Las compañías Shell y Qatar Petroleum (QP) no obtuvieron los resultados esperados y definieron que no continuarán explorando el área offshore CAN 107 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino. A partir de esta decisión, la Secretaría de Energía dio de baja el permiso de exploración y revirtió el área al Estado Nacional. Lo hizo mediante la resolución 73 publicada este viernes en el Boletín Oficial. El proyecto offshore de las compañías también incluía a CAN 109, bloque que también podría revertirse al Estado en los próximos días.

Luego de los primeros trabajos de sísmica 2D y 3D que culminaron en abril de 2025, Shell y Qatar Petroleum decidieron no continuar con la segunda etapa de exploración, que incluía la perforación de un pozo exploratorio. En diciembre presentaron formalmente el pedido a la cartera energética para devolver el área Cuenca Argentina Norte 107, que había sido otorgada en 2019 a partir de un proceso de licitación internacional.

La anglo-holandesa Shell tenía el 60% de participación en el bloque y era el operador, mientras que Qatar Petroleum tenía el 40% restante. La exploración sufrió demoras por las restricciones de la pandemia de 2020. En 2022 las compañías recibieron la primera prórroga del permiso de exploración y en 2025 la segunda.

La resolución de la cartera energética destaca que las compañías cumplieron con los compromisos ambientales y de inversión que se habían fijado al momento de recibir el permiso para realizar los trabajos de exploración costas afuera.

Exploración offshore en la Cuenca Argentina Norte

No hay detalles de los resultados de la exploración costas afuera que hicieron Shell y QP en CAN 107. Un proyecto de exploración de petróleo y gas en aguas ultra profundas requiere grandes inversiones a muy largo plazo y ante cada resultado que se va obteniendo se van analizando las probabilidades de éxito que tiene. Con el antecedente del pozo Argerich, en la Cuenca Argentina Norte por el momento no hay un prospecto definido para seguir avanzando en la exploración de hidrocarburos.

En 2024, la noruega Equinor, en un consorcio conformado también por YPF y Shell, llevó adelante la exploración del bloque CAN 100. Allí se perforó el pozo exploratorio Argerich, el primero en hacerse en aguas ultra profundas (2.500 metros), pero fue clasificado como seco y el proyecto no continuó. La compañía con mayoría accionaria estatal anunció en noviembre que explorará un bloque offshore en Uruguay junto a la italiana Eni como socia.

En noviembre del año pasado la Secretaría de Energía ya había revertido al Estado el área MLO 114, en la Cuenca Malvinas Occidental, frente a las costas de Tierra del Fuego. El proyecto de exploración estaba a cargo de la compañía Tullow Oil en sociedad con Wintershall DEA y Pluspetrol.

Exploración offshore de Shell en el Mar Argentino

Los trabajos de exploración sísmica 2D y 3D se hicieron con el buque PXGEO 2 y demandaron 120 días. Exploraron CAN 107 (8.340 km2) y CAN 109 (7.860 km2), al norte del Mar Argentina y a alrededor de 200 kilómetros de las costas de Mar del Plata.

La exploración sísmica consiste en comprobar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo marino mediante el uso de buques que poseen equipos de ultrasonido que toman imágenes 3D y permiten visualizar cuál es el potencial real de obtener petróleo y gas.

El Gobierno argentino lanzó en 2018 una licitación pública internacional para explorar hidrocarburos en el mar en 38 bloques que sumaban 225.000 kilómetros cuadrados las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste. En 2019, se adjudicaron 18 áreas a 13 empresas, entre ellas YPF, Equinor, Tecpetrol, Qatar Petroleum, ExxonMobil, Total, Pluspetrol, Wintershall, British Petroleum, Shell, Tullow, Mitsui y ENI.

, Roberto Bellato

El ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, firmó la resolución 364, que se publicó este viernes en el Boletín Oficial e introdujo modificaciones en el pliego licitatorio para privatizar el 50% de Citelec, la sociedad controlante de Transener que hoy está en manos de la estatal Enarsa.

Transener es la principal transportista de energía eléctrica de la Argentina, a cargo de la red de alta tensión que vincula los principales centros de generación con los nodos de consumo. Se trata de un activo estratégico del sistema eléctrico.

En los últimos años la empresa mostró resultados positivos y en 2025 registró una utilidad neta del orden de los US$ 180 millones (estimada en base a resultados informados al mercado), impulsada por la recomposición tarifaria y la normalización regulatoria. Ese desempeño, sumado a un horizonte tarifario más despejado tras la última revisión quinquenal tarifaria (RQT) que se aprobó en 2025, la convierte en un activo atractivo tanto para compañías energéticas como para inversores financieros.

Cambios en el pliego y nuevos requisitos

En lo formal, la resolución publicada hoy introduce algunas modificaciones menores al pliego elaborado por la Secretaría de Energía y reprograma el cronograma de la licitación. El Gobierno decidió postergar por casi 20 días la presentación de las ofertas económicas para adquirir la participación de Enarsa en Citelec. La nueva fecha fue fijada para el 14 de abril, en reemplazo del 26 de marzo previsto originalmente.

La resolución está acompañada por dos anexos. El primero responde consultas realizadas por empresas interesadas a través de circulares aclaratorias. El segundo incorpora los cambios más relevantes: la inclusión de algunos requisitos técnicos como condición necesaria para que los interesados puedan presentar ofertas.

No obstante, la redacción del texto establece condiciones laxas y flexibles para que los interesados puedan cumplimentar las nuevas exigencias. Según indicaron allegados al Gobierno, el objetivo fue que la incorporación de estos cambios apunte principalmente a acreditar la solvencia técnico-económica de los oferentes y su capacidad de gestionar una compañía como Transener en términos financieros, sin que eso funcione como un obstáculo para la participación de empresas interesadas.

La incorporación de ese capítulo no respondió a una consulta específica del mercado, sino a una decisión interna del Gobierno. El impulso inicial surgió del área de Legales de Presidencia, que interpretó que el proceso debía mantener el espíritu de la normativa original de privatizaciones del sector eléctrico de fines de los ’80, en el marco de la Ley de Reforma del Estado (Ley 23.696) y su decreto reglamentario 11.051/05 del ’89, que contemplaba exigencias técnicas para los operadores.

Esa postura generó intercambios con otras áreas del Gobierno, en particular con la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, que encabeza Diego Chaher, un funcionario que responde al asesor presidencial Santiago Caputo, y con la Secretaría de Energía, que buscaron evitar que esas condiciones funcionaran como una barrera de entrada que limitara la competencia.

La versión final publicada este viernes no generó estridencias dentro del sector privado.

Interés del mercado

La combinación de una empresa con buenos indicadores económicos, un marco regulatorio más previsible y la decisión oficial de avanzar con la privatización despertó interés en distintos tipos de inversores.

Además de compañías del sector eléctrico —tanto locales como internacionales— en las últimas semanas también analizaron el proceso fondos de inversión y actores del sector financiero, que ven en Transener un activo con ingresos relativamente estables y bajo riesgo operativo.

Ese atractivo se potencia por el hecho de que el management actual de la compañía —controlada a través de Citelec por Pampa Energía y Enarsa— está integrado por cuadros técnicos con larga trayectoria en la empresa.

Nombres propios

Entre los grupos que participarán de la compulsa figuran Edison Energía, un holding creado el año pasado y liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, que reúne a un conjunto de empresarios locales Guillermo Stanley, Federico Salvay y Carlos Giovanelli, accionistas a su vez del grupo Inverlat, Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

También están explorando la posibilidad de participar Genneia, la principal generadora de energías renovables del país, presidida por Jorge Brito;

Y Central Puerto, el mayor generador eléctrico del país. Otro grupo que analiza el proceso es el de los accionistas de Edenor —una de las principales distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires— integrado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.

Además, no se descarta la participación de otros actores del ámbito financiero y de infraestructura, incluso sin presencia directa en el negocio eléctrico, que ven en Transener un activo con ingresos estables y bajo riesgo operativo.

Transener en números

Transener opera más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión, lo que la convierte en la columna vertebral del sistema eléctrico argentino.

Dentro del portafolio de activos que controla Enarsa —que incluye desde centrales térmicas hasta la importación de GNL y la construcción de las represas hidroeléctricas de Santa Cruz, altamente demoradas—, la participación en Transener aparece hoy como el negocio más rentable de la compañía estatal.

Esa condición explica en buena medida la expectativa de una alta participación en el proceso licitatorio, en un contexto en el que el Gobierno busca avanzar con la desinversión en activos energéticos considerados no estratégicos bajo su nueva visión de política económica.

, Nicolas Gandini

El gobierno decidió a comienzos de marzo que sea una empresa privada la que esté a cargo de comprar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) necesarios para cubrir el pico de demanda del próximo invierno. El anuncio coincidió con el comienzo de la Guerra en Medio Oriente que disparó el precio del gas. Por lo tanto, no está claro cuál será el resultado de la licitación. No obstante, la secretaría de Energía, María Tettamanti, explicó el martes en Vaca Muerta Insights que van a esperar a comienzos de abril para conocer las ofertas y “si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”.

La principal duda que conlleva ese proceso es quien le va a pagar a ese privado lo que cueste importar el GNL, más el costo de regasificación que habrá que abonar a Enarsa por el acceso y el uso de la terminal, entre otros conceptos. Ese interrogante es clave porque el consumo se va a repartir entre el segmento de generación eléctrica, la industria y la demanda residencial, que tiene una tarifa regulada con valores muy por debajo de los costos que supondrá esa importación. Tettamanti indicó el martes que la Secretaría de Energía está terminando de definir qué segmentos de la demanda pagará el costo pleno de importación del GNL y qué porcentaje del volumen importado se le adjudicará a cada uno.

Cómo ha venido funcionando el sistema

La funcionaria sostuvo que en los años anteriores el gas importado lo estuvieron pagando todos los contribuyentes a través de los impuestos. la empresa estatal Enarsa compraba el GNL a los precios internacionales y luego le vendía el 40% de ese gas a las distribuidoras al precio fijado en el cuadro tarifario, el cual estaba muy por debajo del costo de la importación. Por lo tanto, la diferencia se cubría con subsidios.

Ahora bien, Tettamanti reveló además que como consecuencia de un esquema de incentivos mal alineados el Estado también terminaba subsidiando a muchas industrias de modo indirecto. ¿De qué forma? Las distribuidoras y algunas industrias para las cuales el gas es un insumo crítico tienen contratos en firme con productores o comercializadores por gasoducto –el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas “marginal” o de pico que se importa a un costo mucho mayor–.

Los contratos en firme son más caros que los contratos interrumpibles y tienen prioridad sobre ellos, pero si la demanda crece mucho y la oferta no alcanza para abastecer a todos los que tienen contratos en firme, entonces la prioridad sobre el uso de ese gas la tiene la demanda residencial y las industrias con contratos en firme deben detener su producción o salir a buscar gas importado y pagarlo más caro.

El problema, recordó Tettamanti, es que las distribuidoras no tenían ningún incentivo económico para hacer valer esa prioridad ya que cuando el gas de base que les llegaba a través del gasoducto se acababa, se daban vuelta y le pedían gas importado a Enarsa, que se los garantizaba al mismo precio que ya estaba incorporado en los cuadros tarifarios, siendo el Estado el que abonaba el diferencial entre ese precio contemplado en la tarifa y el costo real de la importación. Por lo tanto, lo que terminaba ocurriendo era que la industria que ya tenía contratos nominaba ese gas y la distribuidora no la desplazaba. De ese modo, las industrias se beneficiaban al ser subsidiadas de modo indirecto por el Estado Nacional.

Cuál son los cambios que planea el gobierno

Lo que busca el gobierno al dejar la importación en manos de un privado, es que el Estado deje de subsidiar la importación de GNL. “Nosotros lo que queremos es que pague el GNL el que lo usa”, aseguró Tettamanti.

La funcionaria sostuvo que el año pasado el 60% del gas importado lo consumió la generación y el resto se distribuyó entre la industria y el sector residencial. En la actualidad, las distribuidoras tienen contratos por el Plan Gas y por encima de eso, si consiguen y hay capacidad de transporte, les compran un volumen adicional a los productores para el invierno. Por último, completan con GNL.

Con el nuevo esquema, para la distribuidora ya no va a ser lo mismo consumir gas por gasoducto o GNL. Por lo tanto, se supone que va a hacer valer la prioridad que tiene la demanda residencial sobre la industria y será la propia industria la que deba, ahora sí, ir a pagar el GNL al precio internacional o conseguir algún combustible alternativo (como por ejemplo gasoil).

¿Por qué tendrían ese incentivo las distribuidoras si en última instancia el que paga es el consumidor? Porque tienen que presentar los contratos al Enargas para que ese organismo convalide el traslado a la tarifa. Tettamanti dijo que los precios ya van a estar determinados porque surgen de las distintas compras que realizó cada distribuidora, pero advirtió que el ente regulador va a evaluar que el volumen sea razonable. Por lo tanto, si una distribuidora no optimizó sus compras –utilizando GNL cuando podría haber accedido a gas más barato—el Enargas podría no convalidar todo ese volumen y reconocer solo una parte en el cálculo tarifario. En el nuevo escenario, las distribuidoras enfrentarían un riesgo regulatorio mayor porque Enargas podría no reconocerles compras ineficientes. “Así es como funciona la ley, así es como funcionaba en el pasado”, subrayó Tettamanti el martes.

¿El gobierno avanzará igual pese a la fuerte suba del GNL?

El plan del gobierno destinado a poner en cabeza de una empresa privada el rol de importador y agregador-comercializador de GNL se está ejecutando en una coyuntura compleja por el inicio de la guerra en Medio Oriente. El precio del gas natural se disparó un 11% este jueves, hasta 61 euros el megavatio hora en el mercado europeo de referencia de Países Bajos (unos 19 dólares por MMBTU), y duplicó su valor desde el principio de la guerra. Frente a este escenario, si el gobierno avanza con el nuevo esquema, el mayor costo debería trasladarse directamente a los usuarios, sobre todo a generadoras de energía e industrias porque, según los cálculos oficiales, el GNL representa solo el 5% del costo de abastecimiento que afrontan los hogares. 

“Vamos a esperar a ver qué pasa con la licitación y si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”, adelantó Tettamanti. A principios de abril se sabrá cómo sigue la historia.

, Fernando Krakowiak

Qatar Energy, la principal productora y exportadora de Gas Natural Licuado (GNL) del mundo, informó que el 17% de su capacidad de producción de GNL quedará fuera de servicio por al menos tres años debido al ataque de Irán contra el complejo Ras Laffan. Por este motivo, la empresa suspenderá contratos de suministro firmados con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China. El Estado italiano participa indirectamente a través de ENI en el proyecto Argentina LNG que lidera YPF.

El recorte de la oferta por parte de Qatar supone una pérdida de entre un 2 y 3% de la capacidad mundial de producción, si se considera que el país árabe prácticamente suministra el 20% del GNL global.

El CEO de Qatar Energy, Saad al-Kaabi, declaró que tendrán que declarar «fuerza mayor» en contratos a largo plazo de hasta cinco años para el suministro de GNL con destino a Italia, Bélgica, Corea del Sur y China. La empresa tiene firmados contratos de suministro de GNL con ENI y contratos de provisión de infraestructura offshore con Saipem, ambas italianas. ENI es accionista en Saipem.

«Es decir, se trata de contratos a largo plazo para los que tenemos que declarar fuerza mayor. Ya lo hicimos, pero era por un plazo más corto. Ahora es el plazo que sea«, dijo Saad al-Kaabi en una entrevista con la agencia Reuters.

El impacto en números del ataque de Irán a Ras Laffan

El CEO de Qatar Energy informó que los misiles iraníes que el miércoles impactaron en la Ciudad Industrial de Ras Laffan afectaron un 17% de la capacidad productiva de la planta, que es la mayor terminal de producción y exportación de GNL del mundo. La empresa tardará entre 3 y 5 años en reparar y restablecer esa capacidad perdida.

«Jamás en mis sueños más descabellados hubiera imaginado que Qatar y la región sufrirían un ataque de esta magnitud, especialmente por parte de un país musulmán hermano, en pleno mes de Ramadán, atacándonos de esta manera», dijo Saad al-Kaabi.

Irán había advertido que atacaría Ras Laffan e instalaciones energéticas en Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos (EAU) en represalia por un bombardeo de los Estados Unidos e Israel sobre South Pars, el mayor campo de gas natural del mundo.

Sin embargo, el presidente de los EE.UU., Donald Trump, tomó distancia y aseguró la noche del miércoles que no tenía conocimiento previo sobre el ataque que Israel ejecutaría sobre South Pars, ubicado dentro del Golfo Pérsico, en la frontera marítima entre Irán y Qatar.

«Israel, enfurecido por lo ocurrido en Oriente Medio, atacó una importante instalación en Irán conocida como el campo de gas South Pars. Solo una pequeña parte resultó dañada», dijo Trump en un posteo en Truth Social. El presidente añadió que su país no tenía «conocimiento previo del ataque» y que «Irán, sin conocer los hechos, respondió atacando injustificadamente una parte de la planta de gas natural licuado de Catar».

Cómo afecta la decisión de Qatar Energy en el suministro y precios del gas en Europa

La novedad volvió a atizar los precios del gas natural en Europa, a pesar de que el 90% del GNL producido en el Golfo Pérsico suele tener a Asia como destino, mientras que el 10% restante suele ir al mercado europeo.

En el Dutch TTF, el punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa, los precios cotizan al cierre de esta nota en € 63/MWh, lo que representa US$ 18,5 por millón de btu (MMBTU). Los valores se habían moderado la semana pasada en torno a los 15 dólares por MMBTU.

Casi una quinta parte del gas natural licuado del mundo se produce en el Golfo Pérsico, con poco más de 80 millones de toneladas de GNL producidas y exportadas por el Estrecho de Ormuz en 2025. Qatar fue el segundo exportador del planeta, con 81 MT. Emiratos Árabes Unidos realizó un aporte marginal de 5 MT.

, Nicolás Deza

La empresa Loginter completó la descarga de 45 vagones tolva graneleros destinados a la línea Belgrano Cargas, en el marco de la campaña agrícola. La operación se llevó a cabo en la dársena E del Puerto de Buenos Aires, luego del arribo del buque Cosco Shipping Vision, proveniente de China.

Cada uno de los vagones tiene un peso de 22,87 toneladas y forma parte de un esquema orientado a fortalecer la capacidad operativa del sistema ferroviario de cargas, en un contexto de alta demanda logística vinculada al transporte de granos.

Descarga de los vagones

La maniobra se suma a una operación reciente realizada en el mismo puerto, que consistió en la descarga de tres locomotoras de 114 toneladas cada una destinadas al Ferrocarril San Martín. En ese caso, se emplearon maniobras en tándem con grúas de gran capacidad, lo que permitió llevar adelante el operativo con precisión.

“Ambas intervenciones reflejan la capacidad operativa de Loginter para coordinar movimientos de gran porte, así como su participación en tareas vinculadas a la infraestructura y logística ferroviaria”, destacaron desde la empresa.

Desde la compañía señalaron que este tipo de operaciones contribuye a mejorar la eficiencia del sistema de transporte de cargas, al tiempo que acompaña el desarrollo del entramado ferroviario argentino, con foco en una mayor productividad y agilidad en la operatoria.

, Redaccion EconoJournal

Qatar informó este miércoles que Irán atacó el mayor complejo de exportación de gas natural licuado del mundo, en una escalada de la guerra en Medio Oriente que ya afecta a alrededor de un 20% del suministro global de GNL. No esta confirmado si el ataque golpeó sobre los trenes de licuefacción y/o sobre infraestructura anexa.

Qatar Energy, la principal compañía productora de GNL del mundo, informó que los misiles impactaron contra la Ciudad Industrial de Ras Laffan, la mayor terminal de exportación de gas natural licuado del mundo, provocando «daños considerables». La empresa había suspendido la producción en Ras Laffan el lunes 2 de marzo, luego de los primeros ataques registrados sobre territorio qatarí.

Horas antes del ataque de este miércoles, Irán había designado a Ras Laffan como objetivo, luego de un bombardeo de Israel y los Estados Unidos contra el campo de gas South Pars.

Ataque de Irán contra Ras Laffan en Qatar

«QatarEnergy confirma que la Ciudad Industrial de Ras Laffan fue blanco de ataques con misiles esta noche. Se desplegaron de inmediato equipos de respuesta de emergencia para controlar los incendios resultantes, ya que se produjeron daños considerables. Todo el personal se encuentra a salvo y, hasta el momento, no se han reportado víctimas», informó la compañía.

La producción de Qatar Energy representa un 20% del total del GNL mundial. La compañía en Ras Laffan opera 14 trenes de licuefacción, con una capacidad instalada de 77 millones de toneladas anuales de GNL.

El Ministerio de Asuntos Exteriores de Qatar condenó enérgicamente el ataque iraní contra Ras Laffan. «Qatar considera este ataque una peligrosa escalada, una flagrante violación de su soberanía y una amenaza directa a su seguridad nacional», dice el comunicado.

Irán anunció que atacará otros 5 blancos

En un comunicado difundido el miércoles por la agencia de noticias semioficial iraní Tasnim, autoridades de Irán afirmaron que cinco instalaciones en Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y Qatar «serán atacadas en las próximas horas», en respuesta a un aparante ataque contra South Pars, que forma parte del campo de gas natural más grande del mundo.

Irán designó como objetivos la refinería SAMREF y el complejo petroquímico de Jubail en Arabia Saudita, el yacimiento de gas de Al Hosn en los Emiratos Árabes Unidos, y la refinería de Ras Laffan y el complejo petroquímico de Mesaieed, ambos en Qatar.

South Pars es la forma en la que Irán designa al campo de gas natural que comparte con Qatar sobre las aguas del Golfo Pérsico. Es uno de los mayores campos de gas natural del mundo. En Qatar lo denominan North Field, en donde se extraen unos 16 BCF (453 millones de metros cúbicos de gas) por día.

, Nicolás Deza

Compañía Mega presentó este miércoles ante el Ministerio de Economía un proyecto de inversión por US$360 millones para adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa busca expandir la capacidad de procesamiento y transporte de los líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.

El plan representa una nueva fase de la estrategia de expansión 2023-2028 de la firma, la cual proyecta un desembolso total de US$650 millones para el período. Con estas obras, la compañía -cuyos accionistas son YPF, Petrobras y Dow- apunta a consolidar su infraestructura clave para acompañar el salto productivo de la Cuenca Neuquina.

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, destacó que «este paso reafirma la solidez estratégica de la empresa y el compromiso de sus accionistas para transformar el potencial de los recursos no convencionales en valor agregado«. El directivo subrayó que la inversión no solo fortalecerá la matriz energética en general, sino que «incrementará la generación de divisas mediante operaciones sostenibles».

Desde el punto de vista operativo, el proyecto permitirá un incremento del 27% en la producción total de la compañía. Esto se traduce en la incorporación de más de 500.000 toneladas anuales de productos como etano, propano, butano y gasolina natural, elevando la capacidad total de procesamiento a más de 2,5 millones de toneladas por año.

NGLs de exportacion y mercado local

El destino de esta producción adicional tendrá un fuerte perfil exportador, ya que el 80% de los nuevos volúmenes se orientará a los mercados externos. El 20% restante permanecerá en el mercado interno, garantizando principalmente el suministro de etano para la industria petroquímica local, donde la empresa ya es el principal proveedor.

La ejecución de las obras se extenderá entre 2026 y 2028, abarcando infraestructura en cuatro provincias. El plan incluye la construcción de plantas de rebombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), además de nuevas instalaciones de acondicionamiento en Loma La Lata (Neuquén) y adecuaciones en Bahía Blanca (Buenos Aires).

Este anuncio de Mega se suma a la reciente apuesta de TGS (Transportadora de Gas del Sur), que apenas días atrás confirmó una inversión de US$3.000 millones, también bajo el amparo del RIGI. El proyecto prevé la construcción de una nueva planta de procesamiento y un poliducto de casi 600 kilómetros de Vaca Muerta a Bahía Blanca, con el objetivo de exportar líquidos por más de US$ 1.200 millones anuales.

Ambas iniciativas confirman que la industrialización de los líquidos del gas es el nuevo gran motor de inversión en el sector energético. Ambos desarrollos buscan destrabar cuellos de botella para permitir que la producción de petróleo alcance el millón y medio de barriles diarios, y reforzar el sistema de procesamiento del gas de la Cuenca Neuquina.

En términos de impacto socioeconómico, el plan de Compañía Mega generará picos de 600 puestos de trabajo, entre directos e indirectos, durante su fase de construcción. La demanda laboral abarcará servicios de ingeniería, logística y provisión de equipos, dinamizando la cadena de valor en las regiones involucradas.

Con estos proyectos de expansión, la integración entre la zona de producción en Neuquén y el polo exportador de Bahía Blanca se consolida así como un eje de industrialización de Vaca Muerta. Ese salto de capacidad de valor agregado permite la exportación de productos que triplican el valor del gas natural.

, Ignacio Ortiz

La Cámara de Apelaciones de Nueva York ordenó este miércoles dejar en suspenso el proceso de búsqueda de activos (discovery) y la moción de desacato hasta que resuelva la apelación argentina contra la sentencia de fondo de la jueza Loreta Preska por la expropiación de YPF. La decisión le pone un freno a la estrategia de Burford destinada a forzar cuánto antes una negociación con Argentina. El presidente Javier Milei calificó la decisión como “histórica y sin precedentes”.  

La cámara le puso un freno al plan de Burford

Burford tenía la expectativa de que Preska declare a Argentina en desacato en una audiencia prevista para los días 31 de marzo y 1 de abril, pero la decisión de la Cámara deja ahora sin efecto la audiencia convocada para analizar, justamente, los supuestos incumplimientos del país y decidir eventuales sanciones.  

La declaración de desacato hubiera significado un golpe duro para el país complicando aún más la vuelta al mercado voluntario de deuda. Para los inversores una decisión de ese tipo significa que el país no cumple decisiones judiciales de tribunales clave, lo que impacta de modo directo en una reputación crediticia ya bastante frágil.

Incluso, como había advertido EconoJournal a fines de enero, podría llegar a complicarle el cobro los bonistas como ocurrió en 2014 cuando el juez Thomas Griesa dictó primero una orden que le impedía al agente de pago (BoNY Mellón) distribuir los fondos sin pagarle previamente a los holdouts y luego directamente declaró a la Argentina en desacato por no cumplir esa orden de pari passu.

Ahora eso no ocurrirá, al menos hasta que la cámara se expida sobre la apelación referida a la cuestión de fondo. Es decir, hasta que ratifique o rectifique el fallo dictado por Preska el 15 de septiembre de 2023 que obliga a Argentina a pagar 16.100 millones de dólares más intereses más intereses a los fondos Burford y Eton Park por la expropiación de YPF.

Cómo sigue la disputa

Si bien el gobierno argentino apeló el fallo de Preska de septiembre de 2023, la disputa judicial continuó y se fue ramificando porque, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele. Solo se frena si el demandado obtiene un stay. Normalmente, para ello debe presentar una garantía que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.

La Argentina apeló, pero no puso ninguna garantía y en enero de 2024 la magistrada habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda de activos del Estado argentino que pudieran ser embargables. De este modo, mientras la Cámara analiza el fallo de Preska –en octubre se realizó una audiencia que ilusionó al gobierno con la posibilidad de una resolución favorables—la jueza ha ido tomando distintas acciones para tratar de forzar a Argentina a pagar.  

Ahora esas ramificaciones que se fueron derivando del fallo principal quedan en suspenso y supeditado, en principio, a lo que vaya a resolver la cámara de apelaciones.

Es la segunda vez que Cámara suspende una orden de Preska. Ya lo había hecho en julio de 2025 cuando frenó la orden de la jueza para que el Estado argentino transfiriera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.100 millones. Argentina apeló en aquel momento el fallo y obtuvo un stay por parte de la cámara, pero el proceso de discovery para demostrar que ciertas compañías son alter ego del Estado argentino siguió su curso.

“Desde luego, no significa que fallará a favor de la Argentina revocando la condena, pero sí sugiere que no dudará en hacerlo si concluye que Preska se equivocó cuando decidió retener el caso en Estados Unidos, en la manera que interpretó las leyes argentinas aplicables, o en el cálculo del monto de la indemnización”, advirtió en su cuenta de Twitter el experto en deuda, Sebastián Soler.  

, Fernando Krakowiak

Una empresa comercializadora concretó la primera importación de gas natural por parte de un privado a través del Gasoducto Norandino, desde el norte de Chile hacia la Argentina. Se trata de una operatoria que estaba reservada para la estatal Energía Argentina (Enarsa) durante las últimas dos décadas, desde su creación en 2004.

El procedimiento realizado por la comercializadora argentina Cinergia, durante el 11 y 12 de marzo, consistió en el despacho de un volumen de hasta dos millones de metros cúbicos. La maniobra involucró la coordinación de equipos técnicos y operativos de ambos países y no se contó con la intervencion de Enarsa.

El núcleo de la transacción se centró en la regasificación y compresión del hidrocarburo desde la planta de Mejillones, ubicada en la costa del Pacífico, unos 65 kilómetros al norte de la ciudad de Antofagasta. Esta logística permitió inyectar el recurso en el sistema de transporte de 1.060 kilómetros que conecta el norte de Argentina, a la altura de la planta instalada en la localidad de Pichanal, provincia de Salta.

En la práctica también se trata de la primera operación de importación en la historia de ese ducto inaugurado en 1999, ya que el gasoducto fue construido para uso exportador. Recién en 2010, Chile por el default gasífero argentino contó con una terminal con capacidad de revertir el flujo para eventuales exportaciones, las cuales comenzaron en 2016 de forma muy esporádica.

La Argentina terminó con la importación regular de gas desde Bolivia tras la puesta en marcha de la Reversión del Gasoducto Norte, lo que permite abastecer a las siete provincias de la región con la producción de Vaca Muerta. Sin embargo, la demora en las obras de cuatro plantas compresoras impide el transporte del volumen necesario para cubrir los picos de demanda invernal en el NOA.

Ante esta limitación logística y la politica de desregulación del mercado energético, el sector privado está en condiciones de buscar alternativas de suministro directo desde Bolivia o desde el Pacífico para garantizar la operación de las centrales térmicas y las industrias regionales, sin la intervención de Enarsa.

Gas natural para generación eléctrica

La concreción de esta operación requirió el desbloqueo de las válvulas en la frontera internacional, donde el caño suele permanecer cerrado. El uso de esta infraestructura existente busca optimizar los recursos energéticos disponibles en la región mediante la capacidad de transporte instalada, estimada en unos 7 millones de metros cúbicos día.

Esta iniciativa se alinea con el esquema de desregulación del mercado energético que impulsa el Gobierno, el cual habilita a las empresas generadoras a gestionar su propio abastecimiento de combustible a través de acuerdos entre privados.

El marco normativo actual permite que los actores del sistema busquen soluciones directas de suministro, diversificando las fuentes de importación y flexibilizando la operación del sistema interconectado. En 2025 se registraron varias operaciones entre privados que concretaron importaciones desde Bolivia.

En esta oportunidad, el gas importado tuvo como consumidor final al sector de generación eléctrica, que representa el único segmento con demanda potencial firme en el norte durante la temporada de verano. La operatoria sirvió como prueba de capacidad técnica para evaluar la viabilidad de un suministro en firme.

Una alternativa para la demanda invernal

La intención de los privados es transformar esta modalidad de envío en una operación de carácter regular para el próximo invierno. El objetivo es que el GNL proveniente del Pacífico, regasoficado en Mejillones, pueda destinarse tanto a la generación de energía como al sector industrial, los más afectados en los picos de consumo estacionales.

Julieta Dell Oro, Gerente General de la Cienrgia en la Argentina señaló que «la ejecución de este hito técnico demandó la intervención de la Aduana, los despachantes y los operadores de los gasoductos en ambos lados de la cordillera«. La coordinación permtió garantizar la seguridad del proceso y la correcta medición de los volúmenes transferidos, sentando un precedente operativo para la utilización del Norandino.

Hacia adelante, el dinamismo de este mercado dependerá de la consolidación de estos acuerdos de importación. La integración de los sistemas energéticos permite mitigar riesgos de escasez y brinda herramientas de gestión más eficientes para atender la demanda del sistema argentino cuando comience el período invernal.

Por su parte, Simón Collao, Gerente Comercial de Combustibles de Cinergia con base en Santiago de Chile, señaló que la empresa es «un actor relevante en la importación de Gas Natural desde la Argentina desde que se retomaron las importaciones por 2021, y esta operación inversa ratifica el aporte para un mercado de gas natural más dinámico».

, Ignacio Ortiz

La inauguración esta semana del Instituto Vaca Muerta (IVM) en Neuquén marca un hito en el desarrollo de la formación de hidrocarburos no convencionales. La iniciativa liderada por YPF y en la que participan demás operadoras y empresas de servicios integra a la industria petrolera en la formación de perfiles técnicos, bajo un nuevo modelo educativo que fue abordado de lleno por representantes del sector en un panel en el Vaca Muerta Insights que organizó EconoJournal y LM Neuquén.

El director ejecutivo de la Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, la gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies, Claudia Borbolla, la gerente de Recursos Humanos de Halliburton Argentina, María Sol Irastorza, y la gerenta de Desarrollo de Clientes Internacionales de SAIT (Southern Alberta Institute Technology), Monica Bennett, aportaron su mirada sobre cómo el Instituto Vaca Muerta entrecruza la educación con el desarrollo de la industria petrolera del país.

Instituto Vaca Muerta: el impacto inicial

La industria petrolera en el país sabe que el crecimiento de Vaca Muerta enfrenta dos cuellos de botella. El más evidente es la infraestructura de transporte y de exportación de los hidrocarburos. Pero la limitante que a veces pasa más desapercibida es la falta de técnicos con la formación que demanda el desarrollo de los recursos no convencionales, un problema que el Instituto Vaca Muerta vendrá a resolver.

La Fundación YPF unos años atrás identificó esa necesidad al realizar una tarea prospectiva en la industria para identificar los perfiles y las ocupaciones que la industria demandaría en Vaca Muerta. “Una de las recomendaciones más fuertes era trabajar en las escuelas técnicas con las prácticas profesionalizantes. Esa fue la génesis, el puntapié para armar una institución de formación técnica privada”, explicó su director ejecutivo, Gustavo Schiappacasse.

Las clases en la sede del IVM comenzaron este lunes, con un módulo para formar perfiles técnicos para las operaciones de perforación y de fractura, para mantenimiento eléctrico y mecánico y para la operación de plantas de tratamiento de crudo, agua y gas. También existe un módulo intermedio orientado a capacitar a trabajadores del convencional que quieren integrarse en la industria del shale. Además, existe un módulo obligatorio de entrada al yacimiento sobre seguridad operativa y conocimientos básicos de la industria del oil&gas.

El lanzamiento del IVM evidenció la existencia de una gran demanda de jóvenes que buscan insertarse en la industria, con más de 35.000 individuos que se registraron en la plataforma oficial y unos 17.000 inscriptos reales. “Estamos hablando de 672 vacantes en el primer trimestre, 854 en el segundo trimestre, 854 en el tercero, para completar una capacitación de 2400 personas”, puntualizó Schiappacasse.

TotalEnergies, la compañía francesa y principal operadora privada de gas natural en el país, es otra de las firmas que participan en el IVM. La gerente de Gestión y Estrategia Social de la empresa, Claudia Borbolla, ponderó la importancia que le asignan a la excelencia operativa, el cuidado ambiental y la seguridad laboral. «Esos tres aspectos son muy importantes e IVM los garantiza. Acompañamos la propuesta desde diciembre 2024 y pudimos participar en el diseño de la currícula», dijo Borbolla.

Como parte de la política de TotalEnergies de capacitación continúa de su personal en todo el mundo, la empresa ahora también aportará docentes al IVM. «Total Austral, la filial de TotalEnergies en Argentina, está preparando un plantel de TotalEnergies Profesores Asociados para poder brindarle al instituto profesores que justamente son profesionales y técnicos retirados recientemente», añadió Borbolla.

Entre las empresas de servicios que forman parte de la iniciativa está la filial de Halliburton en la Argentina, que lleva tiempo colaborando en el área educativa junto a YPF.

“Venimos trabajando hace seis años con la fundación y otras empresas en lo que llamamos las prácticas profesionalizantes, sumando más escuelas técnicas de la cuenca de Neuquén. De alguna manera es la industria puesta en el aula y con el mismo objetivo pensamos toda la currícula para el IVM”, explicó la gerente de Recursos Humanos de Halliburton Argentina, María Sol Irastorza.

El ejemplo de Alberta aplicado en Vaca Muerta

La Fundación YPF a la hora de estructurar el Instituto Vaca Muerta tomó como una referencia central el modelo educativo del Southern Alberta Institute Technology (SAIT), un instituto que lleva más de 100 años formando técnicos y profesionales para la industria petrolera y también para la minería en Canadá.

La gerenta de Desarrollo de Clientes Internacionales de SAIT, Monica Bennett, explicó que aplican el modelo STATE de formación de talento especializado y alineado con las necesidades reales de la industria. «Ofrecemos programas cortos y flexibles, pero trabajamos mucho con la industria. La involucramos en todos los programas que hacemos y ofrecemos aprendizajes prácticos en entornos similares a la industria«, dijo Benett.

«Al ofrecer estos programas cortos, con diplomado y certificaciones, se facilita una rápida inserción laboral. Este modelo es muy flexible y se adapta a los cambios económicos y tecnológicos que están ocurriendo, respondiendo rápidamente a las necesidades de las empresas», añadió la representante de SAIT en un intercambio grabado con la moderadora del panel, Laura Hevia.

Schiappacasse coincidió con los conceptos expresados por Benett. «La capacitación no solo es a través de docentes, sino que estamos incorporando profesionales y técnicos que trabajan en las empresas. Estamos haciendo parejas pedagógicas con gente que viene de las escuelas técnicas. Además del diferencial de tener un equipo de perforación y que los chicos pueden realizar las prácticas reales en yacimiento«, concluyó el director ejecutivo de Fundación YPF.

, Redaccion EconoJournal

Las empresas que componen la cadena de valor y servicios que sirven a la actividad de las operadoras en Vaca Muerta explicaron sus planes para acompañar de forma cada vez más eficiente el crecimiento de la producción de petróleo y gas natural no convencional con nueva tecnología y más equipos.

En un panel que compartieron en el Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LMNeuquén y Más Energía, Carolina López, Directora de Business Development para LATAM de Nabors,
Constantino Espinosa, director de Proyectos deTenaris Oil&Gas Services, Pablo Fiscaletti, presidente de QM Equipment, y Daniel Gónzalez, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) abordaron el presente y el futuro de la cadena de valor traccionada por Vaca Muerta.

Los planes en la cadena de valor que abastece a Vaca Muerta

Tanto Nabors, Tenaris como QM Equipment quieren acompañar el crecimiento de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta a partir de la mejora y ampliación de su portfolio de productos y servicios.

En ese sentido, Nabors, la empresa estadounidense líder en provisión de rigs de perforación para la industria petrolera, sumó en los últimos doce meses tres equipos en la cuenca neuquina, totalizando una flota de 14 equipos activos. «A partir del segundo semestre de este año esperamos sumar uno más y llegar a 15, con 14 propiedad de Nabors y el restante en un contrato de operación y mantenimiento», dijo Carolina López.

La representante de Nabors ponderó la importancia del mercado argentino. «Para nosotros es uno de los mercados más estratégicos y más grandes en América Latina, no solo por el número de equipos que tenemos en este momento trabajando, sino también por la adopción de la tecnología que nosotros hemos visto aquí», apuntó.

«Creemos que el crecimiento de Vaca Muerta y el futuro tendrán tres pilares: la tecnologia, la automatización y la colaboracion a través de la cadena de valor. El reto para Vaca Muerta ya no es probar el recurso ni su calidad sino cómo apalancar esa eficiencia«, añadió López.

QM Equipment y Tenaris, fabricantes locales

En el mapa de las compañías que fabrican en el país equipos e insumos para la industria petrolera figura la marplatense QM Equipment, líder en la provisión de bombas de fracturación.

La compañía lleva entregadas bombas por un equivalente a 450.000 HP, casi la mitad del millón de HP que están empleando los trece sets de fracturación hidraúlica activos en Vaca Muerta en este momento. En los últimos tres años fabricó bombas por 80.000 HP anuales.

La gran apuesta de QM Equipment es fabricar sets de fracturación con bombas a gas natural para aprovechar el recurso en el sitio en reemplazo del gasoil. El presidente de la empresa, Pablo Fiscaletti, precisó que llevan ocho meses probando un set de fracturación con bombas a gas natural en Vaca Muerta.

«Imaginen que el gas que se destina habitualmente a gas lift lo estamos usando como gas combustible de fractura, así que el ahorro que se logra con esta tecnología es impresionante. Cada set de fractura en Vaca Muerta gasta unos US$ 30 millones al año en combustible, multipliquen eso por trece, que es la la flota actual de Vaca Muerta, o por quince dentro de unos meses. Ese es más o menos el ahorro que está en juego, tanto en términos económicos como medioambientales», explicó Fiscaletti.

El presidente de la empresa también destacó el trabajo conjunto que vienen realizando con Tenaris como un ejemplo de la importancia de tener un fabricante local para acelerar los proyectos de oil & gas. «Se logró una asociatividad muy buena que arrancó hace cinco años cuando ellos deciden hacer el segundo set de fractura», dijo.

Precisamente, Constantino Espinosa, de Tenaris Oil & Gas Services, la división de servicios petroleros de Tenaris, resaltó que la empresa invirtió US$ 1000 millones en los últimos cinco años en la Argentina. Una parte de esa inversión fue destinada a instalar un moderno horno de acero en Campana que permitirá producir de forma más eficiente y con menos emisiones.

«Tenaris desde el 2020 tiene una empresa que da servicios en la cuenca neuquina. La inversión llegará este año a US$ 240 millones, tenemos dos sets de fracturas y dos sets de coiled tubing funcionando, y un tercer set que estará funcionando este año con 28 bombas y con una tecnología que se llama DGB, que permite convertir el funcionamiento de diésel a gas natural«, contó Espinosa.

La empresa de servicios está enfocada fundamentalmente en completamiento de pozos, aunque ahora busca ofrecer también un servicio de construcción de la guía a partir del primer trimestre del 2027. «Es la primera sección del pozo, donde Tenaris pretende hacer un servicio llave en mano para las operadoras«, apuntó el representante de la compañía.

Mientras que los equipos como los que ofrece Nabors se encargan de hacer las secciones más complejas en un pozo, el servicio que ofrecerá Tenaris se enfocará en la parte inicial y más simple del mismo. Para esto diseñará un equipo muy eficiente y que utilizará la técnica de perforación por casing, mayoritariamente empleada por las operadoras en el país.

La perspectiva de la cadena de valor desde Neuquén

Por otro lado, el secretario de FECENE, Daniel Gónzalez, aportó números para graficar el buen momento de la cadena valor en Neuquén generada en torno a Vaca Muerta. «Del segundo semestre del 2024 al 2025 creció un 20% la contratación de empresas neuquinas por parte de las operadoras«, puntualizó Gónzalez.

Las empresas neuquinas que integran la federación registran que unos 50.000 empleos en forma directa o indirecta se han generado en Neuquén debido a la formación no convencional. El crecimiento es tal que han iniciado conversaciones con empresas de otras provincias que pueden complementar las necesidades de las operadoras en Neuquén.

«Hay oferta disponible en Neuquén, pero hay mucha demanda insatisfecha. Nosotros estamos tejiendo alianzas con empresarios de otras provincias. Por ejemplo, con Santa Fe tenemos mucho para complementarnos, porque hay una industria metalmecánica muy importante. Hay dos términos que cada vez se van a escuchar más, son complementariedad y asociatividad. Complementariedad en aquello que nosotros no hemos desarrollado», concluyó el referente de la FECENE.

, Nicolás Deza

En un contexto de crecimiento sostenido de la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta, surgen nuevas soluciones orientadas a optimizar la provisión de equipos críticos para la industria. Es por esto que la empresa Flow Management lanzó Valbol Store, una tienda online especializada en válvulas industriales con disponibilidad inmediata.

La plataforma busca responder a una de las principales demandas del sector: la reducción de los tiempos de entrega en insumos clave para la operación. Según indicaron desde la compañía, el sistema permite a las empresas acceder a un stock local de válvulas listas para despacho, lo que contribuye a minimizar paradas no programadas y a sostener la continuidad operativa en los yacimientos.

Tienda de válvulas industriales

Otro de los ejes de la propuesta es el acompañamiento técnico en el proceso de compra. Valbol Store cuenta con un equipo especializado que asesora a los clientes en la selección de los productos, con el objetivo de garantizar una correcta aplicación en campo y mejorar la eficiencia operativa.

La iniciativa se apoya en la trayectoria de Valbol, firma con más de 50 años de experiencia en el desarrollo de válvulas industriales, que aporta respaldo técnico y conocimiento al proyecto. A su vez, la propuesta se complementa con el servicio Flowcare, orientado a brindar asistencia en campo para las operaciones.

De esta manera, la compañía busca posicionarse no solo como proveedor de equipos, sino también como un actor que ofrece soluciones integrales para el abastecimiento y mantenimiento en la industria energética, en un escenario donde la rapidez de respuesta se vuelve un factor clave. Para conocer el nuevo punto de ventas digitales ingresar aquí.

, Redaccion EconoJournal

Empresas de tecnología, innovación y servicios especializados del ecosistema energético contaron sus proyectos y describieron los diversos desafíos que tienen en el sector. Lo hicieron en el panel Visión de Empresas de Servicios y los desafíos de la Cadena de Valor II, del Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía.

El panel estuvo conformado por Nicolás Cappellari, CEO de Galileo Technologies; Jerónimo Bunge, director de Contratos y Desarrollo Comercial de Clear Petroleum; Christian Balatti, Country Manager de Stefanini Argentina; y Mariano Rebollo, Business Development Sr. Manager de Techint.

Los ejecutivos contaron proyectos sobre Gas Natural Licuado (GNL) para reducir costos de transporte, la incorporación de nuevos servicios petroleros para Vaca Muerta, el despliegue de la Inteligencia Artificial en todos los anillos de la industria de oil & gas y los desafíos en los proyectos de infraestructura son algunos de los proyectos que resaltaron los panelistas, entre otras iniciativas.

GNL en logística y servicios petroleros para Vaca Muerta

Nicolás Cappellari de Galileo Technologies sostuvo que “hoy en la Argentina hablamos de todo lo que se viene en GNL, pero tenemos que decir que ya estamos produciendo GNL. Galileo produce 150 toneladas por día en la planta de La Mora, cuyo destino es la Central Térmica de Anchoris (Mendoza) que no está conectada a ningún ducto”. “No estamos utilizando el GNL en otros lugares, pero lo podríamos usar para mover el motor de la industria de Vaca Muerta. Claramente el GNL podría ser la sustitución del diésel”, agregó.

Además, explicó que “el ahorro puede ser realmente significativo si consideramos que el diésel está 28 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) y un GNL terminado son 3 dólares de opex más lo que salga el gas, que pueden ser 5 dólares. La relación entre uno y otro es de 4 a 1. El impacto en el traslado de arena, por ejemplo, tendría una ventaja realmente significativa y ayudaría a la optimización de costos en general”.

“Para expandir el GNL en el transporte vinculado a Vaca Muerta estamos enfocados en la producción de GNL de calidad, con los estándares que se requieren para que los camiones puedan funcionar, también en desarrollar las estaciones de carga, que no son complejas pero que requieren cierta ingeniería y setup para ponerlas operativas y, por último, es relevante resolver la logística entre el punto de producción y la estación de carga de GNL. Se pueden cargar 500 kilos de GNL en un camión con dos tanques criogénicos y tiene mucha más densidad energética que el GNC”, enfatizó Cappellari.

Por su parte, Jerónimo Bunge afirmó que “Clear Petroleum es una empresa patagónica con fuerte arraigo en los campos maduros desde hace muchos años. Ofrecemos servicios petroleros, pero también comenzamos a ser operadores en un área convencional. Estamos aprendiendo a operar en la cuenca del Golfo San Jorge, pero siendo especialistas en los servicios”.

También remarcó que “en la empresa vemos la oportunidad en Vaca Muerta, que nos empuja  a operar también en Neuquén. El año pasado teníamos una operación de un equipo de torre y pasamos a tener tres en un año. Y dentro de muy poco vamos a tener 7 u 8 equipos en Neuquén. Esto nos permite tener otra escala”.

Además, “estamos incorporando nuevos servicios que traemos de Permian en Estados Unidos. Estamos abriendo un servicio de entubación de pozos a partir de la experiencia que trajimos de Estados Unidos, vamos a inaugurar una nueva base de operaciones con terreno propio de Clear muy grande para alojar todo el crecimiento futuro que vemos”, finalizó Bunge.

Los desafíos para la IA y la infraestructura

Mariano Rebollo de Techint indicó que “estamos presentes en muchos proyectos de infraestructura. Hace alrededor de 10 años Techint Ingeniería y Construcción tomó la responsabilidad de llevar adelante Fortín de Piedra y logramos construir las facilidades en un tiempo récord. Luego vinieron el proyecto del Gasoducto Perito Moreno, la reversión del Gasoducto Norte, el proyecto Duplicar Plus y hoy estamos trabajando en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). También estamos con Los Toldos, un yacimiento para Tecpetrol de 70.000 barriles diarios, y en el Duplicar Norte para el desarrollo del hub norte de Vaca Muerta”.

“Con Techint estamos terminando dos proyectos muy grandes en Chile, que son del sector minero para reemplazar el agua continental por agua de mar, basados en la desalinización y transporte del agua hasta la mina a casi 4000 metros a través de ductos de 42 y 48 pulgadas”, contó el ejecutivo.

“Estamos muy ansiosos con los proyectos de GNL y de petróleo que se están haciendo en el upstream. Otros desarrollos relevantes que se vienen son los proyectos de infraestructura para llevar producción y exportar gas a países limítrofes, hay plantas de fertilizantes que también se deberían desarrollar, y centrales eléctricas”, sostuvo Rebollo.

Por último, Christian Balatti señaló que la empresa de tecnología Stefanini Argentina “atraviesa transversalmente en esta cadena de valor todos los anillos y no importa si es un productor o un proveedor. La tecnología está presente en todos los espacios. Nuestro desafío es poder acompañar a las compañías en ser más eficientes”.

“Vemos que hay muchas necesidades para bajar el costo por barril, lograr mayor eficiencia en las operaciones y reducir realmente los costos en una economía local que no es formadora sino que es tomadora de precios. Creo que en este punto es donde la tecnología viene a ayudar. En la actualidad, la IA es una parte fundamental en todo lo que hacemos. Pero no es sólo IA, sino que la IA se apoya en data y analítica. Sabemos que todas las decisiones se toman a partir de datos y es un elemento fundamental para cualquier compañía”, subrayó.

También destacó que “la IA está también al servicio de la automatización industrial, como robots y videoanalítica. Para esto, también contamos con alrededor de 60 cuadrillas que trabajan en Neuquén, Chubut y Tierra del Fuego. Es decir, queremos acompañar cada vez más a las compañías de oil & gas a tener mejores procesos y que sus costos disminuyan”.

, Roberto Bellato

La empresa transportadora de gas TGS recibió solicitudes que superaron los 32 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) por parte de los cargadores que buscan asegurarse parte de la capacidad incremental de las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno, con lo cual casi triplicó la disponibilidad de este primer tramo de apertura. De esta puja podían participar productores, comercializadores, industrias, generadores o distribuidoras.

Este proceso de open season forma parte del proyecto de ampliación del sistema que la empresa se adjudicó en noviembre pasado y que debe estar operativo para el invierno de 2027. Las obras que fueron motivo de la primera iniciativa privada de la actual gestión de Gobierno busca eliminar las restricciones logísticas que hoy condicionan el crecimiento de la cuenca neuquina y generaron el interés de los productores.

El CEO de la compañía, Oscar Sardi, al participar del evento Vaca Muerta Insights junto al CEO de Oldelval, Ricardo Hösel, manifestó que «la apertura de las ofertas por la parte correspondiente a prepagos fue muy exitosa«. La compañía ya avanzó en una preselección técnica: «Se hizo una preselección en función de un pronóstico de todos aquellos que tienen las mejores condiciones de oferta, y ahora esto tiene que ir a Enargas y a Secretaría de Energía para reafirmar que lo que está proponiendo TGS es correcto».

Finalmente, el ejecutivo aclaró que este esquema es apenas el inicio de una estrategia de expansión más amplia. «Nos queda la segunda etapa. Vamos a esperar que ocurra este open season que va a organizar la Secretaría de Energía en conjunto con Enargas (una vez que se defina la transferencia de contratos de Cammesa y Enarsa hacia las distribuidoras), y a partir de ese momento vamos a sacar open season por la segunda parte de lo que corresponde a la iniciativa privada«, detalló Sardi.

Según la hoja de ruta de la transportadora, esta fase de ampliación del GPM contempla 14 MMm3/d adicionales, de los cuales 12 MMm3/d tienen como destino el área del Gran Buenos Aires y los 2 MMm3/d restantes se orientan al polo de Bahía Blanca. Las obras están demandando una inversión de US$700 millones y se divide en dos etapas.

El proyecto de NGLs como solución estructural

Sardi también se refirió al reciente anuncio del proyecto de industrialización de líquidos del shale gas conocido como NGLs, que demandará una inversión de US$3.000 millones según lo anunciado por los accionistas de TGS en Nueva York en ocasión del Argentina Week. La iniciativa es una respuesta técnica a un problema crítico que enfrentan los productores en la cuenca.

Según explicó Sardi, el actual ritmo de inyección «de gases ricos podría poner a los gasoductos troncales fuera de especificación técnica en el corto plazo. El directivo advirtió que «con el tiempo, los sistemas de transporte van a empezar a estar fuera de especificación, lo que impacta de manera directa no solo en la producción de gas con alto contenido de condensados, sino también en el desarrollo del petróleo».

Este proceso de separación es indispensable para «monetizar los líquidos que actualmente se están consumiendo en la industria» y en la generación eléctrica, transformando un recurso que hoy se quema como gas en un producto de alto valor de exportación. La infraestructura para este salto de escala contempla la expansión de la planta de Tratayén, que pasará de ser un centro de acondicionamiento a una unidad de procesamiento integral, un poliducto y una planta en Bahía Blanca.

Sardi destacó que el proyecto, desarrollado bajo el marco del RIGI para garantizar competitividad, tiene un plazo de ejecución estimado en 45 meses y generará un impacto económico inmediato. «Estamos pensando en el orden de los US$1.200 millones anuales de divisas a partir de la exportación», precisó el ejecutivo, tras señalar que la obra demandará unos 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos.

Oldelval y las nuevas obras del petróleo

Por su parte, Hosel se refirió a los avances de la infraestructura de transporte de petróleo desde la Cuenca Neuquina que «atraviesa un momento de máxima exigencia, con el proyecto Duplicar Plus operando ya por encima del 90 % de su capacidad«. Según explicó, el sistema actual permite evacuar unos 500.000 barriles diarios hacia el Atlántico, pero las proyecciones indican que el límite técnico de 540.000 barriles se alcanzará de forma inminente.

«Creemos que para julio el caño va a estar lleno, va a estar a su máxima capacidad«, advirtió el directivo, señalando que la producción actual obliga a acelerar las obras de contingencia para no frenar la actividad en los yacimientos. Para evitar un cuello de botella antes de que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) entre en funciones, Oldelval inició la repotenciación de cuatro estaciones de bombeo entre Allen y el puerto de exportación.

Esta obra, aunque menor en términos de inversión comparada con los grandes ductos, resulta estratégica para la industria. Al respecto, el ejecutivo detalló que esta mejora permitirá «agregar 200.000 barriles más para que el Vaca Muerta Sur, que probablemente esté listo para fin de año o principios del año que viene, pueda llegar con tranquilidad y que los productores no bajen el pie del acelerador«.

En paralelo a las tareas de repotenciación, la compañía avanza en el desarrollo del proyecto Duplicar Norte. «Es un oleoducto de US$380 millones que viene a conectar lo que es el hub norte de Vaca Muerta con la estación de bombeo Allen. Ya está en plena construcción, tiene una capacidad inicial en esta primera etapa de 220.000 barriles, pero va a ser ampliable hasta 500.000«, explicó.

Más allá de las nuevas trazas, el plan de inversión incluye un fuerte componente de mantenimiento sobre la red histórica de 1.700 kilómetros, que promedia los 60 años de antigüedad. Hösel señaló que la compañía deberá invertir más de US$1.000 millones adicionales para que ese sistema «esté a tono con los ductos nuevos», elevando la inversión total de la transportadora a unos US$2.000 millones al finalizar las actual obras.

Hacia el final de la década, con la combinación de las obras de la compañía y la puesta en marcha del sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) «la cuenca va a tener una capacidad de evacuación de un millón y medio de barriles, con lo cual yo creo que a nivel de infraestructura central o core de petróleo, vamos a tener hasta el 2030 o 2031 resuelto«. El próximo desafío, indicó, se desplazará hacia los ductos de captación que conecten cada yacimiento con estos grandes sistemas troncales.

, Redacción EconoJournal

La Cuenca Neuquina atraviesa un inicio de año sin precedentes, consolidando el mejor trimestre de su historia en términos de actividad, de pozos nuevos que inician perforación y niveles de etapas de fractura. Esta aceleración operativa de Vaca Muerta marca un escalón superior respecto de la dinámica de años anteriores, con un ritmo de completación que se sostiene por encima de la media de 2025.

Como parte del evento Vaca Muerta Insights, Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol; Horacio Turri, Director E&P de Pampa Energía y Fausto Caretta, Managing Director de PAE, coincidieron en que la Argentina ingresa en una fase de madurez donde el petróleo ya no es el único en crecer. Es el momento de la diversificación de la matriz exportadora, donde el gas natural por barco y los líquidos asociados comienzan a ganar terreno frente a la creciente demanda internacional.

Pluspetrol en Vaca Muerta: la experiencia del salto productivo

Escuder se refirió al salto que significó para Pluspetrol avanzar hace un año con la compra más grande de su historia, en una operación de US$1.800 millones por los activos de ExxonMobil, lo que abrió el desafío de integrar las áreas adquiridas al portfolio operativo.

«Recibimos los campos, principalmente Bajo del Choique-La Invernada, con una producción de cinco mil barriles, con poca inversión en los años precedentes, y hoy se encuentran produciendo cerca de 25.000 barriles, lo que implica haber quintuplicado el volumen inicial en apenas un año de gestión«, remarcó.

Respecto a la hoja de ruta inmediata en la zona norte de la formación, el directivo detalló: «En los próximos treinta días vamos a terminar la EPF 1, que le va a agregar 25.000 barriles más de capacidad de tratamiento, y eso, con el plan de perforación, nos va a llevar a fin de este año a 47.000 barriles de producción».

Según la visión de Escuder, esta aceleración operativa permitirá que, en un plazo de dos años desde la toma de control de los yacimientos, la producción se multiplique por nueve, consolidando a Bajo del Choique como uno de los bloques más productivos de la cuenca.

«En Bajo del Choique tenemos un approach modular, estamos haciendo plantas 25.000 barriles para ir escalando y acompañando el plan de perforación», sostuvo el representante de Pluspetrol sobre la estrategia de inversión.

Para sostener este crecimiento, la empresa proyecta desembolsar cerca de US$1.200 millones este año, operando con cinco equipos de perforación propios y un set de fractura dedicado a partir de 2027, con la expectativa de que el bloque pueda alcanzar cómodamente un techo de 100.000 barriles diarios.

Pampa con nuevo perfil de gas y petróleo

Turri, por su parte, destacó el impacto de las recientes medidas regulatorias en el mercado eléctrico que permiten a los generadores autoabastecerse de combustible. «Esa señal permite a compañías como Pampa lograr el autoabastecimiento en sus propias centrales. En 2026, va a implicar un aumento de casi tres millones y medio de metros cúbicos de la demanda de Pampa para poder abastecerse«, señaló el Director de E&P de la firma.

La empresa en este proceso incrementará su producción total de gas en unos 10 millones de metros cúbicos en los próximos tres años. El directivo explicó que este salto responde a la reciente desregulación del mercado eléctrico y la estratégica participación de la compañía en la ampliación del gasoducto Perito Moreno, obra que le permitirá inyectar volúmenes adicionales para cubrir la demanda prioritaria del invierno en la zona del Gran Buenos Aires.

«Rincón de Aranda es nuestro buque insignia en shale oil, fue nuestro primer desarrollo. Arrancamos sobre fines del 24 prácticamente sin producción y estamos hoy en 22.000 barriles por día«, describió al referirse a la evolución del área estrella de Pampa en petróleo. Turri explicó que hoy operan con instalaciones temporales, pero avanzan en la construcción de una planta de tratamiento definitiva con capacidad para 45.000 barriles diarios, la cual estará operativa a mediados de 2027.

Al abordar la eficiencia y los incentivos fiscales, el directivo de Pampa Energía confirmó que el bloque es el primer proyecto de upstream en presentarse bajo el nuevo esquema de beneficios para grandes inversiones. «Estamos muy confiados que eso va a funcionar bien y que va a permitir el desarrollo de todo lo que es la zona norte de Rincón de Aranda, lo que a su vez va a permitir aumentar la producción total del bloque y acelerar la curva de ramp up», precisó.

PAE ante el desafío tecnológico y la optimización de los procesos

A su turno, el Managing Director de Pan American Energy valoró el hito de la primera exportación de gas natural licuado que firmó el consorcio Southern Energy que lidera. «Este contrato primer contrato de GNL va a permitir que una molécula que producimos en la Argentina, en la provincia de Neuquén, viaje hasta Alemania, a calentar los hogares y a potenciar la industria alemana», enfatizó Caretta.

«Este contrato va a ocupar el 80% de la capacidad del primer barco licuefactor y el 30% de los dos barcos, es una clara demostración de que el GNL vino acá para quedarse«, enfatizó Caretta. Al respecto, el directivo de PAE sostuvo que el acuerdo por ocho años de ventas consecutivas para abastecer el mercado alemán permite demostrar que la Argentina se mantiene competitiva frente a los proyectos de Estados Unidos, sentando las bases para una presencia permanente del fluido neuquino.

En cuanto a los desafíos operativos y la necesidad de reducir costos, el ejecutivo de PAE planteó una comparación directa con la actividad en el hemisferio norte: «Hace dos semanas estuve en Midland visitando campos y me encontré con pozos que van a 5.000 metros de profundidad y ramas horizontales de 6.000 metros, y tenemos que competir contra eso«. Caretta insistió en que el precio de equilibrio del gas en los mercados obliga a la industria local a poner todo el énfasis en la incorporación de tecnología y la optimización de procesos.

Al referirse a la integración con la estadounidense Continental para acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta, explicó que «es fundamental para traer el adelanto tecnológico y la curva de aprendizaje que tienen en Estados Unidos«.

Finalmente, sobre la expansión hacia nuevas fronteras geográficas, Caretta destacó que la experiencia acumulada en la cuenca neuquina ya se está exportando a otras regiones, mencionando la reciente firma de una concesión no convencional en Cerro Dragón, dentro del Golfo San Jorge, donde buscan replicar los niveles de eficiencia alcanzados en Vaca Muerta.

, Redacción EconoJournal

La central nuclear Atucha I volverá a operar en la segunda mitad del próximo año, según lo informado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, unos cinco meses después de lo proyectado inicialmente. Desde Nucleoeléctrica Argentina confirmaron a EconoJournal que habrá un nuevo cronograma con una fecha tentativa de vuelta en julio de 2027.

Atucha I se encuentra fuera de servicio desde 2024 por el proyecto de extensión de vida. Si bien la fecha estimada de vuelta a operación de la central nuclear estaba pautada para marzo de 2027, Ramos Napoli informó a medios presentes en el IEFA Latam Forum que el proyecto lleva una demora de cinco meses por distintos motivos, según publicó El Post Energético.

Lo indicado por el secretario de Asuntos Nucleares confirma lo anticipado por EconoJournal dos meses atrás. En efecto, en enero de este año este medio reportó la existencia de una nota emitida por la gerencia del Proyecto de Extensión de Vida de Atucha I a las gerencias de Proyectos y de Operaciones, en la que se daba cuenta de un probable retraso en la ejecución del proyecto debido a los cambios en la política de compras de insumos adoptados bajo la presidencia de Demian Reidel.

De acuerdo con Ramos Napoli el presupuesto para el proyecto está garantizado. Desde Nucleoeléctrica, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares, confirmaron que el proyecto se estirará unos meses más de lo previsto.

«Actualmente se está revisando el cronograma general, con vistas a que la central retome operación en julio de 2027. El proyecto continúa en ejecución y presenta un avance físico del 52%. Las tareas principales finalizarán el 31 de diciembre de 2026, tras lo cual se iniciará el proceso de carga de combustible y puesta en marcha», respondieron a este medio.

Extensión de vida de Atucha I

La primera central nuclear de Latinoamérica, Atucha I, concluyó en septiembre de 2024 su primer ciclo de vida útil tras 50 años de operación. Para continuar con su operación, Nucleoeléctrica comenzó con el proyecto para extender su vida operativa por 20 años más, con una inversión estimada en cerca de US$ 700 millones.

El proyecto engloba dos obras centrales: la extensión de vida del reactor de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II). Este segundo proyecto es necesario para que la central Nuclear Atucha II pueda seguir operando luego del 2027.

Para que Nucleoeléctrica pueda volver a operar Atucha I, la empresa deberá cumplir con el Documento Marco de Licenciamiento (DML) aprobado por la ARN. El documento involucra cinco líneas de trabajo que implican la ejecución de 41 subproyectos fundamentales para recibir una nueva licencia de operación.

A la empresa le bastaría con cumplir con el DML para que la ARN apruebe la vuelta a operación de Atucha I. Pero en NA-SA quieren implementar un total de 251 subproyectos o tareas no obligatorias que facilitarían la operación cotidiana y permitirían que la central sea mucho más eficiente en la generación de electricidad, alcanzando un factor de carga del 88%.

, Nicolás Deza

La idea de que Vaca Muerta puede ser la locomotora de un tren que empuje a otros sectores de la economía está instalada en el país. Sin embargo, generar esta expectativa para el sector de oil & gas puede ser contraproducente. Consultores y economistas reflexionaron sobre las posibilidades que se abren a partir del desarrollo de Vaca Muerta y qué rol puede tener en la economía del país.

El debate formó parte panel “Vaca Muerta: ¿Una locomotora para aumentar exportaciones primarias o una oportunidad para generar capacidades en otras cadenas?” del Vaca Muerta Insights el evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía. Participaron Nicolás Gadano de Empiria Consultores, el economista Juan Carlos Hallak y Marianela Villegas, founder de Consultora MV.

Vaca Muerta como locomotora

El economista jefe de Empiria, Nicolás Gadano, advirtió que “Vaca Muerta es una locomotora y eso ya es algo muy positivo. Pero está instalada la idea de sumarle distintos vagones de otros sectores como las pymes, proveedores, el empleo, la tecnología, entre otros aspectos. Si nos pasamos de sumarle vagones, muchos con riesgos de no tener las características que se necesitan para desarrollarse, corremos el riesgo de que ese tren que es Vaca Muerta vaya muy despacio, ni siquiera pueda arrancar o directamente descarrile. Tenemos ejemplos en la historia de la Argentina de proyectos que nunca pudieron arrancar”.

“Para pensar en el interrogante del panel hay que incorporar al RIGI (Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones). Las reglas económicas, impositivas, cambiarias, arancelarias que hoy tenemos en el país no son las condiciones normales que se aspira para la Argentina. El RIGI originalmente no tenía sectores. Era otorgarles a las inversiones grandes ciertas condiciones a las que aspiramos a que tengan todas las empresas argentinas en el futuro”, sostuvo Gadano.

“El sector oil & gas no necesita ayuda para ser competitivo. El éxito del RIGI es que en el futuro las condiciones que hoy parecen excepcionales sean condiciones generales. Por ejemplo, que no haya cepo, que es algo que se habla poco. Necesitamos que en el país no haya cepo para ningún sector de la economía o que el impuesto al cheque no lo pague nadie”, señaló Gadano.

Por su parte, Juan Carlos Hallak coincidió en que “si le cargamos todos los vagos de la economía argentina a Vaca Muerta, la locomotora no va a arrancar”. Para graficar la afirmación, el economista remarcó que “Noruega exporta 30.000 dólares per cápita por año de recursos naturales, principalmente petróleo. Australia 13.000 dólares per cápita, pero sobre todo del sector minero. Canadá suma 7.000 dólares, Chile 3.600 dólares. Sin embargo, la Argentina realiza exportaciones basadas en recursos naturales per cápita por 1.200 dólares”.

“Con 40.000 millones de dólares que podría exportar Vaca Muerta en un futuro, la Argentina pasaría a realizar exportaciones per cápita por 2.000 dólares, ya que se sumarían 800 dólares per cápita. Incluso duplicando las exportaciones máximas estimadas para la próxima década por parte de los proyectas de Vaca Muerta, el cálculo nos da 3.000 dólares per cápita de exportaciones de recursos naturales”, graficó Hallak.

“Es verdad que va ayudar mucho, pero no podemos pedirle a Vaca Muerta que traccione a toda la economía del país. Tampoco tiene sentido desarrollar a la locomotora sola, es decir, podemos cargarle a Vaca Muerta algunos vagones, pero hay que calibrar cuántos y cuáles”, enfatizó.

Vaca Muerta, empleabilidad y un cuello de botella inminente en la oportunidad

En tanto, Marianela Villegas incorporó un aspecto nuevo: “Vaca Muerta es una gran oportunidad para la zona donde está y para el país. En cuanto a la empleabilidad, si vemos el primer anillo, que tiene que ver con las operadoras de Vaca Muerta, se calculan para 2030 alrededor de 40.000 empleos directos. En el segundo anillo, que son las empresas de servicio y proveedoras, se calculan 140.000 empleos”.

La consultora advirtió que “estamos en un cuello de botella, porque hoy no tenemos a esa cantidad de personas para abastecer a la demanda que se estima para 2030. Desde mi punto de vista, el foco tiene que estar puesto en la formación técnica y profesional y en darle impulso en la zona a este aspecto”.

“Tenemos el know-how, los equipos y la tecnología. Pero hay algo fundamental que es la gente, que es la que hace la diferencia en los resultados. Por eso creo que hay que sumar a todo este análisis que se está haciendo, la pregunta sobre qué foco le estamos dando a la gente. El Instituto Vaca Muerta es un buen indicador de lo que se está necesitando, pero la necesidad es todavía mayor”, concluyó.

Vaca Muerta y la agenda nacional

Nicolás Gadano subrayó que “el camino de coordinación entre Nación y las provincias para mostrar un horizonte unido y homogéneo que respeta la visión de largo plazo al resto del mundo es muy importante”.

Además, afirmó que “con los distintos tipos de políticas que venimos teniendo, a veces cuesta ver que, en materia de políticas en hidrocarburos y energía, hace bastantes años que tenemos continuidad en el país. Hay una especie de política de Estado en relación a esta industria. Pasaron cuatro gobiernos distintos como el de Cristina, Macri, Alberto y Milei y tenemos, en términos generales, las mismas reglas para el sector que son positivas. Por supuesto que siempre hay cambios y mejoras. También tenemos las mismas reglas para YPF”.

En este sentido, Juan Carlos Hallak destacó que “la Argentina está construyendo la confiabilidad, pero la principal confiabilidad es la sostenibilidad macroeconómica. En el fondo eso es lo que da confianza a largo plazo. Estamos mejorando, pero falta mucho para consolidarlo», indicó.

Y agregó: «Este es un buen momento para que no solo desde el Estado se implementen políticas a largo plazo, sino entre los distintos actores del sector privado se pueden organizar para construir bienes colectivos. Este es el momento de oportunidad donde está todo por construirse”.

Por último, Villegas también enfatizó que “este es un momento clave. Hay muchos actores que se tienen que sentar para trabajar mancomunadamente, desde el gobierno nacional, las operadoras, las empresas de servicios, las universidades, las instituciones técnicas, entre otros, para poder alcanzar las metas que se tiene para 2030”.

, Roberto Bellato