Autor: Más Energía

  • Litio desde residuos mineros: la alternativa estratégica que gana terreno global

    Litio desde residuos mineros: la alternativa estratégica que gana terreno global

    La recuperación de litio desde fuentes secundarias comienza a consolidarse como una nueva frontera para la industria minera global. En lugar de depender exclusivamente de nuevos yacimientos, empresas y centros de investigación desarrollan tecnologías para extraer el mineral desde residuos mineros, relaves e instalaciones históricas acumuladas durante décadas, con el objetivo de diversificar el suministro para la transición energética.

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    De acuerdo con un análisis de GEM Mining Consulting, antiguos depósitos de residuos que fueron considerados pasivos ambientales tienen el potencial de transformarse en nuevas fuentes de minerales críticos para baterías, electrificación y almacenamiento energético. El estudio destaca que los residuos provenientes de procesos mineros y metalúrgicos representan una de las corrientes de desechos más grandes del planeta.

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    Residuos con potencial económico y ambiental

    Investigaciones recientes indican que materiales como residuos de bauxita, cenizas industriales, relaves de estaño y tungsteno, aluminosilicatos y otros subproductos contienen concentraciones de litio y elementos estratégicos económicamente recuperables. La extracción resulta especialmente atractiva cuando el litio se aísla junto a otros elementos de alto valor, como tierras raras, galio, germanio, vanadio, rubidio o cesio.

    «Obtener litio desde materiales que ya fueron extraídos podría ayudar a reducir la presión para abrir nuevos depósitos», señaló GEM Mining en su análisis. Uno de los principales argumentos a favor de esta estrategia es que gran parte de estos residuos ya se encuentra en superficie con infraestructura minera existente, lo que reduce los tiempos de permisos y los costos de desarrollo frente a proyectos greenfield tradicionales.

    Pete Smith, CEO de Sasquatch Resources, afirmó que la recuperación de residuos históricos podría convertirse en una de las formas más eficientes de incorporar minerales críticos a la cadena de suministro global. La empresa trabaja actualmente en el proyecto Mount Sicker, en Columbia Británica, Canadá, donde busca recuperar cobre, zinc, plata y oro desde antiguas pilas de residuos mineros generadas entre 1895 y 1915.

    Chile avanza en la recuperación

    El escenario chileno también registra movimiento. La empresa Quiborax desarrolla pruebas para recuperar litio desde residuos industriales generados por sus propias operaciones mineras. A fines de 2023, la Comisión Chilena de Energía Nuclear autorizó a la compañía a realizar ensayos de procesamiento sobre litio contenido en residuos mineros para evaluar su viabilidad técnica.

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    La demanda de minerales críticos por vehículos eléctricos e IA impulsa la minería de residuos.

    En mayo de 2026, el proyecto registró un avance significativo: la Contraloría General de Chile completó la revisión legal del decreto asociado al contrato especial de operación de litio que el Estado firmaría con la compañía. Según estimaciones preliminares, el proyecto tendría capacidad para producir aproximadamente 2.000 toneladas anuales de carbonato de litio, utilizando más de nueve millones de toneladas de subproductos industriales, siempre que las condiciones tecnológicas, regulatorias y económicas resulten favorables.

    Rio Tinto y la escalada tecnológica

    En el plano internacional, Rio Tinto logró producir carbonato de litio grado batería a partir de roca residual en la mina Boron, ubicada en California, Estados Unidos. La planta piloto opera actualmente con capacidad reducida, aunque la compañía evalúa escalar la producción hasta al menos 5.000 toneladas anuales.

    El creciente interés por fuentes secundarias de litio se produce en un contexto de fuerte expansión de la demanda global, impulsada por vehículos eléctricos, almacenamiento energético, inteligencia artificial y centros de datos, sectores que incrementan de manera sostenida el consumo de minerales críticos.

    Un complemento estratégico, no un reemplazo

    Especialistas advierten que las fuentes secundarias no reemplazarán completamente a la minería convencional, pero sí podrían convertirse en un complemento relevante para diversificar el suministro y reducir los impactos ambientales asociados a nuevos proyectos extractivos. Más allá del potencial económico, el enfoque también apunta a remediar pasivos ambientales históricos y rehabilitar zonas degradadas, sumando un valor ambiental que los proyectos greenfield difícilmente pueden ofrecer.

    La minería de residuos no es una solución única, pero todo parece indicar que en un mundo que necesita más litio con menos impacto, representa una apuesta cada vez más seria.

    FUENTE:GEM Mining, Reporte minero

  • Sueldos petroleros 2026: Permian vs. Vaca Muerta en dólares

    Sueldos petroleros 2026: Permian vs. Vaca Muerta en dólares

    La industria de hidrocarburos no convencionales atraviesa en 2026 un momento de expansión simultánea en dos cuencas que concentran la atención global: el Permian Basin y Vaca Muerta. Ambas operan bajo lógicas distintas —mercado libre en el primero, convenio colectivo en la segunda— y esa diferencia se traduce de forma directa en los sueldos que perciben sus trabajadores, medidos en dólares.

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    Los datos disponibles a mayo de 2026 permiten una comparación precisa por rol y nivel de experiencia. El resultado es claro: El sector paga salarios muy por encima del promedio, pero con matices.

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    De hecho, los sueldos en el Permian Basin prácticamente duplican a los de Vaca Muerta en posiciones equivalentes, aunque en el contexto local argentino los petroleros patagónicos representan la cima del mercado laboral.

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    Vaca Muerta: récord nacional, brecha global

    El último acuerdo de paritarias, firmado entre la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la Cámara de Servicios Petroleros (CASEPE) y los sindicatos de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, estableció un piso salarial de $3.914.000 brutos mensuales para jornadas de ocho horas, vigente desde abril de 2026 y cobrado en mayo. El acuerdo cubrió el período abril 2025-marzo 2026 e incorporó una recomposición del 80% acumulado.

    A ese piso se suma un adicional específico «Vaca Muerta» de $380.000 —congelado hasta la próxima negociación 2026-2027— y una vianda alimentaria de $35.848,95 por jornada. El acuerdo también incorporó una contribución sindical extraordinaria y por única vez de $151.000 por trabajador.

    Convertido al tipo de cambio oficial de mayo 2026 (aproximadamente $1.395 por dólar), el piso convencional equivale a unos USD 2.805 mensuales. Un nivel elevado para la realidad argentina —casi cuatro veces el salario promedio nacional—, pero sensiblemente inferior al estándar norteamericano.

    Los datos del Reporte Salarial 2026 de Randstad Argentina ubican a los puestos técnicos y gerenciales de la cuenca en bandas brutas mensuales para la región Patagonia que pueden llegar a los 19.000.000.

    El mismo reporte destaca que la Patagonia paga entre $7 y $9 millones de pesos más por mes que Buenos Aires para el mismo puesto. Un Gerente de Planta en la capital tiene un techo de $17,3 millones; en el sur, ese piso mínimo es $16,4 millones y el máximo asciende a $21,6 millones.

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    Permian Basin: el mercado fija el precio

    En el Permian Basin no existe un convenio centralizado comparable. Los salarios los determina el mercado, con fuerte influencia de la demanda operativa, la rotación de 14 días encendidos / 14 apagados (14/14) y la escasez creciente de personal calificado. Según el U.S. Bureau of Labor Statistics (BLS), la mediana salarial para trabajadores de extracción de petróleo y gas fue de USD 52.610 anuales (datos a mayo de 2024, los más recientes disponibles), aunque la compensación total —con horas extra obligatorias, bonos y primas de rotación— puede superar los USD 300.000 en mandos altos.

    El promedio del sector en extracción directa asciende a USD 132.747 anuales, lo que equivale a USD 11.062 mensuales, según información de DataUSA. Eso es $62.870 más que el salario promedio nacional estadounidense.

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    CEPH, CASEPE y los sindicatos cerraron el convenio 2025-2026 con un aumento del 80% acumulado.

    La brecha en perspectiva

    Medidos en dólares, los puestos equivalentes en el Permian Basin superan entre un 50% y un 120% a los de Vaca Muerta. Un driller en Texas gana entre USD 5.833 y USD 10.500 por mes; su par argentino (Company Man de locación) cobra entre USD 7.603 y USD 10.137. La diferencia se achica en los escalones superiores, pero persiste. En los niveles de entrada, la distancia es mayor: un roughneck norteamericano supera en un 50% al piso convencional argentino.

    Sin embargo, la comparación tiene matices. El costo de vida en el Permian Basin (Odessa-Midland) es un 16,3% menor al promedio nacional de EE.UU., según Salary.com, lo que mejora el poder adquisitivo real de los trabajadores texanos. Del lado argentino, la inflación proyectada para 2026 ronda el 30,5% anual, lo que erosiona permanentemente el valor en pesos de los salarios, aunque la paridad cambiaria oficial se mantenga relativamente estable.

    Para 2026, el Permian Basin enfrenta además un déficit estructural de toolpushers y drillers experimentados, con una generación de veteranos que llega a la jubilación y una demanda operativa sostenida. Esa presión al alza en los salarios aún no tiene correlato en Vaca Muerta, donde la oferta de mano de obra técnica local creció con el boom de la cuenca.

    La conclusión es clara: El petróleo paga bien en ambas cuencas. Pero no por igual. En el Permian Basin, el mercado laboral premia con mayor contundencia en dólares, especialmente en los niveles medios. En Vaca Muerta, el convenio colectivo garantiza pisos robustos para la realidad argentina, con una cúpula técnica y gerencial que alcanza valores de clase mundial. La variable que los diferencia no es solo la productividad o el precio del barril: es el sistema con el que cada industria decide remunerar a quienes extraen el recurso.

    FUENTE: Randstad Argentina Reporte Salarial 2026, U.S. Bureau of Labor Statistics (BLS), ZipRecruiter, McFarlane Law, Salary.com

  • Lo que tenés que saber para trabajar en Vaca Muerta

    Lo que tenés que saber para trabajar en Vaca Muerta

    El crecimiento de Vaca Muerta ya no sólo se mide en producción, exportaciones o inversiones multimillonarias. La expansión simultánea de obras de infraestructura, proyectos de exportación y nuevas plantas energéticas abrió otro frente de análisis en la industria vinculado a la disponibilidad de mano de obra calificada para sostener el desarrollo del shale argentino.

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    Con una producción de petróleo encaminada a marcar un nuevo récord histórico en 2026 y con proyectos estratégicos que avanzan en paralelo en Neuquén y Río Negro, el desafío comienza a trasladarse desde el subsuelo hacia la formación técnica y profesional. En ese contexto, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, advirtió que la industria necesitará al menos 40.000 puestos de trabajo directos e indirectos durante los próximos años, aunque reconoció que esa cifra podría incluso no alcanzar frente a la magnitud de las obras previstas.

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    La ola de proyectos que multiplica la demanda laboral

    La expansión de Vaca Muerta atraviesa una etapa inédita de inversiones simultáneas. A la perforación y producción no convencional se suman grandes desarrollos de infraestructura vinculados a exportación de petróleo y gas natural licuado (GNL).

    Entre ellos aparece el megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto de 437 kilómetros que conectará la cuenca neuquina con una terminal portuaria sobre la costa atlántica de Río Negro. El desarrollo es impulsado por un consorcio integrado por YPF, Vista, PAE, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, y apunta a habilitar exportaciones mediante buques de gran porte tipo VLCC.

    En paralelo, avanza el proyecto Argentina LNG, que busca transformar a Río Negro en una plataforma exportadora de GNL, integrando producción con infraestructura industrial y portuaria sobre el Atlántico.

    A esto, se suma el desarrollo encabezado por el consorcio Southern Energy (SESA), integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, que prevé instalar la primera terminal flotante de licuefacción de gas del país en el Golfo San Matías. El proyecto contempla además un gasoducto dedicado para transportar gas desde Neuquén hacia la costa rionegrina y proyecta exportaciones por más de USD 20.000 millones entre 2027 y 2035.

    Para Marín, el conjunto de estas iniciativas incrementará la demanda de trabajadores en distintas áreas. «Siempre decimos que esta obra de estos cuatro años va a demandar 40.000 puestos de trabajo directos e indirectos. Y creo que me quedo corto», sostuvo el ejecutivo durante una charla realizada semanas atrás en Buenos Aires.

    El cuello de botella: formar trabajadores capacitados

    Frente a ese escenario, la discusión comenzó a dirigirse a la necesidad de desarrollar recursos humanos especializados capaces de operar en una industria cada vez más tecnificada. «En la parte del petróleo, necesitamos gente muy capacitada, así nace el Instituto Vaca Muerta (IVM)», señaló Marín.

    Según explicó, YPF busca acelerar los procesos de capacitación y certificación laboral para cubrir la demanda futura de la industria. «Si yo no capacito, no tengo productividad. Vos tenés que darle la capacidad a la gente, para saber el riesgo que está tomando», afirmó.

    El directivo indicó que durante este año la compañía prevé certificar 2.500 trabajadores y que el objetivo para 2027 es alcanzar un ritmo de 3.000 certificaciones anuales. La meta final es llegar a 15.000 trabajadores capacitados.

    «Si una persona sabe lo que está haciendo, los riesgos, es extremadamente productivo, genera productividad, entonces genera riqueza», agregó.

    Asimismo, Marín destacó que la estrategia educativa incluye desde formación técnica hasta especialización profesional internacional. «Vamos a enviar profesionales jóvenes a 15 másteres a los Estados Unidos por año», detalló.

    Formación con salida laboral en el shale: el IVM abre su convocatoria 2026

    Marín advirtió que Vaca Muerta podría demandar más de 40.000 empleos

    El IVM es impulsado por YPF como un centro especializado para entrenamiento operativo y técnico. “Es el instituto de formación más moderno del mundo. En Houston y en Canadá, no hay un centro como el que tenemos”, aseguró el ejecutivo.

    El CEO de la petrolera explicó que el centro incorpora simuladores y sistemas en tiempo real similares a los utilizados en las operaciones de campo. Además, señaló que la demanda de interesados superó ampliamente las expectativas iniciales. «En tres días, en el primer turno eran 350 postulados porque estábamos empezando. Pero después se anotaron 17.000 en tres días. Es un éxito», sostuvo.

    Producción récord

    La necesidad de ampliar la oferta laboral aparece en un momento de fuerte expansión productiva del sector hidrocarburífero.

    Según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario, Argentina podría alcanzar en 2026 la mayor producción petrolera de su historia, impulsada principalmente por el crecimiento del shale oil en Vaca Muerta.

    El reporte proyecta que la producción diaria podría superar los 900.000 barriles por día durante este año, lo que implicaría un crecimiento del 16% respecto de 2025 y niveles incluso superiores al récord histórico de 1998.

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    Producción de petróleo. (Fuente: Informe de la Bolsa de Comercio de Rosario)

    Actualmente, casi el 70% de la producción petrolera argentina proviene de recursos no convencionales, una participación que continúa creciendo año tras año.

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    Vaca Muerta ya genera el 70% del petróleo argentino. Fuente: Informe de la Bolsa de Comercio de Rosario.

  • La Amarga Chica amenaza con quedarse con el dominio de Loma Campana

    La Amarga Chica amenaza con quedarse con el dominio de Loma Campana

    Abril volvió a consolidar el liderazgo de YPF en Vaca Muerta. La compañía alcanzó una producción operada de 387.053 barriles diarios, cifra que representó un crecimiento mensual de 1,74% y un salto interanual de 13,98%.

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    El avance estuvo impulsado principalmente por la Cuenca Neuquina, que aportó 360.784 barriles diarios y ya representa el 93,21% del total producido por la compañía. El dato establece el objetivo del plan que trazó Horacio Marín para que la compañía se dedique el 100% al no convencional.

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    Dentro de ese esquema, La Amarga Chica volvió a convertirse en uno de los principales motores de crecimiento. El bloque alcanzó una producción de 89.864 barriles diarios, quedando a escasa distancia de la barrera de los 90 mil barriles por día y acercándose a un nivel histórico para el área operada con Vista Energy.

    La Amarga Chica se consolida en Vaca Muerta

    Según datos analizados por el especialista Fernando Salvetti, el desempeño de La Amarga Chica dejó al bloque prácticamente empatado con Loma Campana, el principal desarrollo de YPF en Vaca Muerta. Mientras Loma Campana produjo 90.066 barriles diarios, La Amarga Chica quedó apenas 202 barriles por debajo, mostrando cómo cambió el mapa productivo dentro de la compañía.

    El crecimiento de la producción shale también quedó reflejado en el desempeño del denominado hub integrado por Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y La Angostura Sur. Ese conjunto de áreas alcanzó una producción total de 294.644 barriles diarios y ya representa el 76% de toda la producción de YPF.

    Otro de los datos destacados de abril fue el avance de La Angostura Sur I, que registró un incremento mensual de 22,3%. El bloque alcanzó una producción de 38.592 barriles diarios y se consolidó como una de las áreas de mayor expansión dentro del portfolio shale de la compañía.

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    La Amarga Chica es uno de los bloques top de Vaca Muerta.

    El avance del shale

    La expansión de YPF en Vaca Muerta también tuvo como protagonistas a otros bloques estratégicos. Bandurria Sur alcanzó una producción de 61.793 barriles diarios y explicó casi el 16% del total operado por la petrolera durante abril.

    En paralelo, Aguada del Chañar llegó a 20.141 barriles diarios, mientras que La Angostura Sur II sumó otros 14.329 barriles diarios. Ambos desarrollos ratificaron la consolidación del corredor productivo shale que YPF viene expandiendo en la Cuenca Neuquina.

    A pesar de la mejora mensual, la producción neuquina todavía se ubicó 0,83% por debajo del récord alcanzado en enero de 2026. Sin embargo, los números reflejaron que la compañía mantuvo una tendencia de crecimiento sostenido, apalancada casi exclusivamente en el desarrollo no convencional.

    El convencional pierde peso en la estructura productiva

    Mientras el shale continúa expandiéndose, los bloques convencionales mostraron señales de retroceso. Manantiales Behr, uno de los principales activos de YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge y que fue vendido a PECOM, registró una caída mensual de 1,9% y cerró abril con 25.166 barriles diarios.

    La misma tendencia se observó en Chachahuen Sur, que redujo su producción 0,6% y terminó el mes con 11.006 barriles diarios. Ambos casos reflejaron el contraste entre el dinamismo de Vaca Muerta y la desaceleración de los campos maduros.

  • CIARA denunció falta de transparencia en la licitación de GNL y pidió postergar la subasta de Enarsa

    CIARA denunció falta de transparencia en la licitación de GNL y pidió postergar la subasta de Enarsa

    La Cámara de la Industria Aceitera de la República Argentina (CIARA) elevó una nota formal a la Secretaría de Energía para cuestionar las condiciones de la última subasta de GNL organizada por Energía Argentina S.A. (Enarsa). El reclamo se basó en el retraso de la comunicación de un nuevo costo asociado al servicio de regasificación del gas natural licuado.

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    Con una nota dirigida a la secretaria de Energía, María Tettamanti, la entidad criticó que Enarsa informó pocas horas antes de la apertura de la subasta MEGSA que el cargo de regasificación ascendería a 5,16 dólares por millón de BTU sobre un volumen disponible de 454,5 millones de metros cúbicos.

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    La entidad señaló que ese costo adicional debía aplicarse por fuera de las ofertas presentadas en la plataforma MEGSA, lo que modificó el precio final del GNL regasificado y alteró las condiciones bajo las cuales las empresas debían tomar decisiones comerciales y financieras para participar de la licitación.

    Cuestionamientos por el aumento del costo del GNL

    En el documento, CIARA sostuvo que el nuevo cargo de regasificación representa un incremento del 47% respecto del spread mínimo de 3,50 dólares por millón de BTU contemplado originalmente en el pliego de la subasta aprobado por la Resolución 33/2026.

    Asimismo, la cámara empresarial remarcó que la diferencia entre el valor inicialmente previsto y el finalmente informado por Enarsa carece de una explicación técnica detallada y advirtió que se trata de un componente altamente sensible dentro de la estructura de costos que deben afrontar las industrias para acceder al suministro de gas.

    “El costo de regasificación no guarda proporción con la referencia internacional”, indicó la entidad en la nota presentada ante la Secretaría de Energía y ponderó que el sector no cuenta con información suficiente para verificar la razonabilidad del nuevo esquema tarifario aplicado al GNL.

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    CIARA pidió que se postergue la licitación de importación de GNL.

    Reclamos por la falta de previsibilidad

    Otro de los cuestionamientos planteados por CIARA apuntó a los tiempos de comunicación del nuevo cargo. La entidad sostuvo que informar el costo el mismo día de la subasta impidió realizar un análisis adecuado de las condiciones económicas de la operación.

    Además, la cámara recordó que una situación similar ya había ocurrido en una subasta anterior de MEGSA, que terminó desierta debido a la falta de información suficiente para estructurar ofertas competitivas y financieramente sustentables.

    En la nota, el sector privado pidió que las futuras licitaciones comuniquen el costo de regasificación con un mínimo de 72 horas de anticipación. Según argumentó, esa previsibilidad resulta necesaria para evaluar el precio total del gas y definir la conveniencia de participar en el mecanismo de compra impulsado por Enarsa.

    El pedido de postergación de la subasta

    Entre las solicitudes concretas elevadas al Gobierno, CIARA reclamó una explicación urgente sobre las razones que llevaron al incremento del costo de regasificación desde USD 3,50 hasta USD 5,16 por millón de BTU.

    Además, pidió postergar la apertura de la subasta “por el plazo mínimo necesario” para garantizar condiciones de información equitativas entre todos los potenciales oferentes. La entidad sostuvo que las empresas del sector ya realizan un esfuerzo significativo para afrontar el costo real del servicio de regasificación.

    En este sentido, la cámara empresaria advirtió que las compañías no pueden comprometer recursos financieros relevantes “sobre la base de un cargo cuya composición desconoce y cuya razonabilidad no puede verificar”, en referencia al nuevo esquema de costos aplicado sobre el GNL.

  • CIARA denunció falta de transparencia en la licitación de GNL y pidió postergar la subasta de Enarsa

    CIARA denunció falta de transparencia en la licitación de GNL y pidió postergar la subasta de Enarsa

    La Cámara de la Industria Aceitera de la República Argentina (CIARA) elevó una nota formal a la Secretaría de Energía para cuestionar las condiciones de la última subasta de GNL organizada por Energía Argentina S.A. (Enarsa). El reclamo se basó en el retraso de la comunicación de un nuevo costo asociado al servicio de regasificación del gas natural licuado.

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    Con una nota dirigida a la secretaria de Energía, María Tettamanti, la entidad criticó que Enarsa informó pocas horas antes de la apertura de la subasta MEGSA que el cargo de regasificación ascendería a 5,16 dólares por millón de BTU sobre un volumen disponible de 454,5 millones de metros cúbicos.

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    La entidad señaló que ese costo adicional debía aplicarse por fuera de las ofertas presentadas en la plataforma MEGSA, lo que modificó el precio final del GNL regasificado y alteró las condiciones bajo las cuales las empresas debían tomar decisiones comerciales y financieras para participar de la licitación.

    Cuestionamientos por el aumento del costo del GNL

    En el documento, CIARA sostuvo que el nuevo cargo de regasificación representa un incremento del 47% respecto del spread mínimo de 3,50 dólares por millón de BTU contemplado originalmente en el pliego de la subasta aprobado por la Resolución 33/2026.

    Asimismo, la cámara empresarial remarcó que la diferencia entre el valor inicialmente previsto y el finalmente informado por Enarsa carece de una explicación técnica detallada y advirtió que se trata de un componente altamente sensible dentro de la estructura de costos que deben afrontar las industrias para acceder al suministro de gas.

    “El costo de regasificación no guarda proporción con la referencia internacional”, indicó la entidad en la nota presentada ante la Secretaría de Energía y ponderó que el sector no cuenta con información suficiente para verificar la razonabilidad del nuevo esquema tarifario aplicado al GNL.

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    CIARA pidió que se postergue la licitación de importación de GNL.

    Reclamos por la falta de previsibilidad

    Otro de los cuestionamientos planteados por CIARA apuntó a los tiempos de comunicación del nuevo cargo. La entidad sostuvo que informar el costo el mismo día de la subasta impidió realizar un análisis adecuado de las condiciones económicas de la operación.

    Además, la cámara recordó que una situación similar ya había ocurrido en una subasta anterior de MEGSA, que terminó desierta debido a la falta de información suficiente para estructurar ofertas competitivas y financieramente sustentables.

    En la nota, el sector privado pidió que las futuras licitaciones comuniquen el costo de regasificación con un mínimo de 72 horas de anticipación. Según argumentó, esa previsibilidad resulta necesaria para evaluar el precio total del gas y definir la conveniencia de participar en el mecanismo de compra impulsado por Enarsa.

    El pedido de postergación de la subasta

    Entre las solicitudes concretas elevadas al Gobierno, CIARA reclamó una explicación urgente sobre las razones que llevaron al incremento del costo de regasificación desde USD 3,50 hasta USD 5,16 por millón de BTU.

    Además, pidió postergar la apertura de la subasta “por el plazo mínimo necesario” para garantizar condiciones de información equitativas entre todos los potenciales oferentes. La entidad sostuvo que las empresas del sector ya realizan un esfuerzo significativo para afrontar el costo real del servicio de regasificación.

    En este sentido, la cámara empresaria advirtió que las compañías no pueden comprometer recursos financieros relevantes “sobre la base de un cargo cuya composición desconoce y cuya razonabilidad no puede verificar”, en referencia al nuevo esquema de costos aplicado sobre el GNL.

  • Crisis en Añelo: UOCRA denuncia “perversidad” y falta de empleo local

    Crisis en Añelo: UOCRA denuncia “perversidad” y falta de empleo local

    Juan Carlos Levi, secretario adjunto de UOCRA Neuquén, describe un escenario que lleva más de un año sin solución: obras paralizadas, más de 100 trabajadores sin empleo en Añelo y operadoras que eligen empresas foráneas sobre el tejido productivo local.

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    Récord de producción, pero cien trabajadores sin empleo en Añelo. Levi habla de «perversidad» y exige que el boom del shale también llegue a quienes construyeron la industria desde adentro.

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    En declaraciones a LU5, Levi no dejó margen para la ambigüedad. El secretario adjunto del gremio de la construcción en Neuquén lleva meses repitiendo el mismo diagnóstico: en Vaca Muerta se producen más barriles que nunca, pero los trabajadores y las empresas que edificaron esa infraestructura desde el inicio hoy no consiguen contratos.

    «La problemática viene desde ya prácticamente más de un año. Las obras que empiezan, que no empiezan… y a esto se le agrega algo que está pasando en cada localidad: hay muchos compañeros que están sin trabajo«.

    Levi es uno de los firmantes de la convocatoria a una cumbre urgente para hoy en Añelo, junto a las cámaras empresariales CEISA y CEIPA y el intendente Fernando Banderet. El objetivo: encontrar soluciones inmediatas ante lo que el sector ya denomina abiertamente una parálisis laboral.

    El esquema que Levi llama «perverso»

    Para el dirigente gremial, el problema no es solo la falta de obra. Es a quién se le adjudica la obra que sí existe.”Las operadoras petroleras optan de manera sistemática por empresas llegadas desde otras provincias, que traen su propio personal y operan sin cumplir las leyes que exigen mano de obra local”, asegura.

    «Es un esquema perverso de parte de las operadoras. Contratan empresas de afuera con personal de afuera para hacer obras que tranquilamente podrían hacer las empresas locales», dijo Levi.

    Según el sindicalista, estas compañías —provenientes de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Mendoza y Chubut— subcontratan con cotizaciones provinciales más bajas, lo que les permite competir con una ventaja estructural que las pymes neuquinas no pueden igualar. «No se están cumpliendo las leyes provinciales, en las cuales tiene que haber mano de obra local», advirtió el dirigente.

    De acuerdo al comunicado difundido durante la mañana, el costo laboral de la «Zona II» impacta directamente sobre las empresas neuquinas, que compiten contra firmas de otras provincias con menores cargas impositivas y sin controles sobre el cumplimiento laboral local.

    Los números que maneja Levi son concretos. En Añelo, hoy hay registrados más de 100 afiliados a UOCRA sin trabajo. Pero la desocupación se extiende a lo largo de toda la región, con trabajadores parados en El Chañar, Centenario, Vista Alegre, Senillosa y Plottier desde el año pasado.

    «Tenemos bastante gente sin trabajo. Atrás de cada expectativa, de todo lo que se inscribe, hay una esperanza, hay una familia», aseguró.

    Esa frase apunta a otro costado del problema que indigna al gremialista: la difusión de búsquedas laborales que generan expectativas sin respaldo real. «A veces no entendés cuál es el motivo de hacer publicidad sobre búsquedas», señaló Levi, que ve cómo cada convocatoria moviliza a familias enteras que terminan sin respuesta.

    Campamentos y alquileres fuera de Añelo

    La «invasión foránea» —en los términos que usa el propio sector— no solo desplaza empleo. También retira de la economía local el gasto que generan esos trabajadores. Según Levi, las operadoras garantizan alojamiento a las cuadrillas externas, que instalan campamentos propios o buscan hospedaje fuera de Añelo, sin derramar ingresos en la comunidad que sostiene la logística de Vaca Muerta.

    «Las empresas, cuando las traen, les garantizan el alojamiento y todo. Eso está generando un malestar bastante importante», aseguró el dirigente gremial.

    El resultado, dice, es una inestabilidad económica que se siente en comercios, servicios y propietarios de toda la zona. El municipio de Añelo, que tiene un parque industrial donde muchos empresarios apostaron capital, observa el fenómeno con preocupación creciente. «Ellos ven también la situación que se está generando. Ver estas cosas que pasan por el costado es preocupante para la economía local«, describió el dirigente.

    La paradoja del boom

    El contraste que enmarca el reclamo de Levi y de las cámaras empresariales es tan llamativo como incómodo para el sector. Según datos citados por CEISA, Neuquén alcanzó una producción récord superior a los 610 mil barriles diarios de petróleo, con un crecimiento interanual del shale oil superior al 32%. Más del 95% del crudo neuquino y el 69% de todo el petróleo argentino salen de esta cuenca. La extracción de gas supera los 101 millones de metros cúbicos diarios, con costos de entre 1,5 y 1,6 dólares por MMBTU, mientras el mercado regional paga cerca de 3,6 dólares.

    Con estos datos sobre la mes, Levi lanza preguntas clave: ¿Por qué el crecimiento extraordinario de la cuenca no se traduce en más contratos para las empresas que nacieron y crecieron en el territorio? «¿Hasta cuándo vamos a seguir con este tema?«, aseguró.

    La cumbre de hoy

    La reunión del martes en el Hotel Shale de Añelo reúne a todos los actores locales con poder de presión: gremio, cámaras empresariales y municipio. El mensaje hacia las operadoras es claro: deben transparentar sus programas de abastecimiento y necesidades futuras de servicios para que las pymes neuquinas puedan prepararse con anticipación.

    Al Estado provincial y municipal se le piden herramientas concretas: reducción de tasas, incentivos fiscales y esquemas de promoción para proveedores regionales.

  • Conflicto en Medio Oriente: la AIE alertó que las reservas de petróleo alcanzan “para pocas semanas”

    Conflicto en Medio Oriente: la AIE alertó que las reservas de petróleo alcanzan “para pocas semanas”

    El conflicto en Medio Oriente y el cierre del estrecho de Ormuz siguen mostrando sus consecuencias sobre el mercado energético. El director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE, por sus siglas en inglés), Fatih Birol, advirtió este lunes que las reservas comerciales de petróleo se reducen con rapidez y que los inventarios disponibles alcanzan apenas para “unas pocas semanas”.

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    El funcionario participó en París de la reunión de ministros de Finanzas del G7 y allí describió un escenario cada vez más ajustado para el abastecimiento global de crudo. Según explicó, las reservas estratégicas liberadas por distintos países lograron sumar alrededor de 2,5 millones de barriles diarios al mercado, aunque remarcó que esos recursos “no son infinitos”.

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    “Las reservas comerciales alcanzarán para varias semanas, pero debemos ser conscientes de que están disminuyendo rápidamente”, señaló Birol.

    La demanda de combustibles acelera la caída de los stocks

    Desde la AIE advirtieron que el inicio de la temporada agrícola y el aumento de los viajes durante el verano del hemisferio norte presionarán todavía más sobre la demanda de combustibles, de acuerdo a información de Reuters. El incremento del consumo de diésel, fertilizantes, combustible para aviones y naftas podría aumentar la caída de los stocks en las próximas semanas.

    Además, Birol planteó: “Hay una brecha de percepción entre los mercados físicos y los financieros”, sostuvo durante el encuentro del G7.

    La guerra en Medio Oriente cambia el equilibrio del petróleo

    Antes del inicio de los ataques de Estados Unidos, Israel e Irán a fines de febrero, el mercado petrolero atravesaba una etapa de amplia oferta y altos niveles de almacenamiento comercial. Sin embargo, la guerra modificó rápidamente ese escenario.

    La semana pasada, la AIE ya había alertado que la oferta mundial de crudo quedará por debajo de la demanda total durante este año debido al impacto del conflicto sobre la producción de Medio Oriente. El organismo incluso corrigió su previsión previa, que proyectaba un excedente de crudo para 2026.

    De acuerdo con el último informe mensual de la agencia, las reservas mundiales observadas de petróleo retrocedieron en marzo y abril a un ritmo récord, con una caída acumulada que llegó a 246 millones de barriles.

    La mayor liberación coordinada de reservas

    Frente al deterioro del mercado, en marzo, los 32 países miembros de la AIE coordinaron la mayor liberación conjunta de reservas estratégicas de la historia del organismo internacional. El objetivo fue contener la volatilidad y amortiguar el impacto sobre los precios internacionales.

    El acuerdo contempló la liberación de 400 millones de barriles. Hasta el 8 de mayo, según detalló la agencia, ya ingresaron al mercado unos 164 millones de barriles.

    A su vez, la AIE corrigió sus previsiones para 2026 y ahora calcula que la producción mundial de petróleo se reducirá en torno a 3,9 millones de barriles diarios por el impacto de la guerra. La estimación previa del organismo contemplaba una caída considerablemente menor, de 1,5 millones de barriles por día.

  • El costo oculto del RIGI: ¿Atracción de inversiones o regalo fiscal?

    El costo oculto del RIGI: ¿Atracción de inversiones o regalo fiscal?

    El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), aprobado en julio de 2024 como parte de la Ley Bases (Ley 27.742), es la apuesta más ambiciosa del gobierno de Javier Milei para captar inversión privada de escala. Sin embargo, un informe del Centro de Economía Política Argentina (CEPA), publicado esta semana, puso en el centro del debate una pregunta incómoda: ¿Cuánto le cuesta al Estado ese esfuerzo de seducción fiscal?

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    La respuesta, en su escenario base, es US$1.069 millones anuales en renuncia recaudatoria, una vez que los proyectos aprobados alcancen su fase operativa plena. El informe detalla que esa cifra puede oscilar entre US$786 millones y US$1.395 millones, según el nivel de exportaciones efectivamente alcanzado.

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    El mapa de los proyectos aprobados

    Al 11 de mayo, el Estado Nacional tenía aprobados doce proyectos bajo el régimen, con una inversión comprometida total de aproximadamente US$26.680 millones, conforme al Informe 145 del Jefe de Gabinete de Ministros ante el Congreso Nacional. Apenas días después, el RIGI sumó dos nuevas aprobaciones y alcanzó los 16 proyectos, con compromisos que superan los US$21.000 millones

    Esos proyectos abarcan energías renovables, hidrocarburos, gas natural licuado (GNL), minería de litio, cobre, oro y plata, siderurgia e infraestructura portuaria. Los proyectos de energía aprobados incluyen:

    • Parque Solar El Quemado (YPF Luz, Mendoza): 305 MW fotovoltaicos orientados al mercado interno.
    • Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) (YPF y otras petroleras, Neuquén/Río Negro): ampliación de capacidad exportadora de crudo.
    • Planta de GNL de Southern Energy: exportación de gas natural licuado desde la costa atlántica mediante barcos licuefactores.
    • Parque Eólico de Olavarría (Generación Eléctrica Argentina Renovable SA, Buenos Aires): orientado al abastecimiento industrial.

    Los proyectos de minería aprobados incluyen:

    • Rincón (Rio Tinto, Salta): US$2.724 millones en litio, primer proyecto minero aprobado bajo el régimen.
    • Hombre Muerto Oeste (Galán Lithium, Catamarca): 12.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE).
    • Los Azules (San Juan): cobre, posicionado como uno de los mayores proyectos del mineral en toda Sudamérica.
    • Josemaría (San Juan): cobre, oro y plata; primera producción proyectada hacia 2030.
    • PSJ Cobre Mendocino (Minera San Jorge, Mendoza): US$891 millones; uno de los primeros proyectos greenfield de cobre de la provincia.
    • Cauchari-Olaroz ampliación (EXAR, Jujuy): US$1.240 millones; incorpora tecnología de Extracción Directa de Litio (DLE) para duplicar capacidad instalada.

    Completan el cuadro una planta siderúrgica de acero verde en Buenos Aires y una terminal portuaria multipropósito en Santa Fe.

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    El informe de CEPA estima que el costo fiscal del RIGI superará los US$1.069 millones anuales.

    Dónde se va el dinero público

    El análisis del CEPA desagregó el costo fiscal según sus componentes. El más pesado es el diferencial en el Impuesto a las Ganancias: mientras el régimen general para sociedades aplica una alícuota del 35%, el RIGI la reduce al 25% —e incluso al 15% bajo el denominado «SuperRIGI»—. Esa brecha representa una renuncia de US$545 millones anuales.

    Los derechos de exportación resignados suman unos US$107 millones anuales, con impacto concentrado en la minería de litio y plata, ya que el cobre, el oro y el petróleo ya contaban con alícuota 0% antes de la existencia del régimen. Las exenciones de aranceles de importación sobre bienes de capital e insumos representan un costo adicional no menor para el fisco, dado que los Vehículos de Proyecto Único (VPU) no pagan impuestos al ingreso de equipos.

    Durante la fase de construcción (2025–2028), el informe estima un costo fiscal diferencial de US$430 millones por año, concentrado en la devolución del IVA pre-operativo mediante Certificados de Crédito Fiscal (CCF) y exenciones aduaneras.

    La postura oficial y la réplica técnica

    Frente a estas cifras, el Ejecutivo sostiene una posición que repite en cada informe ante el Congreso: «No hay afectación al equilibrio fiscal». El argumento es que el Presupuesto Nacional no contempla ingresos provenientes de actividades generadas en el marco del RIGI y, por lo tanto, la renuncia recaudatoria no constituye un quebranto presupuestario.

    El CEPA analiza los datos desde otra perspectiva. El informe adopta el criterio estándar de gastos tributarios —utilizado por organismos como el FMI y la OCDE— para cuantificar la recaudación potencial que el Estado efectivamente resigna. Bajo ese enfoque, el costo existe con independencia de si fue o no presupuestado.

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    Los proyectos de litio y cobre lideran las inversiones aprobadas bajo el nuevo régimen.

    ¿Inversión nueva o beneficios a lo que ya venía?

    El punto más cuestionado del régimen es su capacidad real para atraer capitales genuinamente frescos. El CEPA advirtió que al menos 7 de los 12 proyectos analizados ya tenían avances significativos o habían sido anunciados antes de la sanción de la Ley Bases. Rincón de Litio, Los Azules y El Quemado ya estaban en etapa de evaluación técnica antes de la existencia del RIGI.

    Desde el centro de estudios indicaron que «esto sugiere que el RIGI no está generando necesariamente inversiones nuevas, sino otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios extraordinarios a proyectos que probablemente se hubieran desarrollado de todos modos».

    Aseguran que ninguna empresa extranjera ingresó a Argentina por primera vez gracias al RIGI. De los proyectos aprobados, todas las compañías foráneas participantes ya tenían operaciones o activos en el país antes de que el régimen existiera.

    El contexto regional: Chile mira con alarma

    El debate interno sobre el costo fiscal convive con un reconocimiento externo que el Gobierno no desaprovecha. Manuel Viera Flores, presidente de la Cámara Minera de Chile, resumió el impacto regional con una frase que resonó en toda la industria: «Milei hizo en 18 meses lo que en Chile no logramos en 10 años». El dirigente calificó al RIGI como «la primera vez en décadas que un país sudamericano ofrece un marco fiscal verdaderamente competitivo a nivel global».

    La tensión entre ambas lecturas —costo fiscal para el Estado versus señal de competitividad para el mercado global— define el centro del debate sobre el RIGI. MIentras tanto, todo parece indicar que hay RIGI para rato. De hecho, el ministro Luis Caputo confirmó que hay otros 20 proyectos en evaluación.

    FUENTE:Centro de Economía Política Argentina (CEPA), Informe 145 del jefe de Gabinete de ministros, Secretaría de Minería de la Nación, Cámara Minera de Chile.

  • Manganeso en Córdoba: el potencial minero que pocos conocen y el mundo demanda

    Manganeso en Córdoba: el potencial minero que pocos conocen y el mundo demanda

    En el departamento Sobremonte, en el norte de la provincia de Córdoba, existe un recurso mineral que el mundo empieza a disputar con creciente urgencia. Se trata del Distrito Minero Manganesífero Santiagueño-Cordobés, un conjunto de más de 60 afloramientos de manganeso que atraviesa la región de Chuña Huasi, explotado de forma artesanal durante gran parte del siglo XX y hoy prácticamente inactivo a escala productiva.

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    Mientras el mercado global del manganeso supera los 30.000 millones de dólares anuales y su demanda para baterías crece al 28% interanual, de acuerdo al Global Growth Insights, 2025, el norte cordobés contempla sus vetas sin un plan de desarrollo a la altura del momento histórico.

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    Un distrito con historia y sin escala industrial

    La pedanía de Chuña Huasi, ubicada a 193 kilómetros de la ciudad de Córdoba sobre la ruta provincial N.° 18, agrupa las principales minas del distrito. Los yacimientos en el área incluyen las minas históricas Tres Lomitas y Cama Cortada, estudiadas geológicamente desde mediados del siglo XX y descritas en la Revista de la Asociación Geológica Argentina allá por 1947. La actividad minera de la zona fue intensa en décadas pasadas, pero nunca alcanzó escala industrial sostenida.

    Según la Secretaría de Minería de la Provincia de Córdoba, el distrito cuenta con dos tipos de yacimientos claramente diferenciados. Por un lado, se registran vetas, que son afloramientos de poca potencia (menos de 40 cm), pero alta ley mineral, con corridas de varias decenas de metros. La recuperación manual alcanza el 10% del material extraído y produce leyes aceptables para la venta en el mercado nacional sin necesidad de tratamiento en planta.

    Por otro lado, estan las brechasñ es decir, afloramientos de mayor potencia (más de 2 metros), con corridas de hasta 100 metros. La recuperación llega al 30% del material removido, pero el beneficio mejora notablemente con tratamiento en planta. El material es de grano fino a muy fino y presenta dificultades para la recuperación manual.

    La planta de Pozo Nuevo: infraestructura pública sin uso productivo

    A pocos kilómetros del corazón del distrito, en la comuna de Pozo Nuevo, existe una instalación que resume la paradoja del norte cordobés: una planta de concentración gravitacional de minerales construida a partir de 1985, propiedad de la Provincia de Córdoba, que según la Secretaría de Minería provincial se encuentra «en perfectas condiciones de uso y funcionamiento».

    El objetivo original de la planta fue dotar al distrito de una facilidad para el beneficio de minerales acumulados en escombreras y en brechas minerales de manganeso y baritina. La provincia la ofrece en condiciones de arrendamiento a la actividad privada, aunque sin registro público de interesados formales hasta la fecha.

    La existencia de esta infraestructura ya construida y en condiciones operativas es un dato de valor en cualquier análisis de prefactibilidad: reduce significativamente la inversión inicial de capital (CAPEX) necesaria para iniciar operaciones a escala, uno de los principales obstáculos para el desarrollo de proyectos mineros en etapas tempranas.

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    El contexto global: el manganeso en la cadena de valor de las baterías

    El interés sobre el manganeso no es casual ni localista. A nivel global, el mineral atraviesa un proceso de revalorización estratégica impulsado por la transición energética y la electromovilidad.

    El mercado global del manganeso alcanzó 30.830 millones de dólares en 2024 y las proyecciones lo llevan a 57.780 millones para 2033, con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 7,23%, según el Global Growth Insights de 2025.

    En el segmento específico de baterías, la demanda de manganeso de grado batería creció un 28% en 2024, con los cátodos de óxido de litio-manganeso (LMO) representando el 40% de los vehículos eléctricos de rango medio.

    El manganeso es componente indispensable en las baterías NMC (Níquel-Manganeso-Cobalto), tecnología predominante en segmentos de alta densidad energética en Europa y Norteamérica. En una batería NMC 532 de 60 kWh, el contenido de manganeso ronda los 20 kilogramos por unidad. Su rol no es menor: aporta estabilidad estructural al cátodo y permite reducir costos respecto a formulaciones con mayor concentración de cobalto.

    Un dato de alarma geopolítica: China controla el 95% del sulfato de manganeso de alta pureza, el compuesto necesario para fabricar los materiales catódicos de nueva generación. Los suministros globales de este insumo solo cubrirán el 55% de la demanda proyectada para 2035 bajo las políticas actuales, según Energy Insights de 2025. Esto convierte a cualquier depósito de manganeso de alta pureza fuera de la órbita china en un activo estratégico de primer orden.

    Estados Unidos, la Unión Europea e India ya declararon al manganeso como mineral crítico en sus respectivas clasificaciones estratégicas, de acuerdo al reporte Malvern Panalytical. El precio del manganeso electrolítico de alta pureza (99,70%) supera los 2.500 dólares por tonelada FOB con tendencia alcista.

    El obstáculo regulatorio

    El debate sobre el potencial minero del norte cordobés inevitablemente choca con la Ley Provincial 9526, sancionada por unanimidad en septiembre de 2008 y ratificada en su constitucionalidad por el Tribunal Superior de Justicia de Córdoba en 2015, el Procurador General de la Nación tres años más tarde y, en instancia final, por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, que en abril de 2024 declaró inadmisible el recurso interpuesto por la Cámara Empresaria Minera de Córdoba (CEMINCOR).

    La ley prohíbe la explotación minera metalífera a cielo abierto en todas sus etapas, la minería de minerales nucleares y el uso de sustancias tóxicas como cianuro, mercurio y ácido sulfúrico en procesos mineros.

    Sin embargo, un análisis técnico del propio sector indica un matiz importante: el presidente de la Cámara de Empresarios Mineros de Córdoba reconoció públicamente que «la ley no afecta a la industria cordobesa» tal como se practica en la actualidad, dado que la minería predominante en la provincia es de áridos y rocas.

    En el caso específico del manganeso del distrito santiagueño-cordobés, la explotación histórica fue subterránea y artesanal, no a cielo abierto. La planta de Pozo Nuevo opera mediante concentración gravitacional, sin sustancias químicas contaminantes. En ese marco, una lectura técnica estricta de la norma no necesariamente bloquea la reactivación del distrito bajo modalidades de explotación subterránea o semimecanizada compatible con la ley vigente.

    FUENTE:Córdoba Produce – Secretaría de Minería de la Provincia de Córdoba (2024); Revista de la Asociación Geológica Argentina (Rayces, 1947); Global Growth Insights – Manganese Ore Market Report (2025); Mordor Intelligence – Manganese Market Report (2026); Energy Insights – Retos Globales de los Minerales Críticos (2025); Malvern Panalytical (2025); CEPAL – Minerales críticos para la transición energética (2024); Corte Suprema de Justicia de la Nación, resolución abril 2024.