Tenaris sufrió el impacto del cierre de Ormuz y espera un tercer trimestre complicado

Las ventas de Tenaris alcanzaron los 3.000 millones de dólares en el segundo trimestre, un 4% menos que en el mismo período del año pasado y también por debajo del trimestre anterior. La principal explicación estuvo lejos de las plantas industriales: el cierre efectivo del estrecho de Ormuz trabó los envíos hacia una parte del Golfo.

El problema se concentró especialmente en Irak, Kuwait y Qatar, donde los clientes redujeron sus operaciones y los barcos dejaron de poder ingresar con normalidad. Tenaris pudo, en cambio, sostener los despachos hacia Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos, donde Aramco y ADNOC mantuvieron prácticamente intacta su actividad de perforación.

“Nuestros resultados del segundo trimestre reflejan claramente el impacto del conflicto en Oriente Medio y las perturbaciones en el estrecho de Ormuz, así como el consiguiente aumento de los costos logísticos y energéticos”, explicó Gabriel Podskubka, CEO de Tenaris, en diálogo con los inversores.

Un cambio en el escenario para Tenaris

El conflicto también obligó a la compañía a cambiar una de las premisas con las que había armado sus previsiones para la segunda mitad del año. Hasta el trimestre pasado, Tenaris contemplaba como escenario base una resolución relativamente rápida que permitiera recuperar la navegación por Ormuz.

Ahora la mirada es distinta. La reapertura del estrecho dejó de ser una condición incorporada al escenario base y pasó a ser, en caso de concretarse, un elemento adicional de mejora para las cuentas de la compañía. La diferencia es importante porque hay pedidos ya producidos que esperan poder salir.

“Estamos cambiando la premisa sobre la que basamos nuestras previsiones para el segundo semestre. La apertura del estrecho de Ormuz a corto plazo será un aspecto positivo para nuestro escenario, dada la incertidumbre que hemos sufrido en los últimos meses”, señaló Podskubka.

La magnitud de ese negocio también cambió. En la presentación anterior, Tenaris había informado que tenía alrededor de U$S 100 millones en materiales destinados al norte del Golfo que no podían ser despachados. En los últimos meses, lejos de reducirse, esa cartera aumentó y ahora llega a unos U$S 130 millones.

Tenaris puso en operación su tercer set de fractura en Vaca Muerta

A la espera de Ormuz

Ese monto corresponde principalmente a Irak, Kuwait y Qatar y actualmente quedó excluido de las previsiones de la empresa. No significa, sin embargo, que se trate de ventas perdidas. Si la navegación vuelve a la normalidad, Tenaris podrá comenzar a despachar ese material y convertir los pedidos acumulados en ingresos.

El plazo tampoco sería inmediato. Podskubka explicó que, una vez recuperada la navegabilidad, la compañía necesitaría entre 70 y 90 días para enviar los tubos desde sus fábricas y completar la facturación en los mercados del norte del Golfo. Por eso, una reapertura tendría impacto sobre todo hacia el cuarto trimestre.

“Hoy, esta cifra ascendería a 130 millones de dólares. Si en algún momento se resuelve el conflicto o se restablece la navegabilidad en el estrecho, tardaremos entre 70 y 90 días en enviar este material desde nuestras fábricas y facturarlo en la parte norte del Golfo”, dijo el CEO.

La compañía espera que el tercer trimestre de 2026 sea el período más afectado por este escenario. Para el conjunto del segundo semestre, la previsión apunta a ingresos y EBITDA en línea con los registrados durante la primera mitad del año, aunque con una recuperación más marcada en los últimos tres meses.

Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.

Ahí aparecen otros mercados. La interrupción del tránsito por Ormuz provocó una suba del precio del petróleo y, según Tenaris, ese escenario está generando incentivos para aumentar la actividad en distintas regiones. Estados Unidos, Canadá y Argentina aparecen entre los países donde la empresa espera una mayor demanda de tubos para perforación.

En Vaca Muerta, el crecimiento ya se refleja en los equipos que están operando. Desde comienzos de año se incorporaron nueve perforadoras de alta especificación y el número total llegó a 42 equipos en actividad. Para Tenaris, el desarrollo del shale argentino forma parte de una tendencia global de búsqueda de mayor seguridad y diversificación energética.

“La actividad de perforación en yacimientos no convencionales está aumentando en Estados Unidos, Canadá y Argentina. En Estados Unidos estamos ampliando los turnos de trabajo y nuestra planta de Bay City está produciendo a niveles récord”, sostuvo Podskubka durante la presentación.

La empresa también puso el foco en el proyecto de GNL de Argentina, impulsado por YPF junto con Eni y XRG. El desarrollo contempla inversiones por unos U$S 30.000 millones y tiene como objetivo alcanzar una decisión final de inversión hacia fines de este año. Para Tenaris, representa otra fuente potencial de demanda vinculada con la expansión energética.

Más capacidad para responder a la demanda

En Estados Unidos, la compañía está ampliando turnos y realizando inversiones para aumentar la capacidad de producción de su acería de Koppel y de la fábrica de tubos sin costura de Ambridge. En Canadá lanzó, además, un programa de U$S 230 millones para incrementar la capacidad efectiva de su planta de Sault Ste. Marie.

El movimiento no se limita al shale. Tenaris también está viendo una recuperación en los proyectos offshore, después de varios años en los que las inversiones de ciclo largo habían quedado condicionadas por costos y plazos. La empresa considera que los avances tecnológicos volvieron más competitivos estos desarrollos.

“Gracias a los avances tecnológicos y a los plazos de desarrollo reducidos, los proyectos de aguas profundas se han vuelto más competitivos en costes y son idóneos para garantizar la seguridad y la diversificación del suministro”, afirmó Podskubka.

En los últimos meses, Tenaris sumó trabajos vinculados con proyectos como Cronos, en Chipre y Egipto, y GranMorgu, en Surinam. También comenzó las entregas de tubos y revestimientos para Sakarya, en el Mar Negro. La compañía espera que el crecimiento de esta cartera offshore comience a reflejarse en las ventas desde el cuarto trimestre y se extienda durante 2027.

Costos más altos para Tenaris

Mientras intenta compensar el impacto de Medio Oriente con una mayor actividad en otros mercados, Tenaris enfrenta otro frente: el aumento de los costos de las materias primas. La empresa comenzó a trasladar parte de esa suba a sus precios y espera que ese movimiento tenga una incidencia favorable sobre sus ventas y márgenes durante el cuarto trimestre.

Para Podskubka, el escenario combina una dificultad concreta en el Golfo con oportunidades que aparecen en otras partes del negocio. La compañía mantendrá fuera de sus previsiones los US$130 millones pendientes mientras Ormuz siga cerrado, pero conserva la posibilidad de recuperarlos si la navegación vuelve a normalizarse.

“Sin esta parte norte del Golfo, nuestra proyección para el cuarto trimestre será prácticamente la misma. Si se garantiza la navegabilidad a corto plazo, podremos enviar y facturar esos 130 millones de dólares adicionales”, explicó el ejecutivo.

El material destinado a Irak, Kuwait y Qatar, además, tiene una característica que puede mejorar su impacto sobre las cuentas. Se trata de tubos de primera calidad y grados especiales, con un margen promedio superior al de buena parte de la cartera de Tenaris. Por eso, la eventual recuperación de esos pedidos tendría un efecto adicional sobre el resultado.

“El material que vendemos en Irak, Kuwait y Qatar es de primera calidad y grado especial. Por lo tanto, tiene un buen margen promedio en comparación con el resto de la cartera de Tenaris. Necesitaríamos unos 90 días para que esto se materialice”, indicó Podskubka.

Luz verde para el mayor proyecto de fertilizantes del país: Pampa Energía obtuvo el RIGI

La apuesta industrial más ambiciosa de Pampa Energía acaba de superar uno de sus principales filtros regulatorios. El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció que el Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI del proyecto de una planta de fertilizantes que demandará una inversión de 2.700 millones de dólares, uno de los mayores desembolsos privados previstos para la industria argentina.

“El Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI de dos nuevos proyectos: la planta de fertilizantes de Pampa Energía, que va a demandar una inversión de 2.700 millones de dólares y generará durante su construcción más de 3.500 puestos de trabajo“, escribió Caputo en su cuenta oficial de X al comunicar la decisión del organismo.

Según detalló el ministro, la iniciativa tendrá un fuerte impacto sobre la cadena de valor del gas natural. “Este proyecto de alto impacto agregará valor al gas natural al producir urea granulada, que es un insumo crítico para el agro. El impacto positivo en divisas superará los USD 800 millones anuales”, sostuvo.

 

Una inversión que ya tenía decisión final

La aprobación del RIGI llega pocos días después de que el Directorio de Pampa Energía aprobara la decisión final de inversión (FID) para avanzar con el complejo industrial. La empresa comunicó esa determinación a la Comisión Nacional de Valores y a ByMA, dejando firme el desarrollo del proyecto a través de su subsidiaria Fértil Pampa.

La futura planta tendrá capacidad para producir 6.000 toneladas diarias de urea granulada, equivalentes a unas 2,1 millones de toneladas por año, además de amoníaco. El abastecimiento de gas natural y electricidad estará principalmente a cargo de la propia compañía, dos insumos que representan cerca del 70% de la estructura de costos del emprendimiento.

En el mismo anuncio, Caputo también confirmó la aprobación del proyecto de ampliación de Compañía MEGA. “Además, también se aprobó el proyecto de ampliación de Compañía MEGA, que invertirá USD 360 millones para aumentar en 1.500 toneladas por día su capacidad de producción de líquidos de gas natural“, señaló el ministro.

El objetivo: producir fertilizantes con gas de Vaca Muerta

Antes de recibir esta aprobación, Fértil Pampa había solicitado formalmente su ingreso al RIGI el 21 de abril y al régimen bonaerense REPIE el 10 de junio. Con el visto bueno del Comité Evaluador, el proyecto avanza hacia una nueva etapa administrativa para acceder a los beneficios previstos por el régimen de grandes inversiones.

La construcción será ejecutada mediante un contrato EPC llave en mano bajo la modalidad lump-sum. Tras una licitación internacional, la obra fue adjudicada a Tecnimont y SACDE, que presentaron la propuesta técnica y económica mejor calificada. El plazo previsto para completar los trabajos es de 41 meses.

El Directorio de Pampa Energía también autorizó el otorgamiento de garantías corporativas a favor de los contratistas. En el caso de SACDE, el Comité de Auditoría emitió el informe exigido por la Ley de Mercado de Capitales y concluyó que las condiciones de la operación se ajustan a los parámetros habituales del mercado.

Pampa Energía iniciará un nuevo negocio con una mega inversión que buscará reducir la dependencia de fertilizantes importados y abastecer al mercado brasileño.

El RIGI ya suma 23 proyectos aprobados

El proyecto busca cubrir una demanda regional que hoy depende en gran medida de las importaciones. Sudamérica consume alrededor de 11,5 millones de toneladas de urea al año y una parte importante proviene de productores de Medio Oriente, donde la oferta está cada vez más condicionada por la volatilidad geopolítica.

De acuerdo con las proyecciones de Pampa Energía, la planta permitirá generar exportaciones por más de U$S 24.000 millones durante su vida útil y sustituir importaciones por otros U$S 16.000 millones, con un superávit cambiario acumulado superior a U$S 40.000 millones.

Al cerrar su mensaje, Caputo destacó el crecimiento del régimen desde su puesta en marcha. “Con estos proyectos, el RIGI ya totaliza 23 proyectos aprobados por el Comité Evaluador, por una inversión comprometida de USD 49.000 millones“, afirmó el ministro al resumir el alcance de las nuevas aprobaciones.

Tettamanti ratificó que las industrias deberán asegurarse el gas o enfrentar cortes este invierno

La secretaria de Energía, María Tettamanti, aseguró que Argentina no enfrentará este invierno problemas significativos desde el punto de vista físico para garantizar el abastecimiento de gas natural, aunque advirtió que el escenario será diferente al de años anteriores porque el sector privado tendrá un papel central en la contratación y gestión del suministro energético.

Durante su participación en el evento “Midstream & Gas Day”, organizado por EconoJournal, la funcionaria sostuvo que las condiciones de infraestructura y disponibilidad de gas son similares a las del año pasado. Sin embargo, remarcó que el cambio más importante radica en la forma en que se administrará la comercialización del combustible.

“Desde el punto de vista físico, no veo demasiadas diferencias respecto al año pasado. Tenemos la misma capacidad de transporte, igual o más producción de gas en Neuquén y una cantidad similar de barcos de GNL para regasificar. El gas va a estar. Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización y cómo los privados se hacen de ese gas”, afirmó Tettamanti.

Un cambio de paradigma

La funcionaria explicó que la estrategia oficial apunta a consolidar un modelo donde las señales económicas determinen las decisiones de inversión y consumo. Según indicó, el Estado debe limitarse a garantizar el cumplimiento de las normas, mientras que las empresas deben asumir la responsabilidad de planificar sus necesidades energéticas.

En ese sentido, defendió la decisión del Gobierno de eliminar mecanismos que, en los últimos años, garantizaron el abastecimiento mediante intervenciones estatales y subsidios que permitían cubrir faltantes con gas importado o regasificado.

“La eficiencia se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a esas señales de precios, es el sector privado el que toma decisiones sobre cuánto producir, cuánto invertir y cuánto consumir”, señaló la secretaria de Energía ante empresarios y ejecutivos del sector.

Tettamanti consideró que algunos actores aún esperan una intervención estatal similar a la de años anteriores. A su juicio, esa expectativa ya no se corresponde con las reglas vigentes y obliga a las compañías a modificar su forma de operar dentro del mercado.

“La gestión privada es posible y además es lo mejor. El Estado tiene que garantizar el cumplimiento de las normas y el sector privado, conociendo esas normas, tiene que jugar. Las reglas ya están claras y las empresas tienen que salir a actuar en función de ellas”, agregó.

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El rol del GNL y el fin de los subsidios implícitos

Otro de los ejes de su exposición estuvo vinculado al uso del GNL durante los meses de mayor demanda. La funcionaria sostuvo que la importación y regasificación del combustible tiene costos concretos que deben ser asumidos por quienes lo utilizan y no por el conjunto de la sociedad mediante subsidios generalizados.

Según explicó, cuando el Estado absorbe esos costos se distorsionan las señales económicas que deberían orientar las decisiones empresariales respecto de cuánto gas contratar y bajo qué condiciones hacerlo.

“La importación y regasificación del GNL alguien la paga. Cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas. El sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo con su situación particular”, afirmó.

La secretaria también rechazó la idea de que los mayores costos energéticos sean el principal problema que enfrentan determinados sectores productivos. En ese sentido, destacó la competitividad de la energía producida en Argentina y relativizó el impacto local de las tensiones internacionales sobre los precios.

“No es la energía la culpable de algún problema que tiene el sector privado. La energía en este país es muy competitiva. Hay que atacar las causas de los problemas económicos y no las consecuencias”, sostuvo.

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Advertencia sobre cortes para industrias

Uno de los mensajes más contundentes del encuentro estuvo dirigido a las industrias que no aseguren contratos firmes de abastecimiento para atravesar los períodos de máxima demanda invernal.

Tettamanti explicó que las distribuidoras y transportistas cuentan ahora con un marco regulatorio definido y deberán hacer cumplir las restricciones cuando resulte necesario para garantizar el suministro de la demanda prioritaria, integrada principalmente por hogares y servicios esenciales.

“Las licencias de transporte y distribución tienen derechos y obligaciones. Ahora tienen los recursos y las tarifas para cumplirlas. También tienen la obligación de hacer cumplir el corte de las industrias cuando se emite una orden de restricción”, aseguró.

La funcionaria recordó que los contratos de GNC siempre fueron interrumpibles y señaló que tanto estaciones de servicio como industrias cuentan con herramientas para planificar alternativas que reduzcan el riesgo de interrupciones en los próximos inviernos.

“Si las estaciones de GNC o las industrias no quieren interrupciones, tienen que empezar a gestionar con transportistas y distribuidoras para tener más capacidad firme en los inviernos que vienen. Lo importante es que todos conocen las reglas y pueden planificar”, indicó.

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Los precios y el futuro del mercado del gas

Consultada sobre la evolución futura de los precios del gas, Tettamanti evitó hacer proyecciones y reiteró que la formación de valores deberá quedar en manos de la competencia entre productores y compradores.

La secretaria recordó además que el Plan Gas finalizará en 2028 y que la administración nacional no tiene previsto extenderlo, por lo que las empresas deberán adaptarse progresivamente a un esquema de contratación plenamente comercial.

“Lo que nosotros tenemos que hacer para garantizar que el gas abastezca el mercado local es que los locales lo contraten. El que se duerma quizás consiga los peores precios. Los privados tienen que salir y contractualizar”, afirmó.

También destacó que las distribuidoras cuentan ahora con mayor previsibilidad regulatoria para diseñar estrategias comerciales de largo plazo y ampliar oportunidades de negocio más allá del abastecimiento residencial tradicional.

“Las distribuidoras ya tienen las reglas claras. Pueden planificar a futuro y empezar a pensar no solamente cómo abastecer la demanda prioritaria, sino también cómo desarrollar nuevos negocios con la industria”, aseveró Tettamanti.

Seguridad jurídica y competitividad, las claves para impulsar las inversiones

Líderes de asociaciones energéticas de la región advirtieron que la principal barrera para atraer inversiones no es el contexto global, sino la falta de previsibilidad, competitividad y consensos internos, en un escenario donde el potencial energético de América Latina sigue sin traducirse en desarrollo sostenido, en el marco de la tercera jornada de la Conferencia Arpel 2026 que se desarrolla en Buenos Aires.

Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), sostuvo que “la soberanía nacional se define en gran parte por la soberanía energética” y alertó que “en algunos países habíamos perdido la pelea de la narrativa política”.

En la misma línea, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, señaló que la incertidumbre está “muy asociada a las reglas de juego”, mientras que Roberto Ardenghy, CEO del IBP de Brasil, afirmó que “la industria es muy fuerte y muy preparada” y que la transición energética “no es un fenómeno únicamente ambiental sino también económico”.

Desde Argentina, Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, remarcó que “tenemos que ser extremadamente competitivos” y que el eje es el “respeto al inversor”.

Asimismo, Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), advirtió que la inestabilidad política frena el desarrollo, mientras que Raúl García Carpio, Gerente de Hidrocarburos de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía de Perú (SNMPE), alertó que “desde 2010 no se actualiza la política energética nacional”.

En conjunto, los panelistas coincidieron en que, sin reglas estables, seguridad jurídica y visión de largo plazo, la región difícilmente podrá convertir su potencial energético en inversiones concretas y en los países en los que se está implementando la receta correcta, los resultados se están materializando; referido principalmente a Argentina y Brasil.

Riesgos globales y presión regulatoria marcan el escenario energético

Referentes globales del sector están de acuerdo en que el mundo enfrenta un escenario de mayores riesgos geopolíticos y regulatorios, que obliga a sostener inversiones tanto en hidrocarburos como en nuevas tecnologías. Carlos Garibaldi (Arpel) cuestionó enfoques simplistas al afirmar que “la reducción no es solución”, mientras Elizabeth Komiskey (IOGP) pidió una visión más práctica centrada en garantizar el acceso a la energía.

Jennifer Miskimins (SPE) alertó que “estamos experimentando el riesgo ahora mismo”, con un entorno más inestable, mientras Andrea Stegher (International Gas Union) reclamó regulaciones realistas y defendió la sostenibilidad como vía para “reducir la pobreza a través de la energía”.

En tanto, Brian Sullivan (Ipieca) advirtió sobre la volatilidad política y destacó la necesidad de recalibrar inversiones, subrayando que no se puede subestimar el rol de la energía en el progreso. En conjunto, el panel coincidió en que la seguridad energética, la estabilidad regulatoria y el pragmatismo serán claves para enfrentar un contexto global cada vez más incierto.

Inteligencia artificial: energía, trabajo y rentabilidad

Delfina Arambillet, de Globant, advirtió que el avance de la inteligencia artificial plantea al sector energético el desafío de abastecer una mayor demanda de energía y, al mismo tiempo, lograr que su adopción genere valor real.

Señaló que, aunque el 88% de las empresas ya usa IA, solo el 39% ve impacto en su rentabilidad —y muy limitado—, lo que evidencia problemas de implementación más que de acceso.

En ese marco, planteó la necesidad de aplicar la IA con estrategia, gobernanza y criterios éticos, y alertó que su avance obliga a rediseñar el trabajo, con humanos enfocados en supervisar sistemas, mientras las empresas aún están rezagadas en adaptar sus modelos para aprovechar su potencial.

Futuro del trabajo: jóvenes, universidades y empresas

La formación y el empleo de nuevos profesionales en un sector energético en plena transformación tecnológica fueron abordados en tres paneles desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes.

El auditorio reunió a representantes académicos de cinco universidades, líderes de talento humano y profesionales emergentes, quienes compartieron visiones sobre los desafíos tecnológicos y culturales del futuro laboral en la industria. “Los jóvenes no solo quieren un trabajo, buscan un propósito”, fue una de las principales conclusiones.

Riesgos climáticos: gestión, estrategia y resiliencia

Las empresas energéticas de la región están acelerando la incorporación de riesgos climáticos físicos en sus operaciones, con foco en lluvias extremas, sequías y degradación de infraestructura, coincidieron Diego Agrelo (YPF), Andrés Mendizábal (TGP), Geonavis Hernández (Ecopetrol) y Laura Kennett (Grupo Rosen), durante el panel moderado por Irene Alfaro.

Los panelistas coincidieron en que la resiliencia operativa requiere integrar datos, planificación y decisiones de inversión, priorizando riesgos materiales y fortaleciendo capacidades de monitoreo, predicción y respuesta. Entre las principales recomendaciones destacaron institucionalizar la gestión climática de forma transversal, involucrar a la alta dirección, mejorar la calidad y disponibilidad de datos y utilizar estos análisis como herramientas de gestión para garantizar la continuidad operativa en un contexto climático cada vez más exigente.

Cacciola: “La oportunidad para desarrollar la minería en Argentina es ahora”

La minería atraviesa un escenario más favorable que el de un año atrás, impulsada por la implementación del RIGI y los recientes cambios regulatorios vinculados a la Ley de Glaciares. Así lo planteó el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, durante una jornada sobre competitividad de la cadena de valor minera.

El dirigente empresario consideró que el sector logró posicionarse en un lugar diferente dentro de la agenda económica nacional. “Hoy el sector está bastante mejor que hace un año porque se ha avanzado con los proyectos del RIGI y la reciente modificación de la Ley de Glaciares”, sostuvo Cacciola frente a empresarios y representantes de proveedores.

Además, remarcó que estos avances deben ser interpretados como señales positivas para el desarrollo de nuevas inversiones. Según explicó, la consolidación de reglas más claras y previsibles es uno de los factores que pueden permitir que la minería gane escala y mejore su competitividad frente a otros mercados internacionales.

Río Negro busca impulsar la minería.

Proveedores y estándares internacionales

Uno de los ejes centrales de la exposición estuvo enfocado en el desarrollo de proveedores mineros. Para Cacciola, las compañías demandan estándares internacionales de operación y seguridad que deben ser cumplidos por toda la cadena de valor para poder integrarse al negocio.

El presidente de CAEM explicó que las empresas buscan “estándares de clase mundial” y aclaró que no se trata únicamente de una discusión vinculada a costos o precios. “Esto no es una cuestión de precio, es una cuestión de riesgo bajo”, afirmó durante su exposición.

En ese sentido, vinculó la competitividad con la necesidad de alcanzar niveles de “cero accidentes”, avanzar en certificaciones y profundizar procesos de digitalización y automatización. También sostuvo que las exigencias que se aplican a las empresas mineras deben extenderse de igual manera a los proveedores locales.

Educación, ciencia e integración regional

Cacciola también destacó la necesidad de fortalecer el vínculo entre la industria, el sistema educativo y el sector científico. A su entender, la formación técnica y la innovación serán determinantes para que Argentina pueda desarrollar proveedores capaces de competir en proyectos de gran escala.

“Nos tenemos que poner a trabajar y no hay otro camino”, señaló el titular de la cámara minera, quien insistió en la importancia de concentrarse en los temas estructurales que condicionan el crecimiento de la actividad en el país.

Otro de los puntos que remarcó fue la necesidad de lograr una verdadera integración federal minera. Para Cacciola, el desafío pasa por garantizar que el desarrollo de la actividad tenga impacto concreto en las comunidades y regiones donde se ejecutan los proyectos extractivos.

La Mesa Federal Minera y el reclamo tributario

En ese marco, recordó el lanzamiento de la Mesa Federal Minera realizado el 7 de mayo en San Juan. Según explicó, el objetivo será elaborar un documento consensuado que permita definir prioridades y ordenar el trabajo conjunto entre provincias, empresas y proveedores.

El dirigente señaló que uno de los principales temas será revisar la carga impositiva que enfrentan las compañías. “Las provincias van a tener que hacer un esfuerzo para que las empresas puedan competir”, advirtió al referirse al peso de Ingresos Brutos, sellos y tasas municipales.

Para Cacciola, cumplir con estándares internacionales no alcanza si luego la estructura tributaria termina afectando la competitividad. “No sirve cumplir con los estándares si después con la carga tributaria no somos competitivos; no nos van a contratar”, sostuvo.

El desafío social de la minería

El presidente de CAEM también planteó que la expansión de la actividad traerá aparejados nuevos conflictos sociales y económicos. En ese contexto, consideró que la capacidad para administrar y resolver esas tensiones será clave para consolidar el crecimiento del sector.

“Las crisis del crecimiento van a traer conflicto”, afirmó Cacciola, quien remarcó que el éxito de la industria dependerá de la forma en que se enfrenten esos desafíos y de la capacidad para generar beneficios visibles en términos de empleo y desarrollo regional.

Finalmente, el dirigente volvió a insistir en que la minería argentina todavía enfrenta el desafío de consolidar legitimidad social. “Si no hacemos las cosas bien, la gente se va a aburrir de nosotros”, advirtió. Y concluyó con una definición que buscó transmitir urgencia: “Hay que ponerse a trabajar y la oportunidad es ahora”.

La importación tardía de GNL impactará de lleno en las tarifas

El conflicto en Medio Oriente volvió a poner a la energía en el centro de debate económico argentino. Con la llegada del invierno, el escenario se pone desafiante para Argentina debido a los costos crecientes, importaciones tardías de GNL y decisiones fiscales que definirán la magnitud del impacto sobre consumidores e industrias.

En este sentido, el consultor Daniel Gerold explicó que los ajustes pendientes en energía eléctrica y gas natural son estructurales y responden tanto al precio internacional como a la necesidad de importar insumos más costosos para cubrir el pico de demanda invernal. El especialista remarcó que esta situación podría tensionar el equilibrio entre tarifas, subsidios y abastecimiento.

Asimismo, Gerold subrayó que la clave pasará por la velocidad y profundidad con que el Gobierno avance en la quita de subsidios, algo que ya afecta a una parte significativa de los usuarios. “Queda una corrección relevante por delante”, sostuvo, al analizar el impacto de las importaciones de GNL y gasoil en los costos del sistema.

Las importaciones tardías de GNL

En diálogo con Ahora Play, el consultor destacó que mientras el gas local promedia entre 3,5 y 3,6 dólares por millón de BTU, el GNL importado podría alcanzar los 22 dólares. El gasoil, utilizado para generación eléctrica, trepa incluso más: entre 35 y 37 dólares.

“El gas natural licuado, si hoy se importara para el próximo invierno, ya estamos un mes y pico tarde en la compra, va a valer 22 dólares el millón de BTU. En aquella crisis de 2022 valía 30. El gasoil vale 35 o 37 dólares el millón de BTU para generar energía eléctrica”, consideró Gerold.

Además, el especialista advirtió que estos valores volverán más costoso el funcionamiento del sistema eléctrico, obligando al Gobierno a decidir si absorbe una parte del incremento para contener tarifas o si prioriza el objetivo de mantener el superávit fiscal.

Las tarifas vuelven al centro de la escena.

Subsidios, tarifas y el riesgo para la industria

Gerold explicó que, aun cuando el Gobierno opte por un esquema mixto, habrá aumentos. “Algo van a aumentar, pero algo lo van a absorber”, señaló. Sin embargo, recordó que cerca del 50% de los consumidores ya no reciben subsidios y serán los primeros afectados por los mayores costos de importación.

El especialista destacó que algunos usuarios industriales podrían no convalidar los nuevos precios del gas, especialmente aquellos que dependen de un suministro continuo para sostener su actividad.

El caso de los combustibles

Consultado sobre la situación del mercado de combustibles, Gerold explicó que YPF decidió absorber temporalmente el mayor costo del petróleo y los combustibles, apostando a una futura baja de precios internacionales. Esa estrategia, según el consultor, funciona como un mecanismo de “autoestabilización”.

“En combustibles hay otro escenario, porque YPF decidió absorber durante un tiempo este mayor costo del petróleo y los combustibles. Cuando baje, si baja, va a recuperar lo que debió haber subido ahora. Es un esquema de autoestabilización”, subrayó.

Asimismo, Gerold aseguró que el panorama energético es “complejo, dinámico y con variables dislocadas”, una combinación que, a su juicio, pocas veces se vio en la historia energética mundial.

YPF Luz inauguró el Parque Eólico CASA

YPF Luz inauguró el Parque Eólico CASA, un desarrollo de autogeneración de energía renovable que marca un nuevo hito para la compañía. Ubicado en Olavarría, en la planta de Cementos Avellaneda, cuenta 63 MW de potencia instalada y demandó una inversión de 80 millones de dólares.

Está compuesto por 9 aerogeneradores Nordex Delta 4000, con una potencia individual de 7 MW y una altura total cercana a los 200 metros. Del total de la capacidad instalada, 4 aerogeneradores (28 MW) están destinados al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda, mientras que los 5 restantes (35 MW) aportan energía renovable a clientes industriales de YPF Luz a través del Mercado a Término.

El acto de inauguración contó con la presencia de Laura Delgado, subsecretaria de minería de la Provincia de Buenos Aires, Maximiliano Wesner, intendente de Olavarría, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz y José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.

El proyecto de YPF Luz

“La inauguración del Parque Eólico CASA refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones de abastecimiento eficientes”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

“La puesta en marcha de este proyecto nos llena de orgullo. Significa para nosotros un paso más en la realización de nuestro propósito: Impulsar el progreso responsable de la sociedad, desarrollando soluciones constructivas innovadoras, con cercanía y sostenibilidad. Este desarrollo refuerza el compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”, expreso José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.

Con esta inauguración, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3.5 GW, de los cuales 819 MW corresponden a energía renovable. Durante 2026, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Solar El Quemado en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de baterías en Gran Buenos Aires.

Parque Eólico CASA

  • Genera 63 MW de potencia de fuente renovable.
  • Energía equivalente a más 72.000 hogares argentinos.
  • Superficie: 450 hectáreas.
  • Factor de capacidad: 47.2%.
  • Energía generada: 260.000 MWh/año aprox.
  • Inversión: USD 80 millones.
  • Generación de empleo local directo en pico de obra: 150 personas contratadas, impulsando así la economía local.
  • Contratación de 50 empresas locales: metalúrgica, traslados, hotelería, corralón, alimentos, etc.

Características de cada aerogenerador

  • Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una. Tecnología Nordex Delta 4000.
  • Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar a la altura de tres Obeliscos.
  • Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz.

Grasas lubricantes: criterios técnicos para su uso industrial

Las maquinarias de cada sector industrial enfrentan desafíos únicos en cuanto a temperaturas, presiones, velocidades de operación y exposición a agentes externos. En todos los casos, seleccionar la grasa lubricante adecuada resulta crucial para garantizar la continuidad operativa, la protección de los activos y la eficiencia a largo plazo.

Con el objetivo de acompañar a los equipos técnicos en su toma de decisiones, expertos de Mobil™ elaboraron una guía técnica con criterios fundamentales para la selección, aplicación, compatibilidad y almacenamiento de grasas lubricantes industriales. Esta guía está especialmente pensada para entornos donde la exigencia mecánica y ambiental es máxima.

¿Qué riesgos implica mezclar grasas incompatibles?

Mezclar grasas de diferentes marcas, especialmente aquellas con distintos espesantes, pueden generar alteraciones en la consistencia. Esta tendencia se acentúa a medida que aumenta la temperatura de funcionamiento o la velocidad de cizallamiento de la mezcla. A temperaturas elevadas, las grasas incompatibles también pueden presentar una separación anormal del aceite.

A su vez, durante las aplicaciones, estas mezclas de grasas incompatibles pueden causar fallas como fugas, envejecimiento prematuro o un sangrado insuficiente del aceite en las zonas de contacto. Incluso, los aditivos pueden llegar a actuar en sentido contrario, afectando negativamente las funciones de lubricación, como la protección contra la fricción, el desgaste, la oxidación o la corrosión, generando fallas en el equipo.

Recomendación:

Ante una situación donde la mezcla sea inevitable, se sugiere realizar pruebas de compatibilidad previas, retirar la mayor cantidad posible de grasa anterior y relubricar con mayor frecuencia hasta lograr el reemplazo total.

¿Cómo elegir la viscosidad adecuada para los rodamientos? 

El manual del equipo, como primera instancia, o la recomendación del fabricante del rodamiento son las principales fuentes de consulta.

En algunos otros casos se puede requerir un cálculo EHL (elasto-hidrodinámico), que considera el tamaño, la velocidad y la temperatura de operación para definir la viscosidad óptima del aceite base.

¿Cuáles son los distintos tipos de espesantes de grasas? ¿Qué diferencias presentan cada una?

Los diferentes espesantes confieren a cada grasa características y propiedades únicas, lo que permite que ciertas grasas tengan un mejor rendimiento que otras en ciertas aplicaciones.

Los distintos tipos de espesantes disponibles en el mercado para grasas son:

  • Litio y Complejo de litio: para aplicaciones multipropósito a temperaturas y cargas moderadas a altas
  • Poliurea: para aplicaciones de alta temperatura y larga duración
  • Sulfonato de calcio: para aplicaciones con alta exposición al agua y cargas elevadas
  • Arcilla: para aplicaciones de temperaturas extremadamente altas
  • Complejo de aluminio: buena resistencia a la oxidación y la corrosión.

¿Qué es el grado NLGI y cómo influye en el desempeño?

El número de consistencia NLGI -o grado NLGI- es una escala de clasificación estándar establecida por el Instituto Nacional de Grasas Lubricantes (NLGI – USA) para especificar el grado de dureza o fluidez de una grasa, según su tasa de penetración, especificada por la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materia -ASTM). Los grados NLGI varían de acuerdo a su fluidez entre 000 y 6: 000 (muy fluida), 00 (fluida), 0 (semifluida), 1 (muy suave), 2 (suave), 3 (Semisólida), 4 (sólida), 5 (muy sólida) y 6 (extremadamente sólida).

Su elección depende del diseño del rodamiento, la velocidad de operación y las condiciones ambientales. Por ejemplo, las aplicaciones subterráneas, donde se requiere una buena retención por presencia de agua, suelen demandar grasas más consistentes.

En resumen, la selección correcta de una grasa lubricante, sumada a buenas prácticas de aplicación y mantenimiento, permite prolongar la vida útil de los componentes, reducir el riesgo de fallos y optimizar la productividad de operaciones altamente exigentes. Y siempre consultar el manual del equipo o del fabricante de los componentes.

“Llegar al millón de barriles será como crear una nueva industria”

La Argentina abrió oficialmente la Argentina Oil & Gas Expo 2025 (AOG 2025) en Buenos Aires, y el inicio estuvo marcado por un mensaje contundente. El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, advirtió que para que el país logre superar el millón de barriles diarios de petróleo, como se proyecta desde Vaca Muerta, será necesario levantar una industria completamente nueva.

El directivo recordó que el sector ya duplicó en los últimos años su capacidad productiva, pero señaló que los próximos objetivos “serán mucho más exigentes”.

Vaca Muerta en expansión

La exposición abrió sus puertas con una magnitud inédita. Según López Anadón, la muestra se expandió hacia afuera del predio y espera recibir más de 30 mil visitantes durante sus jornadas. La agenda incluye conferencias técnicas, rondas de negocios, presentaciones de jóvenes profesionales y actividades específicas para proveedores.

“Esta expo es apenas una pequeña porción de lo que representa la cadena de valor. Aquí se encuentran pymes nacionales, empresas internacionales y actores que, en conjunto, facturan en promedio 4.000 millones de dólares por año”, remarcó el presidente del IAPG.

La relevancia de la AOG quedó plasmada en la diversidad de empresas y organismos presentes, consolidándola como una de las muestras más importantes de la industria energética en la región.

Capex avanza en la ventana petrolera de Vaca Muerta.

El desafío del millón de barriles

López Anadón fue claro al plantear que el horizonte productivo argentino no puede conformarse con los niveles actuales. “Desde hace tiempo Vaca Muerta debería estar superando el millón de barriles diarios. La industria ya comenzó a trabajar para duplicar esas cifras”, aseguró.

Sin embargo, reconoció que llegar a esa escala no será un proceso lineal. “Para alcanzar un millón y medio de barriles por día, debemos pensar en una infraestructura equivalente a la de una nueva industria. Es una tarea compleja y extremadamente demandante”, explicó.

El presidente del IAPG respaldó sus palabras con datos del instituto, que señalan la necesidad de ampliar capacidad de transporte, logística, servicios petroleros, almacenamiento y procesos industriales que acompañen el salto productivo.

El discurso en la inauguración de la AOG 2025 también dejó en claro que el esfuerzo de la industria no se mide solo en inversiones o en volumen de extracción. López Anadón remarcó que el objetivo tendrá un impacto directo en la economía nacional.

“Nos espera una tarea titánica. Estoy convencido de que la industria cumplirá con sus objetivos. No hace falta ser redundante sobre el efecto que tendrá en la economía, pero todos sabemos que el impacto será enorme”, sostuvo.

El rol de los proveedores y pymes

Uno de los puntos destacados de la exposición es la presencia de empresas proveedoras, tanto grandes como pequeñas, que forman parte esencial de la cadena energética. El IAPG subrayó que estos actores no solo generan miles de puestos de trabajo, sino que también serán determinantes en la posibilidad de alcanzar los nuevos niveles de producción.

López Anadón insistió en que sin la articulación entre operadoras, pymes, servicios y la logística adecuada, el desafío de superar el millón de barriles será inalcanzable.

La Patagonia y el desafío de liderar el mercado del hidrógeno

En un contexto internacional marcado por tensiones políticas y cambios en las prioridades energéticas, la Patagonia argentina emerge como una región clave para el desarrollo del hidrógeno verde. Durante el Foro de Hidrógeno AHK – Edición Patagonia, el consultor en energía y miembro de TES (Transición Energética Sostenible), Ezequiel Cufré, analizó los factores que redefinen la agenda energética global y planteó la necesidad de consolidar una estrategia de competitividad exportadora.

Según Cufré, el regreso de Donald Trump a la presidencia de Estados Unidos reactivó las políticas a favor de los combustibles fósiles, ralentizando los avances hacia la descarbonización. “La polarización entre la agenda fósil y la verde se profundiza. Estas tensiones son discusiones de mercado que afectarán el ritmo de la transición energética”, explicó.

El consultor señaló que, si bien Europa mantiene objetivos de desfosilización, los avances son limitados. “Hoy Europa apenas alcanza un 10% de su meta de reducción de emisiones para 2030”, advirtió. En este contexto, propuso aprovechar la “ventana de oportunidad” que ofrece el gas como energía de transición antes de que la agenda verde retome impulso en los próximos años.

La Patagonia frente a una oportunidad histórica

En cuanto al papel de Argentina, Cufré fue claro: la Patagonia posee las condiciones naturales para convertirse en un polo estratégico de producción de hidrógeno verde. “Debemos ser inteligentes para aprovechar este tiempo y construir una hoja de ruta sólida. El Proyecto Gaucho en Santa Cruz es un primer paso hacia esa dirección”, afirmó.

El especialista también destacó la experiencia de Chile como modelo a seguir. “Chile ha logrado posicionarse como un referente en hidrógeno verde, priorizando una matriz energética barata y competitiva”, señaló. Para Cufré, el desafío argentino radica en resolver las limitaciones logísticas que separan los centros de producción de los grandes mercados de consumo, y en diseñar una estrategia de exportación que maximice el valor agregado regional.

Con vastos recursos naturales, capacidad productiva y el impulso de nuevos proyectos, la Patagonia se prepara para jugar un rol central en el mapa energético del futuro. Pero el éxito dependerá de la capacidad de anticiparse a los cambios de escenario y de construir una infraestructura que permita escalar rápidamente su oferta al mercado global.