Los Azules alertó que una resolución del ENRE podría afectar su acceso a energía

Andes Corporación Minera S.A., titular del Proyecto Minero Los Azules, participó de la audiencia pública convocada por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) en el marco de la Resolución 79/2026, para exponer su oposición fundada a la asignación de prioridad de capacidad de transporte solicitada por Vicuña Argentina S.A. en la línea de 500 kV Nueva San Juan–Rodeo.

La compañía explicó que Los Azules no es un proyecto en etapa conceptual, sino que cuenta con estudios eléctricos presentados ante TRANSENER, habilitación firme como agente del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) emitida por la Secretaría de Energía, y un cronograma de inversión aprobado por el propio Estado Nacional. En ese contexto, la resolución afecta directamente su acceso a la capacidad de transporte en el corredor troncal que requiere para su puesta en marcha.

Con argumentos técnicos y jurídicos, Miguel Gil, gerente de Ingeniería de Los Azules, señaló que “asignar el noventa por ciento de un setenta y uno por ciento de un número que no fue auditado, bajo una hipótesis que la propia CAMMESA reconoce como simplificada, y por veinticinco años, no es regulación. Es transferir un activo público a un privado sin fundamento técnico verificable”.

Asimismo, durante la audiencia se identificó tres quiebres sucesivos en la estructura motivacional del acto administrativo: el informe técnico del Área de Análisis Regulatorio del ENRE no realizó un análisis independiente, sino que reprodujo lo informado por CAMMESA; el Dictamen Jurídico se autoexcluyó de ponderar cuestiones técnicas o fácticas; y el propio artículo 12 de la resolución aplicó un estándar técnico riguroso para excluir el grupo transformador de la Estación Rodeo —por la naturaleza de su carga— mientras que sobre el tramo troncal en 500 kV empleó criterios notoriamente más laxos.

Los Azules es uno de los depósitos de cobre más grandes del mundo.

El pedido de Los Azules

En ese marco, Los Azules solicitó al ENRE que ejerza las facultades revocatorias previstas en el artículo 17 de la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos N° 19.549 y revise el artículo 9 de la Resolución 79/2026 antes de que el expediente derive en una instancia judicial. La compañía espera que, con la audiencia pública, el ente regulador tenga la oportunidad concreta de corregir el acto y preservar la coherencia del sistema regulatorio.

Nuestra oposición no busca obstaculizar el desarrollo de ningún emprendimiento. Por el contrario, promovemos un esquema técnico, proporcional y multiusuario que permita compatibilizar los distintos proyectos, asignando capacidad en función de demanda real, liberando capacidad no utilizada y estableciendo revisiones periódicas. La planificación eléctrica debe sustentarse en fundamentos técnicos plenamente transparentes, con trazabilidad de modelos, supuestos y escenarios regionales.

Defender el acceso abierto y la utilización equitativa de infraestructura estratégica no es una disputa empresarial. Es una cuestión de previsibilidad regulatoria, de respeto por los recursos públicos invertidos y de protección del desarrollo productivo futuro de San Juan. Los Azules continuará impulsando, por las vías institucionales correspondientes, una solución equilibrada que garantice competencia, transparencia y crecimiento sostenible para toda la provincia.

Gas, petróleo y Vaca Muerta: la hoja de ruta que proponen los CEOs para la región

La discusión energética en América Latina atraviesa una nueva etapa. Para los principales ejecutivos de la industria, el debate ya no se centra en la existencia de recursos de petróleo y gas natural, sino en las condiciones necesarias para transformarlos en abastecimiento energético confiable y competitivo a largo plazo.

Durante la segunda jornada de la Conferencia ARPEL 2026, realizada en Buenos Aires, referentes del sector coincidieron en que la región dispone de abundantes recursos energéticos, aunque enfrenta desafíos vinculados a la infraestructura energética, la competitividad y la estabilidad regulatoria para aprovechar plenamente ese potencial.

Tanto en los paneles dedicados al petróleo como en los enfocados en el gas natural, los ejecutivos remarcaron que la combinación de inversiones, eficiencia operativa y reglas previsibles será determinante para fortalecer la seguridad energética regional y aumentar la relevancia de América Latina en los mercados internacionales.

Petróleo: competitividad y reglas estables

El panel de CEOs del sector petrolero reunió a representantes de compañías de distintos países de la región. Los ejecutivos analizaron el escenario actual de la industria y coincidieron en que existen oportunidades de crecimiento, aunque condicionadas por factores estructurales que todavía limitan el desarrollo de nuevos proyectos.

La necesidad de ampliar la infraestructura de transporte, reducir costos operativos y garantizar marcos regulatorios estables apareció como uno de los puntos centrales del debate. Según los participantes, la competitividad será un elemento decisivo para que los recursos puedan convertirse en producción sostenible.

Los referentes del sector también destacaron que la volatilidad de los mercados internacionales obliga a las compañías a mejorar sus niveles de eficiencia y productividad. En ese contexto, las inversiones de largo plazo requieren previsibilidad y condiciones que permitan reducir los riesgos asociados al desarrollo de grandes proyectos energéticos.

Gas natural: convertir el potencial en suministro confiable

En paralelo, el panel de CEOs de empresas de gas natural puso el foco en la capacidad de América Latina para responder a una demanda global creciente en un escenario marcado por tensiones geopolíticas y desafíos en materia de abastecimiento energético.

Los ejecutivos coincidieron en que la región cuenta con recursos suficientes para desempeñar un papel relevante en el mercado internacional. Sin embargo, señalaron que el principal reto consiste en transformar ese potencial en suministro confiable, respaldado por inversiones sostenidas y expansión de la infraestructura.

Otro de los puntos destacados fue la necesidad de fortalecer la integración energética regional. Los participantes consideraron que la cooperación entre países permitirá mejorar la seguridad de suministro, diversificar fuentes de energía y reducir la exposición a interrupciones o fluctuaciones de precios.

Además, remarcaron que el crecimiento de la industria dependerá de la ampliación de redes de transporte, el fortalecimiento de los mercados internos y la coordinación entre los sectores público y privado. Bajo esa lógica, el gas fue presentado como una fuente que convivirá con otras tecnologías dentro de un esquema de “adición energética”.

Vaca Muerta como referencia para la región

Uno de los ejes recurrentes de las exposiciones fue el desarrollo de Vaca Muerta, considerado por varios de los participantes como uno de los ejemplos más relevantes de crecimiento energético en América Latina durante los últimos años.

Los especialistas destacaron que el caso argentino demuestra que el éxito de los proyectos no convencionales depende de una combinación de factores que incluyen escala, competitividad, innovación tecnológica y coordinación entre empresas, gobiernos y organismos reguladores.

Según lo planteado durante el encuentro, la experiencia acumulada en Vaca Muerta podría servir de referencia para otros países con potencial shale, como México o Colombia. No obstante, advirtieron que la replicación de ese modelo requiere estabilidad económica, reglas claras y capacidad de ejecución para transformar recursos en producción efectiva.

Refinación: más eficiencia en un mercado de menor crecimiento

Otro de los temas abordados durante la conferencia fue el futuro de la refinación de petróleo, una actividad que enfrenta una desaceleración estructural luego de décadas de expansión sostenida de la demanda mundial de combustibles.

Los participantes señalaron que el sector continuará siendo fundamental para el sistema energético global, aunque con perspectivas de crecimiento más moderadas. En ese escenario, la petroquímica aparece como uno de los segmentos con mayor potencial para generar valor agregado.

Frente a márgenes más ajustados y mayores exigencias regulatorias, las empresas coinciden en que la competitividad estará determinada por la eficiencia operativa, la flexibilidad de las instalaciones y el aprovechamiento de herramientas tecnológicas como los datos y la inteligencia artificial.

La integración energética gana protagonismo

Las discusiones también abordaron el rumbo de las políticas energéticas de América Latina, en un contexto marcado por la necesidad de atraer inversiones y garantizar seguridad de suministro para acompañar el crecimiento económico de la región.

Los especialistas señalaron que el gas natural ocupa un papel estratégico dentro de esa agenda, no solo como respaldo para otras fuentes de energía, sino también como componente estructural de los sistemas energéticos de numerosos países.

En ese marco, los participantes coincidieron en que la consolidación de una agenda regional basada en integración, estabilidad regulatoria y cooperación entre países será uno de los factores que definan la capacidad de América Latina para transformar sus recursos energéticos en desarrollo económico y abastecimiento confiable.

Cómo el gas de Vaca Muerta puede transformar el mapa energético de Sudamérica

Vaca Muerta, junto con otros grandes recursos gasíferos de la región, podría convertirse en uno de los principales motores de una nueva etapa de integración energética latinoamericana, de acuerdo con el reporte “Oportunidades para el desarrollo del gas en América Latina y el Caribe”, presentado durante la Conferencia ARPEL 2026.

El estudio fue elaborado de manera conjunta por la Unión Internacional del Gas (IGU), la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL) y la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE). El documento analiza el papel que puede desempeñar el gas natural en la transición energética regional.

A pesar de contar con abundantes recursos, América Latina y el Caribe representaron apenas el 5% de la producción mundial de gas durante 2024. Según el informe, existe una amplia brecha entre el potencial geológico de la región y el nivel de aprovechamiento de esos recursos.

Infraestructura e inversiones para conectar la región

Para avanzar en una mayor integración energética, el reporte estima que serán necesarias inversiones superiores a US$ 10.000 millones destinadas a la construcción y ampliación de gasoductos de integración regional. La infraestructura aparece como uno de los principales desafíos para aprovechar el potencial gasífero existente.

El documento también advierte que la movilización de capital público y privado requerirá condiciones regulatorias estables. Según el análisis, los marcos jurídicos, los esquemas de financiamiento y las reglas del sector deberán mantenerse más allá de los ciclos políticos para atraer inversiones de largo plazo.

Dentro de ese escenario, las reservas de Vaca Muerta, los desarrollos offshore convencionales y los yacimientos presalinos de Brasil son señalados como activos capaces de impulsar una nueva fase de expansión energética en el Cono Sur. A ellos se suman las capacidades productivas de Venezuela, Bolivia, Perú y Trinidad y Tobago, además de las oportunidades exploratorias en Guyana y Surinam.

Beneficios para Argentina y los países vecinos

El informe sostiene que el crecimiento de la producción de gas argentino podría generar beneficios directos para Argentina mediante una reducción de las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y un aumento de las exportaciones energéticas. El documento plantea además que el país podría fortalecer su presencia en el mercado global de GNL.

A nivel regional, el reporte identifica oportunidades para distintos países. Brasil podría acceder a una fuente de energía más competitiva para sostener procesos de industrialización, mientras que Bolivia tendría la posibilidad de monetizar infraestructura de transporte actualmente subutilizada.

Para Chile y Uruguay, el acceso al gas proveniente de Argentina podría representar una alternativa de menor costo frente al GNL importado. De esta manera, la integración energética aparece como una herramienta para mejorar la competitividad y la seguridad del abastecimiento regional.

El gas como herramienta para reducir emisiones

Uno de los ejes centrales del documento es el papel del gas natural en los procesos de descarbonización. Según datos citados del IPCC, la sustitución de combustibles de mayor intensidad de carbono por gas permite reducciones significativas de emisiones en la generación eléctrica.

El reporte indica que el reemplazo del diésel puede disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero en aproximadamente un 24%, mientras que la sustitución del fuel oil alcanza una reducción cercana al 28%. En el caso del carbón, la baja puede llegar al 42% por unidad de energía primaria.

Además, el estudio destaca que el gas funciona como respaldo para las energías renovables, especialmente las fuentes variables como la solar y la eólica. Como ejemplo menciona la crisis hídrica registrada en Brasil durante 2021, cuando la generación eléctrica a gas debió incrementarse para evitar interrupciones en el suministro.

Transporte, desarrollo económico y acceso a la energía

La dependencia de combustibles líquidos sigue siendo elevada en varios países de América Central y el Caribe. Naciones como Granada, Haití, Barbados, Cuba, Nicaragua, Belice, Guyana y Surinam obtienen más del 50% de su electricidad a partir de derivados del petróleo.

En esos mercados, la incorporación del gas natural podría generar beneficios ambientales y económicos de manera relativamente rápida, sin exigir transformaciones estructurales profundas en los sistemas eléctricos. El informe considera que esta sustitución representa una de las oportunidades más inmediatas para avanzar en la transición energética.

En el sector del transporte pesado, el documento identifica al Gas Natural Comprimido (GNC) y al Gas Natural Licuado (GNL) como alternativas disponibles para reducir emisiones. Según el análisis, el cambio hacia estos combustibles puede disminuir alrededor de un 20% las emisiones respecto de otras opciones tradicionales.

Vaca Muerta y las nuevas oportunidades energéticas

Desde la perspectiva económica, la monetización de las reservas de gas de Vaca Muerta permitiría incrementar exportaciones, reducir importaciones energéticas y fortalecer las balanzas comerciales de distintos países. El reporte también vincula el acceso a energía asequible con mejoras en indicadores sociales.

Como ejemplo, menciona el caso de Colombia, donde el Índice de Pobreza Energética Multidimensional elaborado por Promigas registró una reducción de la pobreza energética entre 2022 y 2024. Según los datos citados, unas 300.000 personas dejaron de encontrarse en esa situación durante ese período.

El documento también destaca el potencial de los gases renovables, particularmente el biometano, como complemento del desarrollo gasífero regional. Según el informe, su integración permitiría generar nuevas fuentes de ingresos en zonas rurales, mejorar la gestión de residuos y aprovechar la infraestructura existente para reducir emisiones y ampliar el acceso a la energía.

Camuzzi Energía designó a Sebastián Sánchez Ramos como nuevo gerente general

Sebastián Sánchez Ramos asumió como Gerente General de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi. Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una sólida trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.

Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como director ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.

Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.

Camuzzi y la meta de seguir creciendo

CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como así también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.

En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:

  • La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión.
  • Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos.
  • Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.

Fortalecer la cadena de valor

Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país.

El parque solar que transforma la vida cotidiana en Los Chihuidos

La localidad de Los Chihuidos dio un paso histórico con la puesta en marcha de su primer parque solar, una obra que permitirá contar con energía eléctrica durante las 24 horas del día por primera vez. La inauguración marca un cambio profundo en la vida cotidiana de sus habitantes, que durante años debieron convivir con cortes, horarios limitados y sistemas precarios.

Durante el acto, se destacó el valor simbólico y social del proyecto, que busca garantizar un derecho básico para una comunidad que permaneció postergada durante décadas. Vecinos y autoridades coincidieron en que el acceso permanente a la electricidad representa una mejora directa en la calidad de vida y en las oportunidades de desarrollo.

La obra fue impulsada por el gobierno provincial y será operada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN). El financiamiento y la construcción estuvieron a cargo de Pan American Energy y YPF, en el marco de un trabajo conjunto con la provincia.

La puesta en funcionamiento del parque fue posible luego de finalizar una nueva red de distribución eléctrica, que incluyó el tendido de líneas, subestaciones transformadoras y alumbrado público con tecnología LED. Estas obras, concluidas en septiembre de 2025, fueron clave para habilitar el nuevo sistema energético.

Un cambio a partir de un parque solar

Para la comunidad, el cambio es notable. Hasta ahora, el servicio dependía principalmente de generadores diésel que solo permitían disponer de electricidad durante algunas horas del día. Esto limitaba actividades productivas, educativas y sociales, además de generar altos costos de mantenimiento.

El presidente de la comisión de fomento, Gabriel Rojas, expresó que la llegada de la energía permanente es el resultado de años de gestiones y reclamos. “Fueron muchas promesas que no se cumplieron. Hoy, después de tanto tiempo, podemos decir que tenemos luz todo el día”, señaló durante el acto.

Desde el área de Ambiente y Recursos Naturales, la ministra Leticia Esteves explicó que parte del financiamiento provino de un fondo específico que fue ordenado y transparentado. Según indicó, esos recursos permitieron concretar la obra de distribución y avanzar luego con el parque solar.

Un antes y un después

Por parte de Pan American Energy, Nicolás Fernández Arroyo destacó que el proyecto representa “un antes y un después” para Los Chihuidos. “Ver a la comunidad con energía las 24 horas es un orgullo y refleja nuestro compromiso con el desarrollo local”, afirmó.

El presidente del EPEN, Mario Moya, detalló que el sistema funciona como una mini red híbrida, compuesta por paneles solares, baterías y respaldo con generadores. Explicó que esta combinación permite asegurar el suministro incluso en días sin sol o ante contingencias.

El parque cuenta con 288 paneles fotovoltaicos, una potencia instalada de 200 kilowatts y un banco de baterías de ion-litio que brinda autonomía de hasta dos días. Gracias a este sistema, se estima una reducción superior al 70% en el consumo de combustible.

Además del impacto ambiental, el proyecto genera beneficios económicos y operativos, ya que disminuye los costos asociados al transporte y uso de gasoil, y reduce el esfuerzo que antes debía realizar la comunidad para sostener el servicio.

Durante la jornada también se firmaron nuevos acuerdos para fortalecer el uso eficiente de la energía y dar continuidad al Programa Chihuidos Sustentable, que busca acompañar iniciativas productivas y sociales en la zona.

Acompañar el desarrollo

La comunidad se encuentra dentro del área Aguada Pichana Oeste, una región clave para el desarrollo energético de Neuquén. En ese contexto, el parque solar se integra a una estrategia más amplia de infraestructura social.

Desde 2017, Pan American Energy viene acompañando a Los Chihuidos con proyectos vinculados al acceso al agua, la energía y el fortalecimiento comunitario. Este trabajo previo fue fundamental para que el nuevo sistema pueda ser aprovechado plenamente por los vecinos.

La operación y el mantenimiento quedarán a cargo del EPEN, lo que garantiza una gestión local y continuidad en el servicio. La presencia técnica en el territorio permitirá responder con rapidez ante eventuales inconvenientes.

Con la inauguración del parque solar, Los Chihuidos abre una nueva etapa. La disponibilidad de energía permanente permitirá ampliar actividades productivas, mejorar servicios y fortalecer el arraigo de las familias en la zona.

Caños, beneficios fiscales y polémica: un informe cuestiona el relato oficial sobre el GNL

El escándalo por los caños del proyecto de GNL de Southern Energy volvió a instalar el debate sobre los costos reales de las obras energéticas. La polémica se originó tras declaraciones del ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, que comparó los costos del Gasoducto Perito Moreno (exGasoducto Néstor Kirchner) y el proyecto de GNL de Southern Energy, señalando una diferencia de 4.000 dólares/tn versus 1.400 dólares/tn respectivamente.

Un informe elaborado por la Fundación Encuentro advirtió sobre la existencia de omisiones metodológicas en la comparación entre proyectos públicos y privados. Según el documento, el debate quedó reducido a cifras aisladas, sin considerar variables clave que inciden directamente en la estructura de costos.

Bajo el nombre “La Falacia del Enfrentamiento: infraestructura pública vs beneficios fiscales”, el trabajo pone el foco en las diferencias entre el Gasoducto Perito Moreno (GPM) y el proyecto de Southern Energy (SESA), señalando que no pueden analizarse bajo los mismos parámetros. La organización cuestiona que se construyó una narrativa simplificada que enfrenta inversión pública con capital privado, sin atender al contexto económico, regulatorio y financiero.

Además, el informe remarca que las cifras difundidas por el Ministerio de Economía de la Nación se basaron en información parcial. Al tratarse de un proyecto privado y confidencial, no existen documentos públicos que permitan validar técnicamente las condiciones reales del contrato de Southern Energy.

YPF contratará barcos de GNL.

GNL: precios internacionales, impuestos y logística

Uno de los principales puntos del análisis es la evolución del precio internacional del acero. La Fundación Encuentro señala que entre 2022 y 2025 se registró una caída cercana al 35%, producto de la normalización posterior al conflicto entre Rusia y Ucrania, lo que impactó directamente en los costos de producción.

El informe destaca que el GPM fue licitado en un contexto de alta volatilidad, con insumos energéticos y siderúrgicos en niveles históricos. En cambio, el proyecto de Southern Energy se adjudicó cuando los precios ya se habían estabilizado, lo que explica gran parte de la diferencia en los valores por tonelada.

Otro aspecto central es el régimen fiscal. La iniciativa de SESA opera bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que incluye exenciones impositivas, estabilidad tributaria y beneficios cambiarios. En tanto, el GPM tributó bajo el esquema general, aportando impuestos nacionales, provinciales y municipales.

Además, el informe sostiene que, si ambos proyectos hubieran compartido el mismo marco fiscal, el costo del gasoducto se habría reducido de manera significativa. Bajo condiciones equivalentes, la brecha entre ambas iniciativas sería considerablemente menor, desarmando el argumento basado exclusivamente en la eficiencia operativa.

La logística también aparece como una variable determinante. El valor del GPM incluye traslado, almacenamiento y entrega en múltiples puntos del país. En el caso del proyecto de GNL, no está claro si el precio informado corresponde a entrega en puerto o en obra, lo que puede representar hasta un 25% del costo total.

A esto se suma la diferencia en proveedores. Mientras el GPM fue adjudicado a Techint, con producción local, el proyecto de SESA recayó en Welspun, una firma internacional con otra estructura de costos y financiamiento.

La disputa por los caños del proyecto de GNL reabrió el debate sobre apertura económica y protección industrial.

Impacto económico y debate pendiente

Otro de los puntos que aborda el informe subraya que la comparación de Caputo omite el impacto económico generado por la infraestructura pública. El GPM permitió reducir importaciones, mejorar la balanza energética y generar superávit fiscal, con beneficios directos para el Estado y los consumidores.

Según los datos recopilados, en su primer año de operación la obra permitió ahorrar miles de millones de dólares en compras externas de energía. Además, contribuyó a consolidar el superávit energético de 2024, el más alto en casi dos décadas.

El informe también advierte sobre el llamado “subsidio fiscal implícito” del RIGI. Las exenciones impositivas, especialmente en el impuesto a las Ganancias, representan un costo para el Estado que no suele incorporarse en los análisis comparativos tradicionales.

De acuerdo con las estimaciones, si el proyecto de SESA genera utilidades sostenidas durante tres décadas, el beneficio fiscal acumulado podría superar los mil millones de dólares en valor presente. Este monto, sostiene la Fundación, debería considerarse como parte del costo real del emprendimiento.

Para la Fundación, la discusión no se limita al precio de los caños, sino al modelo de desarrollo energético que se busca consolidar. Infraestructura pública y project finance privado responden a lógicas distintas, con riesgos, objetivos y beneficiarios diferentes.

El documento subraya que una evaluación responsable debe incorporar contexto internacional, tratamiento impositivo, logística, impacto macroeconómico y retorno social. Sin estos elementos, cualquier comparación resulta incompleta y puede inducir a interpretaciones erróneas.

Figueroa impulsa una ley para renegociar regalías del GNL y fortalecer Vaca Muerta

El gobernador Rolando Figueroa dejó inaugurado el 55° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura de Neuquén, donde presentó el Plan 2030 para la provincia, enfocado en la generación de obra pública, la reducción de la deuda y el fortalecimiento de la infraestructura estratégica. En ese marco, anunció el envío de un proyecto de ley para renegociar regalías vinculadas al gas natural licuado (GNL) y la creación de un nuevo fideicomiso con petroleras para financiar rutas.

Durante su discurso ante legisladores provinciales, funcionarios, representantes del sector energético y referentes de la comunidad, el mandatario repasó las proyecciones productivas de Vaca Muerta y detalló dos iniciativas clave orientadas al desarrollo del GNL y a la expansión de la matriz exportadora.

Figueroa estructuró su exposición en cuatro ejes: “De dónde venimos”, “Estado presente”, “Relación Estado-privados” y “Hacia dónde vamos”. Dentro de este último apartado, enmarcó el anuncio de una iniciativa legislativa que buscará establecer condiciones específicas para impulsar la producción y exportación de gas natural licuado.

“Viene una nueva etapa para Neuquén. Vaca Muerta se pudo lograr, se creyó en ello, empezó a tomar relieve y ahora visualizamos la nueva era de 2030 de la mano de dos proyectos de GNL que se abastecerán con gas neuquino”, sostuvo, en referencia al proyecto Argentina LNG liderado por Southern Energy y al desarrollo impulsado por YPF junto a ENI y ADNOC.

 

Figueroa y el camino de Neuquén

El gobernador remarcó que el futuro económico de la provincia está directamente vinculado con la monetización acelerada de los recursos de Vaca Muerta. En ese sentido, confirmó que el Ejecutivo provincial trabaja junto a YPF en un proyecto de ley específico para los emprendimientos de GNL, que sería presentado formalmente en las próximas semanas.

Según explicó, la iniciativa incluirá la renegociación del esquema de regalías en las áreas donde se extraiga gas destinado a estos proyectos, con el objetivo de mejorar la rentabilidad, promover nuevas inversiones y estimular la creación de empleo. A su vez, buscará garantizar el desarrollo de infraestructura asociada a la actividad exportadora.

La propuesta se apoya en la necesidad de generar mayor competitividad para el GNL argentino y en los cambios introducidos por la Ley Bases, que habilitaron a la provincia a establecer nuevas condiciones en las concesiones y a extender los contratos por períodos de hasta diez años.

Ser más competitivos

Desde el año pasado, al otorgar nuevas concesiones no convencionales, Neuquén aplica un canon del 6% destinado a obras de infraestructura y establece una participación accionaria del 10% a través de la empresa provincial GyP.

Bajo este esquema, Figueroa explicó que las futuras concesiones orientadas al gas licuado serán evaluadas con nuevos parámetros, que tendrán en cuenta el valor específico del metano en el mercado internacional. Si bien evitó brindar mayores precisiones —debido a que el tema continúa en negociación con las operadoras—, dejó en claro que el objetivo es mejorar el posicionamiento del GNL argentino.

“Tenemos que ser competitivos porque hoy se reconocen los valores de nuestro subsuelo, pero cuando salimos a competir con el mundo, debemos ser eficientes”, afirmó el mandatario, al subrayar la importancia de consolidar un marco regulatorio que favorezca las exportaciones y el desarrollo sostenido del sector energético.

Argentina cerrará la mayor exportación de GNL con Alemania por U$S 7.000 millones

La próxima semana se formalizará un acuerdo que marcará un hito para las exportaciones energéticas del país, al concretar la mayor venta de gas natural licuado (GNL) de Argentina al mercado internacional, tanto por volumen como por plazo.

Según informó +e, el contrato será suscripto entre Southern Energy (SESA) y SEFE (Securing Energy for Europe), firma energética controlada por el Gobierno Federal de Alemania.

Southern Energy está integrada por un consorcio estratégico conformado por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), en una alianza que apunta a posicionar al país como exportador relevante de GNL.

El entendimiento prevé el envío de 2 millones de toneladas anuales durante un período de ocho años. De acuerdo con estimaciones preliminares y en función de la evolución de los precios internacionales, la operación podría generar ingresos superiores a los USD 7.000 millones, fortaleciendo el ingreso de divisas y contribuyendo a la seguridad energética europea.

YPF creó una empresa subsidiaria para impulsar el GNL.

El inicio de las operaciones en Río Negro

Los embarques comenzarán hacia fines de 2027, cuando entre en funcionamiento el primer buque de licuefacción que Southern Energy instalará en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro. Se trata de una etapa clave para la consolidación del proyecto en el sur del país.

El volumen comprometido representa más del 80% de la capacidad productiva inicial, estimada en 2,45 millones de toneladas anuales, y más del 30% de la capacidad total proyectada cuando el emprendimiento opere con ambas unidades flotantes.

El plan integral de Southern Energy busca insertar definitivamente a la Argentina en el mercado global de GNL a partir de 2027. En ese marco, la compañía ratificó inversiones superiores a los USD 15.000 millones a lo largo de dos décadas de operación continua.

Más allá del impacto macroeconómico, la iniciativa en el Golfo San Matías contempla la generación de unos 1.900 puestos de trabajo directos e indirectos, con fuerte participación local y regional. Asimismo, se espera una activa integración de proveedores y empresas de servicios.

Los términos finales del contrato quedarán establecidos en un acuerdo definitivo de compraventa que se firmará en los próximos meses, una vez concluidas las instancias técnicas, financieras y regulatorias pendientes.

El MKII de Southern Energy producirá 3,5 millones de toneladas de GNL al año y consolidará al Golfo San Matías como hub exportador.

Garantías del gobierno alemán

En paralelo, el gobierno federal alemán confirmó que analiza otorgar garantías para préstamos vinculados al proyecto de GNL en Río Negro. Estas coberturas buscan reducir los riesgos políticos y económicos, facilitando el acceso al financiamiento internacional para el desarrollo de la infraestructura.

Las garantías, conocidas como UFK, se aplican a proyectos considerados estratégicos. En caso de incumplimiento, el Estado asume parte de las pérdidas, trasladando respaldo al sistema financiero y, en última instancia, a los contribuyentes.

Si bien no se informó públicamente quién solicitó la cobertura, fuentes oficiales indicaron que se trata de una etapa preliminar. El objetivo es evaluar la viabilidad técnica y económica antes de asumir compromisos definitivos.

El interés alemán se explica por la necesidad de reemplazar progresivamente el gas ruso y consolidar nuevas rutas de abastecimiento. En los últimos años, la Unión Europea aceleró la búsqueda de proveedores confiables fuera de Eurasia.

En ese contexto, el proyecto argentino aparece como una alternativa competitiva. El gas será transportado desde Vaca Muerta hasta Punta Colorada, donde se instalarán dos terminales flotantes para su licuefacción y posterior exportación.

Río Negro y los detalles del acuerdo con YPF.

Argentina avanza en el GNL

Desde el gobierno alemán aclararon que la solicitud de garantías no fue impulsada por el comprador, sino por entidades financieras interesadas en participar del financiamiento. En la misma línea, SEFE señaló que no promovió directamente el pedido.

El análisis se desarrolla en paralelo a los debates internos sobre criterios ambientales. Durante la gestión de Robert Habeck se había incorporado una evaluación climática específica para este tipo de respaldos. Sin embargo, bajo la conducción de Katherina Reiche, esas directrices fueron puestas en revisión.

El objetivo es compatibilizar las metas climáticas con las necesidades de seguridad energética. Para Alemania, el GNL argentino representa una fuente estable en un escenario de transición, además de un puente hacia el desarrollo futuro del hidrógeno, aprovechando infraestructuras y vínculos comerciales de largo plazo.

El cuello de botella que preocupa a Vaca Muerta: no alcanza la mano de obra para el crudo y el GNL

El desarrollo sostenido de Vaca Muerta atraviesa una etapa de crecimiento que combina mayor producción, ampliación de exportaciones y nuevos proyectos de infraestructura. Este proceso demanda inversiones constantes, pero también una expansión acelerada de la mano de obra calificada, capaz de acompañar la construcción de gasoductos, plantas y sistemas logísticos vinculados al petróleo y al gas.

En este contexto, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, puso el foco en el impacto laboral del proyecto Argentina LNG y de las obras asociadas al transporte de gas.

“El proyecto va a ir empezando este año y, con las obras, va a estar terminando hacia 2027. Se va a estar haciendo el gasoducto de Southern Energy y todo lo que estamos haciendo nosotros”, señaló Marín en diálogo con Infobae.

“Yo me imagino que no va a haber gente con capacidades en Argentina para todas esas obras”, agregó.

En relación con el impacto directo e indirecto del GNL, el directivo fue cauteloso, pero marcó un horizonte concreto. “Los números son muy grandes. Inclusive más, pero vamos a ser prudentes. Entre directos e indirectos, hablamos de 40 mil puestos de trabajo que el proyecto LNG va a generar seguro”, afirmó.

Además del gas, Marín vinculó el crecimiento laboral con el aumento de la producción petrolera. Según sus proyecciones, Argentina atraviesa un ciclo que puede modificar su perfil energético. “Vamos a pasar el millón de barriles tranquilo. Este año es posible que rompamos el récord por primera vez en la historia”, sostuvo.

Fecene celebró la aprobación del RIGI.

Vaca Muerta como eje del crecimiento

Para el CEO de YPF, el desafío no se limita a sumar personal, sino a garantizar competencias técnicas y condiciones de seguridad. En ese marco, destacó la inauguración del Instituto Vaca Muerta.

“El 16 de marzo inauguramos el Instituto Vaca Muerta. YPF lo empujó y lo lidera, pero después entraron las compañías. Se van a necesitar más de 10 mil operarios para perforación, fractura y operaciones. Por eso estamos trabajando en capacitar a la gente”, explicó el directivo.

Marín remarcó que la formación también apunta a reducir riesgos laborales y mejorar los estándares operativos. “Yo no quiero trabajar en una industria donde haya accidentes. Tenemos que capacitar a la gente para que conozca los riesgos y vuelva a su casa igual que yo”, destacó.

“No hay curita que justifique ni un metro cúbico de petróleo adicional ni un litro más de nafta. Eso hay que tenerlo claro. Les damos herramientas para que sepan el riesgo que toman y para que puedan parar las operaciones cuando ven peligro. Nunca hay que trabajar sin dos barreras de seguridad”, añadió.

En esa línea, el presidente de YPF detalló que el instituto contará con tecnología aplicada a la formación. “Vamos a poner un equipo de perforación escuela con toda la computación y los sistemas en tiempo real. Ahí aprenden, ven cómo funciona todo y después certificamos”, indicó.

VMOS continúa con sus trabajos.

Seguridad, certificación y articulación sectorial

El esquema contempla que las empresas incorporen personal certificado por el instituto, como parte de un compromiso sectorial. “Todas las compañías petroleras y de servicios nos comprometemos a ingresar gente nueva a partir de esa certificación”, señaló Marín.

El interés por la capacitación quedó reflejado en la alta demanda. Según precisó, la inscripción superó las expectativas iniciales. “Abrimos la semana pasada y en tres días, para 600 vacantes, hubo más de 10 mil anotados. Eso muestra la expectativa que hay”, subrayó.

El directivo también destacó el rol de los instructores y de la infraestructura disponible en Neuquén. “Contratamos personas con experiencia en la industria y un director con perfil educativo. Ya tenemos un edificio de alta calidad, un polo tecnológico, donde vamos a instalar todo el equipamiento”, detalló.

Del gas a la industria: cómo será la planta clave del proyecto Argentina LNG

La planta de fraccionamiento en tierra constituye uno de los componentes centrales del proyecto Argentina GNL y cumple un rol clave en la cadena de valor asociada al procesamiento y exportación de gas natural. Su función principal será el tratamiento de los líquidos y gases asociados provenientes de la producción no convencional, permitiendo su separación y acondicionamiento para distintos usos industriales y comerciales.

La instalación se ubicará en la provincia de Río Negro y estará conectada mediante un poliducto de 22 pulgadas que correrá en paralelo al gasoducto desde Neuquén hasta la zona costera. Este sistema tendrá una capacidad estimada de transporte de hasta 15.000 toneladas diarias, lo que representa un incremento sustancial respecto de los niveles actuales de producción y traslado de líquidos del país.

El ducto permitirá el traslado continuo de gas rico y condensados hacia la planta, donde se realizará su fraccionamiento y estabilización. Este proceso facilitará tanto la exportación como el abastecimiento a mercados internos, optimizando la logística y reduciendo la dependencia de instalaciones ubicadas en otras regiones.

La planta de mayor escala en el país

De acuerdo con las especificaciones técnicas preliminares, la obra será la planta fraccionadora de mayor capacidad instalada en la Argentina. En sus instalaciones se separarán productos como propano, butano y gasolinas naturales, insumos fundamentales para la industria petroquímica, el sector energético y distintas cadenas productivas vinculadas al consumo industrial y residencial.

El diseño contempla unidades de separación, sistemas de almacenamiento, infraestructura de carga y descarga, y equipamiento de control y seguridad industrial. Estas características permitirán operar con altos volúmenes y estándares acordes a normativas internacionales en materia ambiental y operativa.

El proyecto se inscribe en una estrategia orientada a ampliar la capacidad de procesamiento en origen, reduciendo cuellos de botella en el transporte y fortaleciendo la integración entre producción, tratamiento y exportación. En este sentido, el gobernador Alberto Weretilneck sostuvo que la provincia debe avanzar hacia etapas posteriores al transporte primario, incorporando procesos industriales vinculados al gas y sus derivados.

Operación de largo plazo e impacto económico

A diferencia de obras de infraestructura con plazos acotados, la planta está diseñada para operar durante toda la vida útil del proyecto Argentina GNL, estimada en aproximadamente 30 años. Este horizonte implica una demanda sostenida de servicios técnicos, mantenimiento, logística, transporte, seguros e insumos industriales.

Durante su fase de construcción se prevé la participación de múltiples contratistas y proveedores especializados, mientras que en la etapa operativa se requerirá personal calificado en procesos, instrumentación, seguridad y gestión ambiental. Asimismo, se espera una expansión de actividades indirectas asociadas a la cadena de suministros.

Desde el punto de vista macroeconómico, la instalación contribuirá a mejorar la capacidad exportadora del país y a diversificar los productos derivados del gas natural. En declaraciones públicas, Weretilneck señaló que el gas, el petróleo y la minería tendrán un rol central en la estructura exportadora futura, en un contexto de búsqueda de mayor estabilidad en el ingreso de divisas.

Integración con el sistema del Golfo San Matías

La planta forma parte de un esquema integral que incluye gasoductos dedicados, poliductos y buques de licuefacción. Este conjunto de obras apunta a consolidar un corredor energético desde Vaca Muerta hasta la costa atlántica, con salida al mercado internacional.

En particular, el sistema estará vinculado al área del Golfo San Matías, donde se concentrarán las operaciones marítimas de carga y exportación. La infraestructura terrestre permitirá estabilizar y acondicionar los productos antes de su traslado a las unidades flotantes de licuefacción.

Desde una perspectiva técnica, la planta cumple la función de nodo intermedio entre la producción y la exportación, reduciendo pérdidas, mejorando la calidad del producto final y facilitando la trazabilidad operativa. Su incorporación permitirá una mayor previsibilidad en los flujos de gas y líquidos, aspecto clave para contratos de largo plazo.