas al desarrollo shale de Vaca Muerta.

    La producción no convencional volvió a ser el motor central de la actividad hidrocarburífera neuquina. En petróleo, el shale y otros recursos no convencionales aportaron 610.664 barriles diarios, equivalentes al 97,10% del total provincial.

    En paralelo, la producción de gas alcanzó los 101,19 millones de metros cúbicos diarios. Si bien el dato representó una leve baja del 0,08% frente a marzo, mostró un crecimiento interanual del 10,91%. En el acumulado anual, la mejora fue del 5,94%.

    Dentro del segmento gasífero, la producción no convencional llegó a 91,65 millones de metros cúbicos diarios, es decir, el 90,57% del total provincial. El shale gas explicó 82,75 millones de metros cúbicos diarios —el 81,78% de toda la producción de gas— mientras que el tight gas aportó otros 8,90 millones, con una participación del 8,79%.

    La curva ascendente de Neuquén se consolidó durante los últimos meses. En marzo de 2026 la provincia ya había marcado un máximo histórico cercano a los 610 mil barriles diarios, luego de superar durante febrero la barrera de los 590 mil barriles.

    El salto de abril permitió ampliar nuevamente ese techo productivo y reforzó el posicionamiento de Neuquén como principal provincia hidrocarburífera del país.

    El crecimiento sostenido de Vaca Muerta también se apoya en nuevas obras de evacuación de crudo y gas, mayores inversiones de operadoras y mejores niveles de productividad por pozo, factores que permitieron acelerar la expansión de la actividad no convencional en la cuenca neuquina.

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  • Vaca Muerta reduce la dependencia energética, pero persisten cuellos de botella en el sistema eléctrico

    Vaca Muerta reduce la dependencia energética, pero persisten cuellos de botella en el sistema eléctrico

    El desarrollo de Vaca Muerta y la ampliación de la infraestructura de transporte de gas modificaron el escenario energético argentino y permitieron reducir de manera significativa la dependencia estructural de importaciones de Gas Natural Licuado (GNL).

    Sin embargo, el sistema eléctrico todavía enfrenta limitaciones en generación, transporte y distribución que podrían transformarse en un freno para el crecimiento económico y productivo.

    Así lo advirtió Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, en el Informe Mensual de Indicadores de Energía Eléctrica, Renovables y Transición Energética, donde analizó el proceso de “sinceramiento” de precios en el sector y los desafíos que enfrenta el sistema energético nacional.

    El informe sostiene que Argentina atraviesa una etapa de transición hacia un esquema de mayor racionalidad económica, en el que los precios comienzan a reflejar los costos reales de abastecimiento.

    En ese contexto, el especialista remarcó que la puesta en marcha del Gasoducto Perito Moreno -ex Néstor Kirchner- y otras obras de ampliación permitieron consolidar a Vaca Muerta como el principal proveedor marginal del sistema energético.

    Según el análisis, aunque el país todavía debe importar GNL durante los picos de demanda invernal, el volumen requerido es mucho menor al de años anteriores. Actualmente, los precios internacionales del gas se ubican entre 19 y 20 dólares por millón de BTU, afectados por las tensiones geopolíticas en Medio Oriente.

    “El país continúa expuesto a la volatilidad internacional, pero desde una posición más sólida, con menores necesidades de importación y una balanza energética más equilibrada”, señaló Dreizzen en el documento.

    El informe también subraya que el nuevo esquema regulatorio implica un cambio estructural respecto del modelo de subsidios predominante durante más de una década.

    Con la Resolución 400/2025, los mayores costos de combustible comienzan a trasladarse de manera progresiva a las tarifas eléctricas, restableciendo las señales económicas para las decisiones de consumo e inversión.

    No obstante, el crecimiento de la producción de gas no convencional no resuelve por sí solo las limitaciones del sistema. El reporte advierte que persisten cuellos de botella en infraestructura eléctrica que podrían afectar sectores de alta demanda energética como minería, oil & gas, industria y data centers.

    En ese marco, el Gobierno nacional impulsa la Resolución 83/2026, que habilita un nuevo esquema de Ampliaciones por Concesión de Obra Pública (COP) para expandir el transporte eléctrico mediante participación privada. El mecanismo prevé que empresas financien, construyan y operen obras durante períodos de hasta 30 años, recuperando la inversión a través de cargos tarifarios específicos.

    Para Aleph Energy, esta transformación forma parte de una redefinición más amplia del rol del Estado en el sector energético, con un mayor protagonismo del capital privado en infraestructura y generación.

    El informe también identifica un cambio de tendencia en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), donde la volatilidad de precios comienza a darle mayor valor económico a la flexibilidad operativa y al almacenamiento energético.

    En ese sentido, destacó la fuerte respuesta que tuvo la licitación AlmaSADI para proyectos de almacenamiento con baterías (BESS). Las ofertas habrían alcanzado unos 2.500 MW frente a un cupo inicial de 700 MW, reflejando el interés de los inversores en los nuevos esquemas de remuneración asociados a la disponibilidad de potencia y la respuesta rápida del sistema.

    Dreizzen consideró que herramientas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y el futuro Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) apuntan a facilitar proyectos energéticos en un escenario donde las señales de precios recuperan relevancia.

    Finalmente, el informe concluye que la sostenibilidad de esta transición energética dependerá de la capacidad del sector privado para ejecutar inversiones en generación, transporte y distribución eléctrica que permitan acompañar el crecimiento de la demanda y reducir la vulnerabilidad estructural del sistema argentino.

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