La Agencia Internacional de Energía informó que en 2024 los data centers consumieron 415 teravatios-hora (TWh) y su proyección indica que en el escenario base podría llegar a 945 TWh en 2030. Esas cifras muestran un ritmo de crecimiento cercano al 15% anual, más de cuatro veces superior a la suba proyectada del resto del consumo eléctrico mundial. Estados Unidos y China son los dos países con mayor consumo de electricidad para data centers, representando casi el 80% del crecimiento global proyectado hasta 2030.

La inversión creciente en procesamiento de datos e infraestructura energética asociada que están llevando adelante las dos principales potencias del mundo para al desarrollo de la inteligencia artificial dinamiza diferentes sectores de la economía, pero tiene como contracara mayor contaminación ambiental y un aumento en los precios de la electricidad. En Estados Unidos, las comunidades locales han comenzado a protestar por la instalación de data centers. Texas es el estado donde hay más proyectos en carpeta, pero el gobernador Greg Abbott decidió la semana pasada pausar esas autorizaciones hasta realizar una serie de auditorías, encendiendo las alarmas entre los inversores.    

Desarrollo de la inteligencia artificial

Los sistemas de inteligencia artificial son los que están demandando una creciente capacidad de procesamiento de datos. Los principales países del mundo buscan satisfacer ese requerimiento bajo el supuesto de que estos sistemas van a resolver tareas cada vez más complejas, apuntalando el desarrollo de la humanidad. Sin embargo, esta búsqueda no está planteada en términos colaborativos sino como una carrera entre potencias para ver quién llega primero a dominar la tecnología, tratando, en la medida de lo posible, de que no sea la IA la que termine dominando a la humanidad.  

Estados Unidos encabeza esta carrera por el motor más potente. Un informe de Epoch AI del 14 de abril detalla que Amazon, Google, Meta, Microsoft y Oracle controlan en conjunto aproximadamente el 71% de la capacidad de procesamiento de IA acumulada a nivel mundial a partir del cuarto trimestre de 2025. A su vez, esa misma firma estimó que Google por sí sola posee alrededor del 25% de la capacidad de procesamiento mundial, equivalente a unos 5 millones de H100, mientras que todas las empresas chinas juntas representan algo más del 5%.

Según datos de Cloudscene recopilados por el AI Index 2026 de Stanford, Estados Unidos tenía 5.427 data centers en 2025, diez veces más que Alemania que lo secunda en la lista con 529. Detrás aparecen Reino Unido y China, con 523 y 449 centros, respectivamente. A su vez, CleanView contabilizó el mes pasado 1.733 proyectos planificados en la potencia del norte.

“Estamos viviendo uno de los mayores despliegues de infraestructura de la historia”, declaró a fines de junio Rob Wachen, cofundador de Etched, empresa estadounidense de semiconductores especializada en hardware para IA. El 4 de agosto de 2025, Demis Hassabis, director del laboratorio de IA DeepMind de Google, había ido todavía más allá durante una entrevista con The Guardian al afirmar que la IA probablemente tenga un impacto diez veces mayor al de la revolución industrial, pero a una velocidad diez veces mayor.

Impacto de los data centers en la construcción

El auge de los data centers está traccionando la actividad de la construcción en Estados Unidos e impulsando los salarios de algunos oficios. Según un análisis publicado el mes pasado por el Indeed Hiring Lab, las ofertas de empleo en data centers se han duplicado en los últimos dos años. Actualmente, seis de cada 1000 ofertas de empleo en Estados Unidos están relacionadas con data centers, frente a las dos por cada 1000 de mayo de 2023.

Las diez mayores empresas tecnológicas representan el 71 % de las ofertas de empleo en data centers en 2026, y su presencia en áreas metropolitanas más pequeñas como Columbus (Ohio), Jackson (Mississippi) y Reno (Nevada) ha aumentado de menos del 2% de las ofertas locales a mediados de 2025 a más del 10% en la actualidad.

Una cuarta parte de todas las ofertas de empleo en data centers son para técnicos de instalación y mantenimiento. Si bien estos puestos no ofrecen salarios tan altos como los que perciben ingenieros o desarrolladores de software, sí ofrecen una remuneración superior al promedio de su oficio: los técnicos de instalación por hora en centros de datos cobran un salario medio 42% superior al de puestos similares fuera del sector, diez dólares más por hora.

Demanda de energía eléctrica y daño ambiental

Un estudio del MIT Center for Energy and Environmental Policy Research (CEEPR), publicado el mes pasado, estima que la instalación de data centers entre 2010 y 2024 incrementó el precio promedio de la electricidad un 2,7 por ciento. Para los usuarios residenciales el impacto fue solo de 2,1% promedio, pero en las distribuidoras privadas la suba llegó al 5,6% promedio, siendo compensada parcialmente por las distribuidoras públicas y cooperativas donde el incremento fue sustancialmente menor.

Ahora que la demanda de electricidad por parte de estos centros crecerá fuertemente, existen temores de que ese impacto sea todavía mayor. Por ese motivo, a muchos data centers se les exige que amplíen la capacidad de generación eléctrica para no hacer colapsar el sistema ni impactar de manera significativa en los precios de la energía. Además, lo hacen para evitar que sus proyectos se retrasen por falta de energía.   

Un informe de Environmental Integrity Project, titulado The Power Behind AI y publicado en julio, contabilizó 74 centrales eléctricas a gas proyectadas para abastecer directamente a los data centers. Texas es el lugar donde hay más proyectos de construcción de estos centros y, por consiguiente, de nuevas centrales eléctricas. The Washington Post detalló el miércoles que hay 248 proyectos de data centers propuestos en todo el estado. A su vez, The New York Times informó la semana pasada que son 39 las centrales eléctricas a gas que está previsto construir en esa jurisdicción. La mayor actividad genera un impacto positivo en la economía, pero los pobladores están preocupados por el daño ambiental.

Environmental Integrity Project estimó que las 74 nuevas centrales eléctricas emitirán unos 662 millones de toneladas de gases de efecto invernadero al año, una cantidad equivalente a las emisiones anuales de todo Australia.

Amazon, por ejemplo, está invirtiendo en una planta eléctrica de gas natural a gran escala como parte de un enorme centro de datos en Texas, en el condado de Pecos. Según los permisos del proyecto, la central utilizaría 35 turbinas de gas natural para generar hasta 7,65 gigavatios de potencia que alimentarían el futuro data center.

The New York Times detalló que la nueva planta de gas, si se construye según las especificaciones previstas, tendría permiso para emitir 33 millones de toneladas de dióxido de carbono al año, según muestran los registros regulatorios, más gases de efecto invernadero que cualquier otra central eléctrica del país.

Amazon firmó en 2019 The Climate Pledge, un compromiso climático empresarial junto a Global Optimism, al que luego fueron adhiriendo otras compañías. Su objetivo central es que las empresas que lo suscriben alcancen cero emisiones netas de carbono para 2040, es decir, diez años antes del objetivo fijado por el Acuerdo de París. Sin embargo, la carrera por el desarrollo de la inteligencia artificial alteró esos planes.

La construcción de la central eléctrica a gas natural va en dirección contraria ya que las emisiones derivadas de la quema de combustibles fósiles como el carbón, el petróleo y el gas son el principal motor del calentamiento global. “El mundo es diferente ahora que cuando cofundamos The Climate Pledge”, declaró a The New York Times Margaret Callahan, portavoz de Amazon.

Protestas de pobladores locales

Los data centers se están instalando fundamentalmente en zonas rurales. En Texas el Partido Republicano es tradicionalmente fuerte. Sin embargo, el temor de los ciudadanos por el impacto de estos centros en sus paisajes y en el medio ambiente en general pone en jaque esa histórica lealtad. The Washington Post publicó este miércoles un largo artículo donde da cuenta de la resistencia que se está gestando en distintos condados de Texas.

En León, con una población de 17.000 habitantes, donde el 88% de los votantes eligieron a Donald Trump en las últimas elecciones, The Post narra que los residentes se han sentido frustrados al constatar la escasa capacidad de sus funcionarios republicanos locales para frenar la instalación de los data centers. No solo no los frenan sino que Texas es considerado uno de los estados más favorables del país para el desarrollo de data centers, en parte debido a que cuenta con uno de los incentivos fiscales más generosos.

El Times contó también que, para agilizar las aprobaciones, los reguladores de Texas permiten a los promotores de los data centers dividir un gran proyecto energético en fases más pequeñas, lo que implica que cada aprobación se rige por normas menos rigurosas. De las 39 nuevas centrales de gas que se están construyendo en Texas para abastecer de energía a los data centers, 15 recibieron un trato preferencial mediante ese tipo de procedimientos.

Las protestas llegaron a la sede del Capitolio estatal de Texas, en Austin, donde un grupo de vecinos de zonas rurales se manifestaron para reclamar que el gobernador Greg Abbott convoque a una sesión legislativa especial sobre los data centers. Uno de los pedidos es que los condados obtengan autoridad legal para regularlos. La primera manifestación fue el 23 de febrero y la segunda el 27 de julio.

El 15 de noviembre del año pasado Abbott proclamó a Texas como “el epicentro del desarrollo de la IA”. Lo hizo cuando anunció junto con Google una inversión de US$ 40.000 millones en Texas para infraestructura de nube e inteligencia artificial. Sin embargo, recientemente modificó su postura.  El mes pasado ordenó a la Comisión de Servicios Públicos del estado (Public Utility Commission of Texas) y a ERCOT (Electric Reliability Council of Texas), la organización que opera la red eléctrica, que impongan restricciones a los data centers, incluyendo la obligación de que financien completamente los costos de la infraestructura eléctrica que requieren. Además, el lunes 3 de agosto suspendió la aprobación de nuevos centros de datos hasta que el Estado pueda auditar aquellos proyectos que buscan conectarse a la red eléctrica de Texas. Al anunciarlo, informó que ERCOT estaba evaluando solicitudes por un total de más de 474 gigavatios, lo que representa más de cinco veces la demanda máxima de electricidad registrada en Texas.

La pirueta de Abbott tiene una explicación muy clara. El 3 de noviembre hay elecciones en Texas. Abbott va por su cuarta reelección y una encuesta reciente reveló que el 56% de los texanos se opone a la construcción de data centers en sus comunidades. En el artículo publicado por The Washington Post el miércoles, titulado “Conservadores rurales de Texas se movilizan contra los centros de datos”, son varios los republicanos que se mostraron dispuestos a votar por primera vez al Partido Demócrata porque su candidata, Gina Hinojosa, «está en contra de los data centers en las zonas rurales».

Mientras tanto, los inversores mostraron su preocupación porque Abbott no especificó un plazo para su finalización de las auditorías. Tal vez ese plazo sea el 3 de noviembre, cuando se vota en Texas.

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, cuestionó este jueves que la provincia que concentra la producción de Vaca Muerta recibe solamente un 13% del valor de un barril de petróleo y apuntó a que termina siendo «todo costo» por la creciente demanda de infraestructura y servicios que presionan a la gestión. El mandatario participó de la Jornada Comex Norpatagónica 2026 que se realizó en el Centro de Convenciones Domuyo de la capital.

El evento, que celebró su segunda edición, busca vincular a empresas de Neuquén y Río Negro para fortalecer su inserción en mercados internacionales.

Figueroa afirmó que la provincia «está creciendo en la exportación» y ya se ubica cuarta en el ranking nacional. Durante 2025, las exportaciones de bienes con origen en Neuquén superaron los 6.300 millones de dólares, lo que representó el 7,2% del total nacional. «Ya hemos pasado a Chubut, a Mendoza y creo que en los próximos años vamos a superar a Córdoba», aseguró.

Destacó que Neuquén, con el 1,5% de la población de Argentina, «produce más del 5% del PBI del país» y sostuvo que la producción y exportación de GNL por puerto rionegrino abrirá «una nueva etapa de desarrollo».

Pero el gobernador también reclamó que se conozca cómo se distribuyen los ingresos por la venta de los hidrocarburos para desmitificar cuánto recibe Neuquén.

«Está bueno que toda la gente sepa, si nosotros exportamos un barril de petróleo a 100 dólares, sin RIGI: ¿cuánto le queda a la provincia? ¿Cuánto le queda a la Nación? ¿Cuánto le queda a las empresas?», planteó.

El reparto de un barril

«El costo que tienen las empresas, sin impuestos, es del 30%; por otro lado, hay un 30% de utilidad. Después, el 10% va a todas las provincias argentinas vía ley de coparticipación sin tener absolutamente ningún costo. Es un ingreso extra, un bonus track», cuestionó y añadió que también el Estado Nacional «se lleva el 17%, digamos la verdad, sin mucho costo de la provisión de bienes y servicios».

En contraparte, detalló que a la provincia de Neuquén «le queda un 13% que termina yendo a la provisión de bienes y servicios de mejor calidad y a infraestructura». «Con lo cual lo que recibe Neuquén y que contribuye a todo un círculo virtuoso, es todo costo», criticó.

El mensaje se dio en paralelo a las declaraciones que realizó este jueves la gestión de Mariano Gaido en Neuquén capital, que reclamó una distribución «más justa» de los recursos que genera Vaca Muerta para la provincia y las ciudades.

«Mientras el gobierno municipal reinvierte sus 0,6 dólares en obras para todos los barrios o políticas públicas como el boleto estudiantil gratuito, el gobierno nacional no invierte ni un peso de lo que recibe de Vaca Muerta», fue el planteo.

Figueroa afirmó que eso obliga a tener «más ingenio» para participar más de esa renta y dio como ejemplo la construcción de la planta de separación de gases que comprometió YPF en la zona de Cutral Co y Plaza Huincul como parte del proyecto Argentina LNG.

«Es muy importante para nosotros, agrega valor además de generar trabajo. Pero también toda la monetización de ese 13% se tiene que transformar en un mercado exterior: nosotros podemos exportar una ruta a partir de generar turismo», dijo Figueroa.

«El Estado nacional ha hecho mucho»

El gobernador volvió a elogiar el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y destacó que «el Estado nacional ha hecho mucho» para apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta.

Dio como ejemplo la extensión del RIGI para el sector del upstream y evaluó que el gobierno de Javier Milei «hizo un muy buen trabajo» y fue una medida «acertada», ya que «cada peso sacrificado en base al descuento del Impuesto a las Ganancias nos produce 300 veces más ingresos en regalías y en actividad económica».

También afirmó que «Neuquén está contribuyendo como nunca al país» y que este año le otorgará a la Argentina «un superávit de 10.000 millones de dólares», lo que «robustece el programa económico». «Si el programa económico anda bien, si se elimina la inflación, nos hace bien a todos porque podemos planificar y podemos seguir saliendo al mundo de una manera competitiva», agregó.

Conflicto con Halliburton: «Rebaja desmedida»

Figueroa hizo foco también en los otros eslabones de la cadena y la necesidad de que también sean «competitivos». Destacó en eso a las operadoras, pero observó que las del área de servicios «tienen que ser más competitivas» porque a veces se observan «abusos».

Sin mencionarla directamente, se refirió al conflicto con Halliburton por el ajuste a los contratos con pymes al plantear que algunas empresas de servicios, «las internacionales grandes, estaban cobrando 30% más de lo que cobraban en Permian».

«YPF, principalmente, trató de estimular que puedan bajar ese margen de ganancia, pero hicieron la más fácil diciéndoles a todos los proveedores que les iban a bajar un 23% el precio al que compraban».

«Ellos tenían que bajar su ganancia, no ir a atacar a las empresas más chicas», cuestionó lo que calificó como «una rebaja desmedida».

El gobernador también destacó el esfuerzo realizado por los trabajadores porque aseguró que «los empleados están siendo cada vez más competitivos, interpretan que producir más y disminuir costos también les repercute en el bolsillo a ellos. Así que todos los eslabones de la cadena terminaron siendo más competitivos».

, Andrea Durán

El embajador de los Estados Unidos en la Argentina, Peter Lamelas, lanzó una contundente advertencia dirigida a las empresas y gobiernos locales sobre la utilización de infraestructura tecnológica provista por compañías chinas en torno a las operaciones de Vaca Muerta. Lo hizo este jueves durante su disertación, ante ejecutivos y funcionarios, en el Summit Amcham 2026, de la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina.

El diplomático, quien asumió formalmente sus funciones a comienzos de noviembre, explicitó en el encuentro político y empresarial que la inclusión de este tipo de equipos atenta contra la atracción de capitales internacionales para el desarrollo no convencional y planteó de manera directa que el resguardo de la información crítica forma parte intrínseca de la agenda de seguridad de ambos países.

«La seguridad energética de los datos es seguridad nacional de ambos países. Empresas estadounidenses y del mundo quieren entrar en la Argentina, pero necesitan garantías que sus datos son protegidos y están en redes de confianza. China exige a sus empresas que le den al Estado chino acceso a cualquier dato que pasa por su tecnología y sus redes de AI», planteó Lamelas en la apertura del evento.

En ese sentido, el diplomático explicitó y advirtió a funcionarios y empresarios con intereses en el sector energético: «Entienda eso. Cualquier dato que pasa por su tecnología y sus redes de AI, es todo controlado por el Partido Comunista Chino. Esto no vale y tampoco va a ayudar a atraer inversores extranjeros a Vaca Muerta«.

La postura planteada por el representante de Washington escala una controversia con antecedentes inmediatos en la provincia del Neuquén, tal como viene informando EconoJournal. La diplomacia estadounidense mantiene la lupa sobre el acuerdo celebrado por la Cooperativa Agua y Luz de Neuquén (CALF) para desplegar infraestructura de telecomunicaciones y fibra óptica junto a la tecnológica china Huawei en la capital provincial, un punto clave por su conectividad operativa con la Cuenca Neuquina.

El entredicho también trasladó la tensión política al gobierno provincial encabezado por Rolando Figueroa y a la Legislatura neuquina, donde ayer los proyectos presentados para repudiar las presiones de la Embajada de Estados Unidos contra el acuerdo de la cooperativa CALF con Huawei no consiguieron tratamiento sobre tablas y fueron girados a comisión para su análisis.

Lamelas puso inversiones y financiamiento sobre la mesa

«Pregúntense -continuó Lamelas en discurso que tuvo eje central en la ciberseguridad- por qué en uno de los países más capitalistas y más libre en el mundo, los Estados Unidos, no se puede comprar ni vender equipos de Huawei. No hay duda que las empresas de los Estados Unidos son líderes globales de seguridad y transparencia, y esas empresas de los Estados Unidos no usan tecnología crítica de China».

Tras ese abordaje tecnológico, el Embajador se refirió al Acuerdo de Comercio e Inversión Recíprocos (ARTI – Agreement on Reciprocal Trade and Investment firmado por ambos países a comienzos de febrero. «Este acuerdo facilita el comercio bilateral y deduce aranceles mutuos a casi 1.700 líneas de productos. Además, tienen financiamiento de DFC y EximBank para proyectos de energía, minería y posiblemente ahora tecnología. Además de este financiamiento, en la embajada trabajamos codo a codo con estas dos organizaciones para destrabar todos los financiamientos públicos y privados», aseguró.

«Seguimos muy de cerca cada proyecto y confirmo que plenamente van a ser muchos resultados grandes por venir -auguró previó a una advertencia-. La pregunta ya no es si Argentina va a convertirse en una potencia energética. La verdadera pregunta es ¿quién va a ser parte de esta transformación?«

En la continuidad de ese planteo, Lamelas arengó que «en los próximos 30 años la energía que va a mover el mundo vendrá de aquí mismo, de Vaca Muerta. Estamos decidiendo hoy el futuro de Vaca Muerta y el futuro de Argentina. Por favor, no pierdan esta oportunidad. Si ustedes están en el sector tecnológico, traigan soluciones ahora. Si tienen experiencia, úsenla. Si no, compártanla. Si tienen capital, es el momento de invertir. Y si necesitan el respaldo de la embajada, avísennos. Estamos aquí para apoyarlos».

Por último, el representante estadounidense destacó la importancia de la capacitación técnica local frente al volumen de actividad que se proyecta en la cuenca. «Para construir este futuro necesitamos formar talento del mañana. Argentina tiene profesionales extraordinarios, pero el crecimiento que viene es enorme. Exige mucho más. Hay incentivos de educación en tecnología y AI, como el Instituto de Vaca Muerta. Y clases en tecnología y AI están dadas gratis por compañías como Cisco. Desde la embajada nosotros estamos comprometidos en facilitar esa capacitación a los jóvenes profesionales argentinos», concluyó.

, Ignacio Ortiz

Hace pocas semanas señalábamos en EconoJournal que la exploración offshore argentina se encontraba frente a una nueva oportunidad. La incorporación de la actividad costa afuera al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la experiencia acumulada durante la primera ronda offshore y el renovado interés internacional por el Atlántico Sur conformaban un escenario diferente para una actividad caracterizada por elevados niveles de inversión, riesgo geológico y largos períodos de maduración.

El Decreto 590/2026 introduce ahora un elemento adicional y particularmente relevante: la decisión del Poder Ejecutivo Nacional de avanzar con un nuevo Concurso Público Internacional para adjudicar un permiso de exploración sobre el área CAN_200, ubicada en la Cuenca Argentina Norte.

La decisión merece ser analizada porque constituye una señal concreta de reactivación de la política exploratoria offshore argentina y una característica especialmente interesante del nuevo proceso es su origen.

Manifestación de interés de Challenger Energy Group

A diferencia del Concurso Público Internacional Costa Afuera N.º 1 de 2018, mediante el cual el Estado Nacional definió un conjunto amplio de áreas que posteriormente fueron ofrecidas al mercado, el procedimiento de CAN_200 se origina en una manifestación de interés presentada por Challenger Energy Group PLC.

Concretamente, el 14 de febrero de 2025, Challenger presentó ante el Estado Nacional una manifestación de interés, invocando el artículo 46 de la Ley 17.319, para obtener un permiso de exploración sobre un área de aproximadamente 5.000 km² de la Cuenca Argentina Norte, bajo jurisdicción nacional. La empresa definió la ubicación geográfica de esa nueva área CAN_200 que está situada en el sector norte de la Cuenca Argentina Norte, próximo al límite marítimo con Uruguay, en continuidad con el corredor exploratorio del offshore uruguayo.

El mecanismo encuentra sustento en el artículo 46 de la Ley 17.319, que permite que cualquier persona presente ante la autoridad competente una propuesta solicitando la adjudicación de un permiso de exploración o concesión de explotación respecto de áreas determinadas.

La existencia de una iniciativa privada no implica, naturalmente, una adjudicación directa. Precisamente allí radica uno de los aspectos relevantes del sistema: recibida una propuesta que resulte de interés, el Estado debe someter el área a un procedimiento competitivo. El Decreto 590/2026 instruye por ello a la Secretaría de Energía a convocar a un Concurso Público Internacional, preservando expresamente los principios de concurrencia y transparencia.

Este mecanismo puede adquirir especial importancia para el futuro del offshore argentino. En una actividad donde las empresas realizan permanentemente estudios regionales, interpretan información sísmica y comparan oportunidades exploratorias entre distintas cuencas del mundo, permitir que el interés concreto de una compañía pueda activar un procedimiento competitivo constituye una herramienta potencialmente valiosa para dinamizar nuevas inversiones sin necesidad de esperar el lanzamiento de grandes rondas exploratorias.

De la ronda de 2018 a un esquema más dinámico

La experiencia del Concurso Costa Afuera N.º 1 dejó resultados relevantes. En 2019 se adjudicaron dieciocho áreas distribuidas entre las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste, incorporándose compañías internacionales con amplia experiencia offshore y compromisos significativos de inversión.

Ese proceso permitió reactivar campañas sísmicas, ampliar considerablemente el conocimiento geológico del Mar Argentino y concretar, años después, la perforación del pozo Argerich-1, el primer pozo exploratorio en aguas ultraprofundas del país.

El resultado geológico de Argerich-1 no confirmó un descubrimiento comercial, pero la exploración petrolera difícilmente pueda analizarse a partir del resultado de un único pozo. Cada campaña sísmica y cada perforación incorporan información que permite reducir incertidumbre y mejorar la comprensión de cuencas todavía poco exploradas.

La nueva licitación de CAN_200 debe interpretarse dentro de ese proceso. No se trata de comenzar nuevamente, sino de continuar construyendo conocimiento sobre una cuenca que todavía tiene un grado de exploración relativamente bajo y cuyo potencial continúa siendo analizado por la industria.

También existe una dimensión regional que merece atención. Mientras Argentina atravesó períodos de menor actividad licitatoria, Uruguay mantuvo una política sostenida de promoción de su offshore y logró atraer a importantes compañías internacionales. La comparación resulta particularmente relevante porque ambos países comparten sistemas geológicos del margen atlántico y compiten, en definitiva, por una misma fuente: el capital exploratorio internacional.

Las compañías petroleras asignan anualmente presupuestos limitados de exploración entre distintas oportunidades alrededor del mundo. El potencial geológico es determinante, pero no es el único factor considerado. También inciden la estabilidad regulatoria, el régimen fiscal, los plazos administrativos, la disponibilidad de información geológica y la previsibilidad contractual.

Por ello, el Decreto 590/2026 incorpora otra señal significativa al autorizar que el permiso de exploración y la eventual concesión de explotación contemplen cláusulas de prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales. En proyectos de largo plazo y elevada exposición de capital, este tipo de instrumentos puede contribuir a reducir la percepción de riesgo jurídico.

La combinación entre competencia internacional, previsibilidad contractual y mecanismos adecuados de solución de controversias puede convertirse así en un elemento adicional para mejorar la posición argentina frente a otros destinos exploratorios.

El desafío ambiental continúa vigente

La reactivación del offshore también obliga a mantener presente la dimensión ambiental. La experiencia reciente demostró que la viabilidad de los proyectos no depende exclusivamente de la existencia del recurso o de las condiciones económicas. La evaluación ambiental, la disponibilidad de información científica, los mecanismos de participación pública y la comunicación con las comunidades potencialmente involucradas forman parte de la construcción de legitimidad de este tipo de proyectos.

Argentina ya transitó una experiencia importante durante las campañas sísmicas y la perforación de Argerich-1. Esa experiencia debería utilizarse para mejorar los procedimientos futuros, evitando que cada nuevo proyecto vuelva a comenzar desde cero las discusiones técnicas, ambientales e institucionales.

La previsibilidad que demanda la industria debe alcanzar también a los procedimientos ambientales.

Reglas claras, estándares exigentes y procedimientos administrativos con plazos razonables no constituyen objetivos contrapuestos. Por el contrario, son componentes necesarios de una política offshore sostenible en el largo plazo.

Del interés a la inversión

El Decreto 590/2026 constituye, por ahora, el inicio de un proceso. Será el Pliego de Bases y Condiciones el que permita conocer aspectos esenciales del concurso: los compromisos mínimos de inversión, los antecedentes técnicos y financieros exigidos, los criterios de adjudicación, el programa exploratorio, el régimen aplicable a las regalías y las restantes condiciones económicas y contractuales. Allí se definirá buena parte de la competitividad efectiva de la convocatoria.

Pero existe una señal previa que resulta positiva: después de varios años, una nueva área de la Cuenca Argentina Norte será sometida nuevamente a competencia internacional y el procedimiento no surge exclusivamente de una decisión administrativa, sino de una manifestación concreta de interés empresario.

La exploración offshore necesita continuidad. Una ronda exitosa cada varios años difícilmente resulte suficiente para construir una nueva frontera exploratoria. Las cuencas requieren sucesivas campañas, adquisición de información, nuevas interpretaciones geológicas y compañías dispuestas a asumir riesgo exploratorio.

El mecanismo utilizado para CAN_200 podría ofrecer una alternativa para avanzar hacia un esquema más dinámico, en el cual nuevas iniciativas privadas permitan identificar oportunidades y activar procedimientos competitivos cuando exista interés real del mercado.

Como señalamos anteriormente, el offshore argentino dispone de recursos potenciales, experiencia operativa y conocimiento técnico. La incorporación de la actividad al RIGI agregó incentivos para las grandes inversiones.

La convocatoria de CAN_200 incorpora ahora una pieza adicional: volver a poner áreas en el mercado.  El verdadero desafío será que no constituya un hecho aislado sino en el comienzo de una nueva etapa de la exploración offshore argentina.

(*) Mg. Abog. Especialista en regulación energética y sustentabilidad.

, Verónica Tito (*)

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, anunció este jueves que Vaca Muerta duplicó sus recursos técnicamente recuperables de petróleo y alcanzó los 30.000 millones de barriles. El dato surge de un nuevo estudio encargado por la Secretaría de Energía al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), el cual actualizó estimaciones que no se revisaban de manera integral desde hacía 15 años y confirmó un volumen equivalente a un siglo de producción al ritmo actual.

El anuncio tuvo lugar en AmCham Summit 2026, el principal encuentro empresarial del país organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina. Durante la jornada, centrada en la integración y el desarrollo de la energía federal, líderes del sector público y privado debatirán sobre la necesidad de consolidar infraestructura de transporte, potenciar las exportaciones hidrocarburíferas y establecer marcos regulatorios previsibles para transformar el potencial del shale en divisas sostenibles.

La apertura institucional del evento estuvo a cargo de Mariana Schoua, presidenta de AmCham Argentina y CEO de Aconcagua Energía Generación. Tras esas palabras de bienvenida, la jornada comenzó con la exposición del embajador estadounidense Peter Lamelas, quien remarcó que la seguridad energética y de datos constituye un eje fundamental de la seguridad nacional para la Argentina y los Estados Unidos, y advirtió que contar con tecnología China «no va a ayudar a atraer inversores extranjeros a Vaca Muerta«.

En el primero de los paneles energéticos, González dio a conocer los datos del último informe sobre el potencial hidrocarburífero del país. «La Secretaría de Energía le pidió al IAPG que hiciera un estudio de los recursos técnicamente recuperables de petróleo y el número dio 30.000 millones de barriles; es prácticamente el doble de la última estimación que teníamos de hace 15 años«.

Al respecto, el funcionario explicó que el incremento responde a la expansión territorial de la cuenca, un mayor espesor útil de la roca y los avances tecnológicos en el factor de recobro, al tiempo que remarcó la urgencia de acelerar su desarrollo: «Un barril perdido de petróleo hoy no es que lo recuperás mañana, ese barril lo perdiste; si lo recuperás dentro de 100 años, vale cero», dijo al resaltar la importancia del nuevo dato.

En cuanto al reordenamiento de los esquemas de subsidios y la política tarifaria, González ratificó la intención del Ejecutivo de avanzar en la modificación del Régimen de Zona Fría, que cuenta con media sanción de la Cámara de Diputados. Al respecto calificó el marco actual como «una aberración» por haber incluido a localidades sin temperaturas extremas y por subsidiar la totalidad de la boleta. «Es una ridiculez absoluta que lamentablemente es una ley con la que hemos tenido que lidiar; no tiene ningún sentido que un jubilado en La Matanza esté subsidiando al dueño de un departamento para alquilar en Mar del Plata».

«Lo que estamos tratando de hacer con esto no es tanto el ahorro -argumentó-, menos ahora que el invierno ya pasó, así que el ahorro este año es muy chiquito. Sino solucionar un problema estructural que ya tiene 5 años y que no tiene ningún sentido. Todo lo que hacemos es para transparentar el costo de la energía y que todo el mundo sepa y tenga señales de precios para moderar su consumo, el residencial y el industrial y que cada uno pague lo que corresponde y que después el gobierno nacional decide quien necesita un subsidio».

El Gobierno prevé que la meta del gasto en subsidios será de 0,55% del PBI

Sobre la meta de reducción del gasto público en subsidios, reconoció que «el período invernal demandó mayores desembolsos a los previstos por la suba del GNL y la menor hidraulicidad inicial, pero de igual manera los subsidios en el año rondarán el 0,55% del PBI«. En la actualidad el subsidio de energía eléctrica es un poco más del 60% del costo de energía, y en el invierno es el 75% del costo del gas. «La pregunta a largo plazo es si tiene más sentido bajar la cantidad de gente subsidiada o bajar el subsidio a aquellos que están subsidiados. La respuesta, posiblemente, sea una combinación de las dos cosas», planteó.

No obstante, González remarcó que el objetivo de fondo de la política eléctrica es reducir de manera sustancial el costo de generación. «El verdadero desafío, que no tengo ninguna duda que la Argentina lo va a lograr, es que de los 75, 80 u 85 dólares de hoy debiéramos bajar a los 60 y a los 50 porque los recursos los tenemos«. En esa línea, agregó que «las empresas licenciatarias que regulamos ya tienen sus tarifas reacomodadas, lo que va a permitir exigirles una mejora de calidad del servicio porque ya no tienen más el problema de tarifas pisadas».

En el bloque dedicado a la regulación del sector hidrocarburífero, el secretario enfatizó la consolidación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como el catalizador para acelerar las obras clave del sector: «El RIGI es claramente una historia de éxito que está impactando positivamente en Vaca Muerta«. Como ejemplo, ponderó el financiamiento del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la aplicación del régimen al upstream: «A cada proyecto le pedimos que nos muestre su plan pre-RIGI y post-RIGI; nos permite ver que hay partes de los campos que son más marginales y que sin el RIGI no hubieran sido desarrollados».

Por último, remarcó un cambio de paradigma en la gestión oficial al abandonar el concepto de «autosuficiencia» para enfocar la regulación en la libre competencia y la exportación masiva. En ese sentido, resaltó que «salimos de esa visión chiquitita de administración de la escasez para gestionar la abundancia» y celebró la conducta del mercado durante las recientes fluctuaciones internacionales: «Por primera vez la industria se autorreguló y el precio del petróleo en la Argentina estuvo en línea con la paridad de exportación sin que hayamos tenido que intervenir».

En materia de infraestructura de transporte y distribución eléctrica, el funcionario destacó el llamado a licitación de la obra AMBA I como un paso urgente para aliviar a un sistema resentido por años de falta de inversión. «Es la primera vez que se hace, es una concesión de obra pública para una obra de tendido de líneas y aumento de capacidad de transformación; tenemos una red que está estresada de forma permanente y la necesidad de incrementar la potencia disponible en todo momento«.

, Ignacio Ortiz

IMPSA rubricó este miércoles el contrato definitivo con CORPOELEC de Venezuela para la rehabilitación y modernización de las represas hidroeléctricas Tocoma y Macagua. La empresa argentina controlada por el consorcio estadounidense Industrial Acquisitions Fund (IAF) trabajará para instalar un total de 672 MW eléctricos en un plazo de 24 meses, como parte de un máster plan que en futuras etapas contempla sumar hasta 2640 MW de capacidad entre ambas centrales.

El contrato suscrito en Venezuela constituye la primera operación comercial importante de la empresa en su negocio hidroeléctrico tras el ingreso de IAF como accionista controlante en 2025 y la homologación definitiva en mayo de este año del acuerdo con los acreedores para reestructurar una deuda de casi US$ 600 millones. IMPSA también apuesta fuerte por el negocio de exportación de grúas y de componentes para centrales nucleares, con Estados Unidos como principal mercado.

Los principales ejecutivos de IMPSA se reunieron con la presidente de Venezuela, Delcy Rodríguez, la ministra de Finanzas, Anabel Pereira Fernández, el ministro de Energía, Rolando Alcalá, el ministro de Obras Públicas, Juan José Ramírez y el presidente de CORPOELEC, Juan Crisóstomo Fernández, para firmar el acuerdo final para la rehabilitación y modernización de la infraestructura hidroeléctrica de Tocoma y Macagua.

Por parte de IMPSA estuvieron presentes Jorge Salcedo, presidente, Juan Manuel Dominguez, vicepresidente, Pablo Magistocchi, gerente general y Mario Croce, director de negocios.

El máster plan entre IMPSA y CORPOELEC en Venezuela

El contrato firmado es por la primera etapa para rehabilitar 672 MW en 24 meses. En sucesivas etapas podrían firmarse contratos hasta alcanzar un total de 2640 MW entre ambas centrales, los cuales estarán compuestos por 2160 MW en Tocoma y 480 MW en Macagua, transformando este
proyecto en la obra hidráulica más importante de América Latina.

La primera etapa implica la recuperación de 432 MW en Tocoma, mediante la rehabilitación de las Unidades 1 y 2, y de 240 MW en Macagua, a través de las Unidades 4, 5 y 6.

Como primer hito de ejecución de este plan, IMPSA se ha comprometido a reactivar e incorporar 160 MW al Sistema Eléctrico Nacional en un plazo de 90 días, post firma del contrato final, mediante la puesta en servicio de las Unidades 5 y 6 de Macagua.

Esta intervención permitirá obtener resultados concretos en el corto plazo y generará un impacto positivo para la reactivación de la economía del país y la puesta en funcionamiento de un sistema eléctrico seguro y confiable.

Paralelamente a la inyección de los 160 MW, IMPSA comenzará la obra civil y electromecánica para acelerar la rehabilitación de Tocoma, cuya primera fase contempla la puesta en funcionamiento de las Unidades 1 y 2, lo que permitirá recuperar 432 MW de capacidad de generación en un plazo de 24 meses.

En lo que respecta a Macagua, luego de la primera intervención, se sumarán en un plazo de 12 meses 80 MW adicionales, con la rehabilitación de la unidad 4, generando así un total de 240 MW de capacidad de generación.

La turbulenta historia del proyecto hidroeléctrico en Tocoma y su impacto en IMPSA

La firma del contrato entre IMPSA y CORPOELEC marca la reactivación y la la oportunidad más concreta de finalización de un proyecto hidroeléctrico que lleva más de una década paralizado por la crisis económica venezolana.

El proyecto de la central hidroeléctrica Manuel Piar en la represa de Tocoma contempla la instalación de diez turbinas tipo Kaplan de 223 MW a ser provistas por IMPSA. De hecho, la empresa radicada en Mendoza llegó a fabricar y despachar dos de estas turbinas, mientras que las ocho restantes quedaron apiladas en sus talleres debido a los incumplimientos de la contraparte venezolana.

A lo largo de los últimos diez años se sucedieron distintos intentos por reactivar los contratos pero sin resultados concretos. Esta situación, conjunta con el incumplimiento de contratos por generación eólica en Brasil, fueron dos factores centrales en la crisis económica que llevó a la familia Pescarmona a tener que ceder la mayor parte del paquete accionario a sus acreedores para intentar reestructurar una millonaria deuda.

Sin embargo, este proceso entró en crisis en el comienzo de la pandemia del coronavirus y la empresa pidió un rescate al Poder Ejecutivo nacional y a la provincia de Mendoza, que pasaron a ser accionistas controlantes de IMPSA en 2021. Bajo la conducción estatal fue que se buscó en 2022 un acercamiento con el gobierno de Nicolás Maduro para reactivar la finalización de Tocoma, sin resultados concretos.

Finalmente, las acciones del Estado Nacional y de Mendoza fueron vendidas al consorcio estadounidense IAF a comienzos de 2025, marcando la primera privatización del gobierno de Javier Milei. Desde entonces, la nueva conducción de la empresa logró en mayo de este año homologar ante la justicia de Mendoza el Acuerdo Preventivo Extrajudicial (APE) previamente aprobado por sus acreedores para reestructurar una deuda por US$ 583 millones, un paso indispensable para relanzar la empresa.

Entre los acreedores de IMPSA figuran organismos multilaterales como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Export-Import Developement Canadá y la Corporación Andina de Fomento (CAF).

, Nicolás Deza

El aumento de la actividad previsto para Vaca Muerta durante los próximos años plantea un desafío para la cadena de abastecimiento de arena de fractura. El problema no estará en la disponibilidad del insumo, sino en la capacidad de transportarlo desde Entre Ríos hasta Neuquén al ritmo que requerirá la expansión.

“Acá no hay un problema de producción de arena. Lo que hay es un problema de infraestructura y de logística”, aseguró Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine, durante el panel “Segmentos estratégicos: Arena y Logística” del Supplier Day organizado por EconoJournal.

Maximiliano Corbella, director comercial de Delta Arenas, estimó que la actividad podría duplicarse en los próximos cuatro o cinco años y que la cadena necesitará incorporar entre 700 y 800 camiones por año para responder al crecimiento. Por otro lado, desestimó las opciones multimodales en el corto plazo: “El tren va para largo y el barco se está estudiando, pero hoy es más caro que el camión”.

Según el empresario arenero, el desafío se profundizará a medida que la actividad avance hacia áreas ubicadas al norte de Vaca Muerta. Corbella señaló que llevar arena desde Buenos Aires hasta Rincón de los Sauces implica actualmente sumar alrededor de 200 kilómetros al recorrido y que las congestiones en las plantas ya reducen la cantidad de viajes que pueden realizar los camiones. “Tenemos que atajar el tema ya”, sentenció.

La infraestructura vial y el transporte, entre los principales desafíos

Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani, afirmó que “el gran desafío de Vaca Muerta es logístico, no geológico”.

El ejecutivo señaló que las deficiencias de las rutas impactan directamente sobre los costos: obligan a los camiones a circular a menor velocidad, generan más roturas y aumentan las necesidades de mantenimiento. A esto sumó otro punto que considera fundamental: el ingreso a los yacimientos. “Cada operadora y empresa de servicio pide una plataforma y documentación distintas. Ahí no tenés eficiencia porque en definitiva el camión que se va a poder contratar es el que tiene la posibilidad de entrar, no el que es más barato o eficiente”, explicó.

Además, advirtió que la expansión de Vaca Muerta coincidirá con el desarrollo de la minería de cobre, que demandará servicios similares y sumará presión sobre la disponibilidad de camiones y trabajadores especializados.

“Cada vez se va a necesitar más gente y más talentos preparados para esto”, sostuvo Cicilio. Para el ejecutivo, el desafío no pasa únicamente por sumar vehículos, sino también por formar conductores preparados para operar en las condiciones particulares de la Patagonia y de los proyectos mineros.

Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, puso el foco en la necesidad de ganar eficiencia para poder absorber ese crecimiento. La empresa creó un departamento de investigación y desarrollo y desarrolló un software propio que, entre otras funciones, utiliza inteligencia artificial para asignar automáticamente los choferes habilitados a cada camión y procesar la información de las cámaras instaladas en los vehículos.

Para Cicilio, todavía existe margen para avanzar en esa dirección en toda la cadena. “Particularmente en esta industria tenemos que tener un mindset digital más acelerado porque ahí hay eficiencia”, sostuvo.

Arena de cercanía para reducir la presión logística

Una de las alternativas para disminuir la cantidad de kilómetros recorridos es aumentar la utilización de arenas disponibles cerca de Vaca Muerta.

Maluéndez explicó que las arenas Tier 1 y Tier 2, provenientes de la cuenca del Paraná y las elegidas por alrededor del 80% de la industria, recorren entre 1.200 y 1.300 kilómetros, mientras que existen las arenas Tier 3 llamadas “de cercanía”.

La diferencia logística es significativa. “Mover 100.000 toneladas de arena, 1.300 kilómetros, son 500 camiones. Mover una arena Tier 3 de cercanía para esas mismas toneladas son 100 camiones, un quinto”, explicó.

Según Maluéndez, las compañías ya trabajan con blends que combinan distintos tipos de arena y permiten aumentar la utilización del recurso cercano. “No es que no las estamos usando, las estamos vendiendo y se están produciendo y los pozos dan los resultados que esperan las operadoras”, aseguró.

El reclamo por mayor previsibilidad

Los proveedores también plantearon que acompañar el crecimiento requiere contratos que permitan planificar inversiones con mayor anticipación.

Maluéndez explicó que, aunque existen acuerdos de dos y cinco años, una parte del mercado continúa operando mediante compras spot o contratos de diez o doce meses con cláusulas de rescisión sin causa a 90 días.

“Nosotros no necesitamos el financiamiento sino la previsibilidad que hoy las operadoras creo que están en condición de darnos para poder abastecerlos en cantidad y calidad”, afirmó.

Corbella coincidió: “La única forma es contractualizando. Creo que las operadoras tienen que darnos una mano en ese sentido, bajarnos sus planes de cronograma de perforación y terminación y meternos juntos a trabajar en cómo vamos a hacer llegar la arena desde los puntos en que producimos hasta los puntos en los que se usa”.

Juan Cruz López también señaló que contar con mayor previsibilidad permite a las empresas avanzar con inversiones en flota y tecnología.

“Si nosotros sabemos a dónde va el cliente, nos permite acompañarlo”, afirmó López, y resumió el papel que tendrá el sector frente a la expansión proyectada: “La logística no acompaña Vaca Muerta, la sostiene”.

, Redaccion EconoJournal

Ubicado en la provincia de Mendoza, el Parque Solar El Quemado se convirtió en el más grande de Latinoamérica. Con 500.000 paneles solares bifaciales de alta tecnología distribuidos sobre una superficie de 620 hectáreas, el desarrollo permite generar energía para cientos de miles de hogares e incluso, abastecer la demanda de empresas e industrias a través del sistema eléctrico nacional. 

Detrás de este coloso, sin embargo, fue necesario superar desafíos técnicos considerables:  integrar, supervisar y controlar una infraestructura diseñada para operar de forma estable y responder a las exigencias de CAMMESA. BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, participó del proceso logrando centralizar las variables críticas del parque, coordinar su operación y acompañar las pruebas para avanzar hacia la habilitación comercial del proyecto. 

El aporte de BLC Power Generation se integró a cada una de las etapas: desde la ingeniería inicial hasta la puesta en marcha a través de la provisión e integración de los sistemas de automatización y control de su plataforma Optimum PG.

Parque Solar El Quemado: el aporte de BLC Power Generation

Las dimensiones del Parque Solar El Quemado, en Mendoza -que se estima,  evitará la emisión de más de aproximadamente 385.000 toneladas de CO₂ por año- elevaron el nivel de exigencia técnica de la obra. 

Al tratarse de una planta fotovoltaica de 305 MW con una arquitectura completamente redundante, cada sistema debía estar preparado para continuar operando aun frente a una falla, sin comprometer la estabilidad ni la disponibilidad del parque. 

Para responder a ese desafío, BLC Power Generation desarrolló una ingeniería de detalle compuesta por más de 60 documentos técnicos, que definieron la arquitectura, las configuraciones y los criterios de integración de cada sistema. Durante ese proceso, se realizaron pruebas internas, validaciones junto con el cliente y coordinación permanente con los distintos proveedores involucrados en el proyecto. 

En concreto, YPF Luz incorporó distintos módulos de Optimum PG, la plataforma desarrollada por BLC Power Generation que permite supervisar, controlar e integrar la operación de plantas de generación de energía eléctrica. En este proceso fue determinante su arquitectura modular que integró sistemas de supervisión, automatización, control de potencia, medición sincrofasorial y monitoreo de variables meteorológicas. 

De esta manera, todas las funciones críticas del parque operan de forma coordinada bajo una misma solución, garantizando el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos por los organismos reguladores y aportando mayor confiabilidad a la operación.

BLC Power Generation: Desde la ingeniería hasta la puesta en marcha 

El equipo de ingeniería de BLC Power Generation acompañó el proyecto desde las primeras definiciones técnicas, el desarrollo de la ingeniería de detalle y la fabricación de los tableros de control, hasta las pruebas en oficina, la puesta en marcha en campo y las validaciones finales para la habilitación comercial. 

Esta modalidad de trabajo permite responder con rapidez, brindar soporte local y coordinar de manera eficiente las interacciones con otros contratistas, incluso en desarrollos de infraestructura energética complejos y de gran escala. 

BLC Power Generation aportó su experiencia en automatización y control para una instalación que hoy representa un hito dentro del crecimiento de la energía fotovoltaica en la región. No es algo menor: se trata de dar respuestas a un desafío que será cada vez más frecuente en la industria energética y para el que BLC Power Generation ya tiene solución..

Con su participación en El Quemado, BLC Power Generation suma un nuevo antecedente en el desarrollo de infraestructura para la generación de energía, contribuyendo a un proyecto que no solo amplía la capacidad renovable de Argentina, sino que también establece nuevos estándares para los futuros desarrollos fotovoltaicos de gran escala. 

, Redaccion EconoJournal

Oleoductos del Valle (Oldelval) registra un avance de obra cercano al 50% en la construcción del Oleoducto Duplicar Norte, un proyecto estratégico a cargo de la contratista Techint Ingeniería y Construcción que permitirá ampliar la capacidad de evacuación de petróleo del hub norte de Vaca Muerta, que entró en una etapa acelerada de desarrollo.

La inversión estimada asciende a US$ 380 millones, cuenta con el financiamiento de las productoras del hub norte como Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y GyP, y fue presentado el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La obra contempla la instalación de un tendido de 24 pulgadas de diámetro y 207 kilómetros de extensión para unir la estación de bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la planta de Allen, en Río Negro. Desde allí, el flujo de crudo se conectará tanto al sistema troncal de Oldelval como al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

De esta manera, el emprendimiento da continuidad al plan Duplicar+, en el que Techint E&C ya había participado con el tendido de más de 250 kilómetros. Esa obra inaugurada hace 18 meses quedó totalmente ocupada por la producción incremental de shale oil, por lo que Oldelval concluía este mes una ampliación técnica para sumar 200.000 barriles extra.

Una obra que avanza en frente simultáneos

El consorcio Oldelval mantiene el frente de obra en plena actividad a lo largo de toda la traza. Los equipos técnicos avanzan simultáneamente en las tareas de zanjeo, curvado, revestimiento, bajada y tapada de la tubería, acompañados por el uso de soldadura semiautomática para completar unas 17.500 juntas en total.

Un aspecto central del proyecto pasa por los 160 cruces especiales previstos en el trazado, de los cuales ya se completó más del 80%. Entre ellos sobresale, como uno de los hitos operativos más complejos, el cruce de la Ruta Nacional 151, que se ejecutó mediante el uso de tunelera para no afectar la circulación en la zona.

A la par de las tareas en terreno, ya comenzaron las actividades en el taller de prefabricado para la elaboración de componentes de válvulas e instalaciones de superficie. Estos trabajos se complementan con las tareas de movimiento de suelos correspondientes al desarrollo de la infraestructura de cabecera y el montaje de los equipos de soporte.

El esquema de inauguración contempla etapas progresivas: a fines de 2026, la primera fase permitirá transportar hasta 220.000 barriles de petróleo por día. Luego, la capacidad se incrementará a 300.000 barriles diarios, para culminar en marzo de 2027 con la habilitación definitiva de 500.000 barriles por día, volumen clave para respaldar la curva de crecimiento en la producción de la cuenca.

, Redacción EconoJournal

El referente de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE), Giulio Retamal Schiappacasse, le marcó la cancha a los proveedores que buscan aprovechar las oportunidades que ofrece la producción no convencional. «Vaca Muerta no es un lugar para llegar, hacerte el valiente, bajar precio, ganar mercado y después ver qué hacemos. Esa estrategia no le conviene a nadie», sentenció el empresario en el Supplier Day organizado por EconoJournal.

«Esta curva de crecimiento nunca se vio en la industria. Hemos visto crecimiento y freno, pero esto es algo nunca vista. Por supuesto que hay oportunidades para muchas empresas que llegan a Vaca Muerta de distintas maneras, pero este faro que se fue construyendo hay que tener cuidado que no te encandile porque el que se encandila se come la curva«, agregó Retamal en el panel “Desafío Pyme: ¿cómo escalar la capacidad de contratación?” que compartió junto a Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial y Martín Gessler, CEO de Grupo SIAM.

Retamal también le mandó un mensaje a las grandes petroleras que minutos antes habían señalado la necesidad de que los proveedores sean más eficientes. «Yo escuchaba a todos que hablan de bajar costos. Nosotros creemos que bajar costos es algo que se logra de a dos. Lo único que se baja de a uno son precios y ya todos sabemos cómo termina esa película. Es muy importante lo que han dicho las operadoras de trabajar asociados con los contratistas y hacer esa búsqueda de baja de costos porque en general la baja de costos está en los procesos, la tecnología y en el rediseño, pero tiene que haber un espacio para que eso se produzca. No es algo que se hace de a uno», subrayó el empresario de RJ Ingeniería.

Un mensaje desde Neuquén a las empresas que quieren desembarcar en Vaca Muerta

La FECENE se formó poco tiempo después de la puesta en operación del proyecto Fortín de Piedra de Tecpetrol. «Nos concentramos las cinco cámaras en generar sinergías, con efectos muy positivos», repasó Schiappacasse.

«Las empresas de otras provincias son bienvenidas, no estamos cerrados ni haciendo una cuestión corporativa, el tema es cómo te vas complementando y cómo vas entrando a la industria«, concluyó.

En una línea similar, el Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial, Lucas Albanesi, se expresó sobre las empresas que están mirando a Neuquén para capitalizar oportunidades.

«Hay un denominador común en el gobierno provincial, las cámaras y los gobierno municipales de no poner un freno a las inversiones sino ordenarlas«, dijo el representante del parque industrial localizado en la ciudad de Vista Alegre, en Neuquén.

«Vista Alegre es un municipio pequeño pero hay un acompañamiento del gobierno municipal, con exenciones para las empresas que vengan a invertir en serio. Invertir no es alquilar un local u oficina en el centro de Neuquén y pretender acceder a los mismos beneficios que las empresas que están hace más de 20 años», evaluó Albanesi.

Por último, el CEO del Grupo SIAM, Martín Gessler, destacó cómo la empresa modificó su estrategia para introducirse en la industria petrolera a partir de las oportunidades generadas por la explotación de hidrocarburos no convencionales. «Tomamos la decisión de crear SIAM Servicios Petroleros hace seis años, teniendo en cuenta la demanda futura proyectada», explicó Gessler.

La empresa detectó un cuello de botella en los cronogramas de perforación y puesta en operación de pozos. «En donde tenemos la oportunidad de entrar y llevar soluciones al cliente es en la construcción de instalaciones tempranas de producción», añadió. También están generando soluciones para la instalación de unidades de recuperación terciaria y en tratamiento de agua para la reutilización del agua del flowback.

, Nicolás Deza

El trabajo conjunto entre las operadoras de petróleo y gas y la cadena de valor local será clave para preservar y potenciar la competitividad de los proveedores locales frente a la apertura de las importaciones, según lo expresado por representantes de empresas asociadas al Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) que participaron en el Supplier Day de EconoJournal.

En el primero de dos paneles dedicados al desafío que enfrentan las Pymes para escalar su capacidad de contratación en los grandes proyectos energéticos, representantes de Transeparation, Valmec y Moto Mecánica Argentina explicaron cómo respondieron a las necesidades de las operadoras para desarrollar Vaca Muerta y qué se necesita para acompañarlas en el salto exportador.

Qué riesgos marcan las pymes proveedoras del oil&gas sobre las importaciones

La clave central expresada por los representantes de empresas del GAPP presentes en el primer panel está en el trabajo articulado con las operadoras, tanto para desarrollar las soluciones que necesitan como para preservar y potenciar la competitividad de la cadena de valor local, actualmente presionada por la apertura de las importaciones.

El director General de Valmec, Leandro Tercic, alertó que la apertura importadora en última instancia impactará en la capacidad de las empresas proveedoras de oil&gas de innovar y brindar soluciones a las operadoras. «El escenario no fue el mejor en los últimos dos años, hubo una apertura indiscriminada y un tipo de cambio que se estableció«, apuntó Tercic.

“Pedimos a las operadoras que tengan una mirada estratégica, porque si no cuentan con la pata local, hay un tema de trazabilidad, tecnología y seguridad en los productos que son difíciles de detectar y que hace a la confianza en los productos”, sintetizó.

En una línea similar, el CEO de Transeparation, Federico Gayoso, destacó que proyectos como la exportación de GNL abren oportunidades para que la cadena de valor local gane en competitividad si la hacen participe en los mismos. “La ganancia es para toda la cadena, si la descuidamos en pos de importar de otros mercados el día que necesitemos esa cadena probablemente ya no esté”, advirtió.

Gayoso también destacó que desde el GAPP llevan años impulsando la agenda exportadora. Su empresa en particular construye instalaciones de procesamiento con tecnología argentina en la formación Permian en los Estados Unidos.

“Tenemos que exportar valor industrial e ingeniería argentinas. Tenemos el contexto que genera la demanda para eso, aprovechemoslo para que el RIGI ayude a financiar ese trabajo argentino”, sintetizó.

Por su lado, el CEO de Moto Mecánica Argentina, Francisco Di Raimondo, señaló que las Pymes tienen la obligación de innovar y que las operadoras constituyen una plataforma habilitante para lograrlo.

“Como proveedores tenemos que empezar a pensar los problemas de forma distinta. Las operadoras tienen el rol de asociarnos, pero son una plataforma para que nosotros desarrollemos las soluciones”, expresó Di Raimondo.

, Nicolás Deza

El gobierno de Neuquén continuará frenando el ingreso de las regalías hidrocarburíferas a su fondo anticíclico, en un contexto de creciente demanda de infraestructura asociada a la expansión de Vaca Muerta. La Provincia creó esta herramienta fiscal de ahorro en 2020, pero con el inicio de la gestión de Rolando Figueroa se optó por priorizar el pago de amortizaciones de deuda y volcar una porción a la obra pública, en lugar de seguir acumulando reservas con déficit social.

¿Cómo funciona esta herramienta fiscal inédita en el país? El Fondo Anticíclico de Estabilización y Desarrollo del Neuquén (Feden) fue una propuesta del entonces oficialista Movimiento Popular Neuquino, pero contó con apoyo de buena parte de los bloques opositores para su aprobación, tras varios meses de debate y exposición de expertos que analizaron experiencias como las de Chile y Noruega.

La ley 3269 que se sancionó por mayoría en noviembre del 2020 estableció para este fondo un goteo mensual proveniente del 50% de las regalías de exportación de petróleo y gas.

Además, fijó la conformación de dos subfondos: uno Anticíclico, destinado a ahorrar para amortiguar caídas en los ingresos corrientes y asistir a la Provincia en situaciones de desastres y emergencias sanitarias; y otro de Desarrollo, orientado a financiar obras y proyectos para diversificar la matriz productiva de Neuquén.

La ingeniería de la ley previó que, primero, debía topearse el subfondo anticíclico para, recién después, comenzar a ingresar dinero en la segunda cuenta.

En junio de 2023, con Rolando Figueroa electo gobernador, la Legislatura aprobó una modificación con vigencia hasta diciembre de 2027 que habilitó al Poder Ejecutivo a interrumpir el goteo y utilizar el dinero de las regalías de exportación en el pago de amortización de deuda pública y en asistir el déficit de la caja jubilatoria de los estatales provinciales.

Alcanzado el equilibrio del sistema previsional, Figueroa introdujo más tarde una segunda modificación: habilitó, a través del Presupuesto, a destinar un 70% del dinero en el plan de infraestructura.

Ahorrar o hacer

El último informe trimestral publicado por Fiduciaria Neuquina SA, a cargo la administración del fondo anticíclico, informó que los recursos que se dejaron de recibir entre abril y junio de este año alcanzaron los 116.452 millones de pesos.

El monto corresponde a la mitad de las regalías que recibió la Provincia por la exportación de petróleo y gas en el período.

Si se suma a las cifras informadas desde que se sancionó la modificación de la ley, el total de recursos que dejó de recaudar el fondo entre el último trimestre del 2023 y el segundo del 2026 alcanza los 684.000 millones de pesos.

Eso significaría que, en lugar de tener ahorros por 48 millones de dólares, Neuquén podría contar con el equivalente a casi 500 millones, diez veces más que el acumulado actual. Pero bajo un interrogante: ¿con qué sentido?

«¿Cómo vas a ahorrar a menor tasa de lo que genera tu deuda?», se planteó en el gobierno de Figueroa cuando a nivel nacional se comenzó a alentar el debate para la creación de «fondos soberanos» de parte de las provincias que están recibiendo inversiones en hidrocarburos y minería.

La pregunta intentó ilustrar una contradicción de la administración de Omar Gutiérrez que recurrió a la emisión de deuda a tasas altas para financiar gastos corrientes, con escasa inversión en obra pública, mientras alentó la creación de un fondo de ahorro que, según establece la ley, debe invertir solamente en instrumentos de «bajo o moderado riesgo».

Según el informe de Fiduciaria Neuquina, el portafolio del fondo anticíclico está integrado por inversiones locales que representaron un 0,1% (LECER con vencimiento al 31 de julio); y el resto son externas con un 59% que corresponden a bonos del Tesoro de Estados Unidos, un 32,7% a Fondos Corporativos Investment Grade, un 4% a una nota estructurada con capital protegido sobre oro y un 4,3% a fondos de renta fija Investment Grade Multimoneda.

«Un legado para nuestros hijos»

«Hoy estamos votando el resguardo de nuestros recursos con la mirada puesta en un legado para nuestros hijos e hijas», fue uno de los argumentos que llevó el MPN a la sesión en la que se aprobó el fondo anticíclico, en 2020.

El contexto era de una abrupta caída de recursos en Neuquén por efecto de la pandemia del covid-19 y se celebró en el recinto que la sanción mostraba a «un sector de la política que está aprendiendo de lo que nos ha ocurrido, de esta pandemia».

«Si algo tan tremendo como lo que nos ha ocurrido a todo el mundo y a Neuquén en particular no nos permite reflexionar con que hay que ahorrar, con que hay que tener respaldo de no dilapidarse las joyas que nos han dejado quienes fundaron esta provincia, no habremos aprendido nada», se alentó.

La ley solo contó con los votos negativos de kirchnerismo y la izquierda, quienes plantearon, entre otras críticas, que no se podía priorizar un ahorro de dinero frente a las necesidades actuales de la población de Neuquén.

«¿Cómo le explicamos a los neuquinos y a las neuquinas que no tienen vivienda, que han perdido su trabajo, muchos de ellos que trabajaban en la industria petrolera, que va a haber un ahorro de parte de la provincia en base a un deterioro social muy importante?», se cuestionó desde el FIT.

Deuda de infraestructura y deuda «moral»

La gestión de Rolando Figueroa cuantificó la deuda de infraestructura atrasada de la provincia, principalmente en rutas, en unos 4.000 millones de dólares cuando asumió en diciembre de 2023.

La calificó también una «deuda moral» porque, mientras Neuquén se consolidaba como exportadora de hidrocarburos, en varios sectores del territorio persistían familias sin acceso al gas.

Durante la apertura de sesiones de marzo, el mandatario dijo en la Legislatura que el año que viene ese número ya se habrá reducido a 1.450 millones de dólares. «Para el año 2028, la provincia va a tener 500 millones de deuda de infraestructura y, ya en el 2029, va a quedar cancelada», prometió.

Afirmó que, para entonces, «sin deuda de infraestructura y ya generando todo el desarrollo que visualizamos sin considerar aún el GNL, vamos a tener superávit». Y que, para el 2030, con todos los proyectos exportadores en marcha, Neuquén «va a tener tal superávit que podremos optar entre alimentar el fondo anticíclico, si conviene, o bien decir ‘con este fondo cancelamos las deudas de la provincia y partimos de cero’».

El Presupuesto destina este año alrededor de 1,1 billón de pesos para inversión en obra pública de un total de 7,4 billones que prevé gastar la provincia. A eso se suman esquemas de financiamiento compartido con el sector privado como los acuerdos para asfaltar rutas en Vaca Muerta que promovió el gobierno con las principales operadoras del sector.

, Andrea Durán

La incorporación de inteligencia artificial (IA) dejó de ser una discusión reservada para las grandes compañías y empieza a convertirse en un factor de competitividad para las pequeñas y medianas empresas que integran la cadena de valor de Vaca Muerta. Para Walter Abrigo, director general de Santex -compañía dedicada al desarrollo de software y al change management para la implementación de inteligencia artificial en procesos productivos-, el desafío para las pymes ya no pasa por decidir si adoptar estas herramientas, sino por identificar en qué procesos comenzar a utilizarlas.

Abrigo explicó que la expansión de Vaca Muerta hoy incrementa la presión a los proveedores para reducir precios y mejorar la productividad. “Con inteligencia artificial las productividades en nuestra industria crecen entre tres y siete veces”, sostuvo Abrigo durante el panel “Aplicación de soluciones IA en Oil & Gas”, que formó parte del Supplier Day de EconoJournal.

Para el especialista, “la pregunta no es si una pyme va a incorporar o no esta tecnología, sino por dónde empieza”. Y advirtió sobre el riesgo de postergar su incorporación: “Todos tenemos muchos procesos manuales, poca trazabilidad y demasiadas decisiones que dependen de una sola persona. Si yo no uso IA en los procesos de desarrollo, mi cliente me saca por otro proveedor. Otra pyme competidora me habrá superado”.

Automatizar procesos con IA: facturación y logística

Uno de los principales campos de aplicación señalados por Abrigo está en los procesos administrativos. Como ejemplo mencionó la gestión de pedidos y facturación de uno de sus clientes, la cual solía gestionarse mediante distintos canales desconectados entre sí.

La implementación de agentes de inteligencia artificial permitió integrar estos sistemas, automatizar una parte significativa del proceso y tomar decisiones con información. “Ocho de cada diez problemas [un agente] lo pudo resolver solo, con ciertas lógicas y aprendizajes. Esto una pyme lo puede hacer sin comprar determinados sistemas y los periodos de recupero son menores a un año. Antes el despliegue de CRM era para las grandes corporaciones; hoy inversiones pequeñas con periodos de recupero corto permiten desplegar esto en las pymes”, explicó.

Abrigo aseguró que la automatización con agentes puede reducir hasta un 80% el costo asociado al proceso de facturación. También señaló posibilidades de aplicación en logística y transporte, donde afirmó que el uso de estas herramientas puede generar reducciones de hasta un 50% en costos de mantenimiento.

En este último segmento, la IA puede utilizarse para analizar la ubicación y el funcionamiento de los camiones, buscar choferes, anticipar necesidades de mantenimiento, mejorar la trazabilidad de los productos transportados e incluso evaluar variables como la huella de carbono de diferentes recorridos.

El desafío de dar el primer paso

Abrigo destacó que “hoy por hoy [la IA] es la herramienta que va a permitir escalar sin que los costos fijos crezcan en la misma proporción”. También esta tecnología, según el especialista, permite integrar la información y mejorar su disponibilidad para detectar costos que podrían pasar inadvertidos (por ejemplo, una factura por una diferencia de 15.000 pesos), pero que en mercados con mucha competencia como el de Oil & Gas, se les debe prestar atención.

La incorporación de estas herramientas, sin embargo, demanda una transformación interna. Para el ejecutivo, este es un proceso que requiere de “un cambio de mindset” y un departamento especializado de “change management”.

El punto de partida, según el especialista, debe ser aquel proceso que más dificultades le genera a la empresa: “Hay que arrancar por donde vemos más problemas, lo que más nos hace renegar. Por ejemplo, si una orden de compra se sale del proceso y hasta encontrarla tenés un costo financiero porque se atrasan los pagos, es importante primero tener conciencia de que ahí está el problema”, sostuvo Abrigo.

, Redaccion EconoJournal

La multinacional argentina Tenaris, que fabrica tubos de acero y ofrece servicios para la industria petrolera, inició las operaciones de su tercer set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, en el yacimiento Los Toldos II Este de Tecpetrol, donde brindará servicios durante los próximos 18 meses. La incorporación implicó una inversión de US$ 110 millones y formó parte de la estrategia iniciada en 2020 para fortalecer la unidad de servicios petroleros de la compañía.

El nuevo set cuenta con 28 bombas que aportan un total de 70.000 HHP y marca el debut en la Argentina de la tecnología Dynamic Gas Blending (DGB) Tier IV. Este sistema permite sustituir más del 80% del consumo de diésel por el propio gas producido en el área, lo que reduce las emisiones directas de dióxido de carbono y optimiza los costos operativos en el yacimiento.

En el desarrollo del equipo intervinieron proveedores de la cadena de valor local: la fabricación de las bombas estuvo a cargo de QM Equipment, PyME marplatense integrante del programa ProPymes del Grupo Techint que trabajó en ingeniería conjunta y en tiempo récord para la concreción del proyecto, informó este martes la compañía.

A la par de este despliegue técnico, la empresa inauguró recientemente una base operativa en la localidad de Vista Alegre, tras una inversión de US$ 20 millones. La infraestructura, ubicada estratégicamente cerca de los principales corredores viales hacia las áreas más activas de la cuenca, centraliza la logística y las áreas administrativas involucradas en los servicios de campo.

“Desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020, invertimos más de US$ 240 millones en el desarrollo de nuestra unidad de negocios de servicios petroleros. Hoy Tenaris se posicionó como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 8.700 etapas de fractura realizadas” destacó Andrea Previtali, Presidente de Tenaris para Cono Sur.

El anuncio coincidió con la participación de la compañía en el encuentro Supplier Day organizado por EconoJournal, donde Francisco Liberatore, director Senior de Tenaris Oil & Gas Services, analizó el salto de escala de la cuenca. Durante su exposición, el directivo sostuvo que, tras una primera etapa centrada en comprobar la geología y elevar la eficiencia operacional hasta niveles comparables con los yacimientos de Norteamérica, el desafío actual exige un salto cualitativo.

Un nuevo servicio de Tenaris para perforación en Vaca Muerta

En ese sentido, Liberatore enfatizó la importancia de volcar los más de 70 años de trayectoria metalúrgica de la empresa al segmento de servicios en pozo, combinando cercanía con los clientes, inversión de largo plazo e integración vertical. «Somos la única compañía del mundo que tiene integrado el servicio de coiled tubing, lo que nos da una enorme capacidad evolutiva y nos permite desarrollar subproductos asociados, como químicos para mitigar problemas de corrosión junto con socios locales», remarcó el ejecutivo.

De cara al futuro de las operaciones no convencionales, la compañía anticipó el lanzamiento de una nueva línea de servicios orientada al segmento de perforación para el primer trimestre de 2027. «Vamos a ir a explorar la parte de perforación con un concepto de integración vertical, replicando algunos conceptos de ColdTuning. Diseñamos un equipo ad hoc de alta tecnología, eléctrico y sobrehidráulico, que nos va a permitir perforar la primer sección del pozo, integrado y llave en mano. De alguna manera, acá lo que buscamos es poner en valor el producto clave de Tenaris, que es el tubo para oil and gas«, adelantó.

«El equipo tiene capacidades de trasladarse, un nivel de tecnología hoy desconocido para la Argentina que nos va a permitir una calidad y una eficiencia en el servicio y poder liberar a las operadoras para que los grandes equipos, los high-spec, sean utilizados en la rama de la cañería intermedia, la cañería de producción y, de esa manera, darle más eficiencia al desarrollo de Vaca Muerta en la cuenca», reseñó Liberatore.

, Ignacio Ortiz

Las operadoras y las grandes empresas de servicios enfrentan nuevos desafíos para avanzar con el desarrollo de Vaca Muerta. En este escenario, las pymes que forman parte del ecosistema de la cadena de valor de los no convencionales tienen como objetivo ganar cada vez más competitividad para no quedar en el camino. Nicolás D´Angelo, director Comercial de Equipel, Eugenio Forchieri, gerente de Operaciones de CIAR, y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU, analizaron en el Supplier Day, organizado por EconoJournal, analizaron la nueva etapa que se abre.

La tecnología como herramienta en la mejora de la competitividad

D´Angelo remarcó que “las pymes estamos atravesando una transformación muy grande con el desarrollo de Vaca Muerta. El impacto en Equipel lo podemos ver en que dejamos de vender productos para ofrecer soluciones. Antes sólo con disponer de productos en stock podíamos competir. En la actualidad, las empresas buscan que entendamos los problemas que tienen para que nosotros podamos articular una solución para ofrecerles”.

El directivo de la empresa que nació hace 30 años como un distribuidor de materiales eléctricos subrayó que “las pymes también tenemos que tener la capacidad para desarrollar soluciones de forma local. Hace algunas semanas dimos un paso importante porque firmamos un contrato con Siemens para fabricar celdas de media tensión en Neuquén”.

“En el último tiempo tuvimos un cambio muy fuerte en nuestra organización, porque tuvimos que modificar procesos, abrimos nuestro propio departamento de ingeniería y expandimos las instalaciones. Abrimos una fábrica en el Parque Industrial de Neuquén para abastecer las nuevas necesidades en la cadena de proveedores de Vaca Muerta”, contó D´Ángelo.

Por su parte, Martín Leiva señaló que EKU es una firma alemana, pero con una fuerte base en Estados Unidos, que se dedica a ofrecer tecnología para la reducción de emisiones. EKU acaba de desembarcar en la Argentina.

“Estamos en Houston hace más de 10 años. Trabajamos con sistemas de automatización y hardware. Creemos que en la Argentina podemos ganar más eficiencia a partir de la experiencia que tenemos en Estados Unidos replicando lo que hacemos en el desarrollo de Permian”. “Para nosotros son claves nuestros socios locales en Vaca Muerta para empezar a fabricar nuestros productos en el país”, agregó.

En tanto, Eugenio Forchieri detalló que CIAR es una compañía que ofrece servicios de ingeniería y que en la actualidad cuenta con 40 ingenieros en la oficina de Neuquén y otros 40 ingenieros en la sede de Buenos Aires.

El directivo señaló que “utilizamos tecnología e inteligencia artificial para reducir los tiempos de desarrollo de modelos 3D y de ingeniería. Trabajamos con tecnología BIM (Building Information Modeling), principalmente con YPF. Pero es el conjunto de la industria que cada vez más está entendiendo que la tecnología BIM es la forma de optimizar gran parte de los proyectos y aportar valor a los epecistas en la operación y mantenimiento”.

Forchieri describió que hace dos semanas CIAR firmó un acuerdo con la empresa Arent Inc para desarrollar PlantStream en la Argentina, que “es un software CAD 3D impulsado por inteligencia artificial que nos posiciona en un lugar importante porque nos permite ofrecer acortamiento de plazos para desarrollar modelos que antes no se hacían en etapas tempranas. Creemos que esto es una herramienta importante para el capex de empresas owners o epecistas que les permite, por ejemplo, tomar decisiones con información en tiempo real”.

“Estamos convencidos de que el aporte de valor que implica esta ingeniería y tecnología que sumamos a CIAR nos permitirá escalar nuestro desarrollo o posición en la cadena de valor de Vaca Muerta”, afirmó el directivo.

Proyecciones de las pymes

D´Angelo destacó que“la tecnología dejó de ser un diferencial y pasó a ser un requisito para que las pymes de Vaca Muerta puedan competir. Nos tenemos que valer de lo último en tecnología para lograr la consistencia que nuestros clientes están pidiendo”.

“Estamos enfocados en lograr eficiencia en la operación de nuestros clientes apoyándonos, por ejemplo, en los gemelos digitales. Internamente en nuestra empresa tenemos el foco puesto en continuar con la digitalización de todos nuestros procesos que nos permite reducir errores y alcanzar la competitividad que el mercado está demandando”, enfatizó.

Por último, Leiva contó que “para el futuro en EKU estamos trabajando en el desarrollo de equipos con tecnología y plataformas de control automáticas. Vemos que hay una oportunidad muy grande en la Argentina para implementar procesos de automatización porque mejora mucho la eficiencia”.

, Roberto Bellato

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo este martes que el verdadero salto cualitativo de Vaca Muerta y del sector energético nacional no provendrá solo del incremento de la actividad, sino de una transformación cultural en la productividad de las operaciones. En el cierre del Supplier Day organizado por EconoJournal, el ejecutivo afirmó que la viabilidad del plan de desarrollo del shale exige alinear los incentivos con las empresas de servicios, aplicar métricas de eficiencia comparables con los estándares internacionales y entender que la productividad es la única garantía para competir.

El encuentro, que reunió a los principales actores de la cadena de valor de los hidrocarburos, culminó con un diálogo mano a mano de Marín con Nicolás Gandini, director de EconoJournal. Durante la charla, el ejecutivo repasó las metas financieras y de infraestructura de la compañía, abordó los cuellos de botella de la industria y detalló cómo el modelo de gestión aplicado en áreas clave como la refinación y el downstream debe trasladarse a los equipos de perforación y a las pymes contratistas.

Durante el intercambio, el titular de la petrolera centró su análisis en la urgencia de abandonar la supervisión tradicional para pasar a un esquema de integración real con la cadena de proveedores. «Tenemos que lograr que la cultura de la productividad esté arraigada en la industria petrolera«, afirmó Marín, al tiempo que remarcó la necesidad de adoptar esquemas similares a la industria automotriz.

«El Toyota Well es la integración con los proveedores y es difícil porque es un cambio cultural extremadamente grande que en la industria petrolera no hemos logrado. YPF no quiere supervisar a los proveedores; pero no los supervisás y siguen haciendo cagadas. Si las cosas te están yendo mal, ¿por qué esperar a que te llamen para que te puteemos?», afirmó el directivo de la principal petrolera del no convencional neuquino.

El gran cambio será que la productividad sea una cultura

Para profundizar el concepto, el ejecutivo enfatizó que el cambio cultural debe permear en todas las estructuras de las compañías hasta convertirse en un estándar. «Estamos cambiando YPF no solo en la gente que trabaja en la empresa; está permeando el tema, pero necesitamos que se haga cultura. Estamos como hace 15 años en seguridad: hoy es una cultura que está arraigada en la industria, pero la cultura de productividad no lo está porque no están alineados los incentivos», agregó Marín.

Al analizar el modelo contractual vigente con las empresas de servicios, el ejecutivo cuestionó que la ineficiencia siga siendo un negocio para las contratistas y planteó reestructurar el sistema de incentivos. «Los contratos están desalineados y las empresas no tienen la culpa, hace 30 años que es así. Hoy la ineficiencia de YPF es mejor para la compañía de servicios porque gana más: si hace un servicio y pone 5 personas gana menos que si pone 10. La idea de la productividad en los equipos de perforación la estamos transfiriendo; si me dan productividad, compartimos el ahorro y todos ganamos más«, explicó.

Asimismo, el directivo descartó que la búsqueda de eficiencia implique un costo en puestos de trabajo y ubicó la meta de competitividad como un requisito frente a la competencia internacional. «Hay que trabajar en productividad para no sufrir los precios bajos del petróleo. La referencia son los shales de Estados Unidos y siempre tenemos que estar un poquito mejor. Productividad no es echar gente, es muy distinto; de hecho, la inversión que se viene va a generar una demanda enorme de empleo en la industria y la construcción», remarcó.

Para fundamentar la viabilidad de este cambio operativo, el CEO de YPF detalló cómo la digitalización y el análisis de datos redujeron drásticamente los cuellos de botella logísticos y los tiempos de gestión interna. «Cuando llegué a YPF teníamos 235 quiebres por día en estaciones de servicio por falta de gasoil o nafta. Hicimos un cambio tecnológico y bajamos a 70 por empuje, después a 35, y cuando nos metimos de lleno en los procesos logramos estar entre 0 y 5 todos los días con los mismos camiones y la misma gente», argumentó.

El desafío de los grandes proyectos con la cadena de valor

Sobre la escala de los grandes proyectos de infraestructura, en particular las obras del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las iniciativas de exportación de Gas Natural Licuado (LNG), Marín dimensionó el impacto financiero y la proyección de caja proyectada. «El plan de LNG va a ser entre 12 y 15 veces más grande que el mayor desarrollo de gas» concretado por Tecpetrol en Fortín de Piedra, proyecto del que participó. Ante esa magnitud de inversiones requeridas corresponde una proyección de exportaciones inicial de US$ 55.000 millones para 2031 con un barril a US$ 70 y el gas a US$ 6,50 FOB, puntualizó.

El ejecutivo detalló las metas operativas de corto plazo fijadas para el upstream y la estrategia de eficiencia que aplicarán en la red de comercialización. «El año que viene tenemos que tener el VMOS en actividad, 21 rigs de perforación constantes y empezar las obras de LNG. En downstream el objetivo es que en abril, cuando vayas a la estación de servicio, la hamburguesa te la entreguen en 90 segundos y seguir con las alianzas estratégicas. Y en refinación vamos a lograr que todo el producto tenga 10 partes por millón de azufre para vender indistintamente en el mercado interno o exportar», anticipó.

Finalmente, como balance de su primer tramo de gestión, subrayó que los resultados financieros presentados el lunes al mercado. «Duplicamos las ganancias de YPF en un semestre con el mismo precio que la gestión anterior, sin cambios de precios y solo mejorando procesos. A fin de año alcanzaremos los 250.000 barriles diarios de petróleo neto y más de 360.000 operados; cuando analizás cualquier empresa con resultados extraordinarios es por empuje, y en YPF logramos un alineamiento general para dar ese salto»,

En el cierre de la exposición, Marín instó a los empresarios del sector a asumir el salto de escala como una responsabilidad colectiva que trasciende a la propia operadora estatal. «Los resultados extraordinarios se logran cuando apoyás y desafiás. YPF logró un objetivo de país para que todos den la milla extra; si no tenemos la ayuda de ustedes no logramos el objetivo de la compañía. Si no nos alineamos de toda la cadena de valor, será un error generacional no poder concretar este objetivo de país«, concluyó.

, Ignacio Ortiz

La empresa Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, destinará una inversión superior a los US$ 6 millones para finalizar las obras pendientes en la Planta Compresora Las Armas. La infraestructura resulta fundamental para fortalecer el abastecimiento del insumo en la zona atlántica de la provincia de Buenos Aires, entre ellas la ciudad de Mar del Plata, de unos 650.000 habitantes

La instalación está integrada por dos equipos motocompresores que suman una potencia total de 2.400 HP. Su habilitación permitirá incrementar las condiciones operativas sobre dos arterias críticas del sistema regional: el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata, informó la distribuidora este martes.

Con esta puesta en marcha, la compañía busca optimizar la capacidad de transporte para garantizar el suministro a más de 40 localidades bonaerenses. De este modo, la red sumará el respaldo necesario para acompañar la expansión del consumo residencial, comercial e industrial de la región.

Los trabajos en la planta compresora sufrieron una parálisis con el cambio de administración nacional a fines de diciembre de 2023, cuando la obra contaba con un avance de entre el 80% y el 90%. En ese momento, la suspensión de la obra pública nacional y la acumulación de certificados de obra impagos frenaron la ejecución.

Ahora, 30 meses después, el plan integral para repotenciar el sistema contempló previamente la ejecución de un refuerzo sobre el Gasoducto de la Costa, obras en el ramal de alimentación a Balcarce y la interconexión entre las estaciones reguladoras La Invernada y El Tejado, encargadas de abastecer a Mar del Plata.

A pesar de que esos trabajos concluyeron en su oportunidad, requerían la finalización de la Planta Compresora Las Armas para alcanzar su pleno funcionamiento. Las labores pendientes comenzarán en el corto plazo y la distribuidora prevé completarlas antes del invierno de 2027.

Desde la empresa destacaron el acompañamiento de las autoridades competentes para reencauzar una obra estratégica que permitirá destrabar la capacidad de transporte en la Costa Atlántica.

Actualmente, Camuzzi cubre el 45% del territorio nacional a través de un sistema de cañerías que supera los 50.000 kilómetros de extensión. Con presencia en siete provincias -Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego-, la firma presta servicio a más de 2,2 millones de usuarios.

, Redacción EconoJournal

El desafío de la industria petrolera y gasífera ya no es solo perforar más pozos, sino sostener el crecimiento con una cadena de proveedores que acompañe ese ritmo. Así lo plantearon este martes los responsables de supply chain de YPF, PAE, Tecpetrol y Pluspetrol durante la apertura de la jornada de proveedores organizada por EconoJournal. Coincidieron en que la especialización de las empresas proveedoras, la eficiencia por sobre el volumen y la disponibilidad de personal calificado son los principales condicionantes que enfrenta el sector en esta etapa.

«La preocupación no son los equipos, sino que los proveedores terminan abarcando todo. Buscamos que se especialicen: que cada empresa encuentre cuál es su mejor desempeño y desarrolle ahí la mayor capacidad», planteó Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain de YPF, en el panel de apertura del Supplier Day, que este año llevó el nombre “Salto de escala: cómo la cadena de valor de la industria energética se anticipa al crecimiento que trae la nueva infraestructura de exportación”.

Actis explicó que la compañía incorporó un área de performance de proveedores, que releva datos objetivos sobre el desempeño de cada empresa en su rubro específico. Esa información, dijo, ya funciona como una herramienta para seleccionar proveedores en licitaciones futuras, ya que identifica en qué rubro cada compañía tiene mejor rendimiento y prioriza esa especialización a la hora de adjudicar contratos. «No nos sirve a nosotros ni a ellos que el proveedor la choque», planteó.

YPF incrementó de 12 a 16 el número de equipos de perforación activos en lo que va de 2026, y la compañía prevé alcanzar entre 19 y 20 hacia fin de año. «El desafío más grande es mantener la eficiencia porque, al ritmo que está creciendo la industria y la demanda, no podemos solamente sumar más, sino hacerlo de una forma muchísimo más eficiente», advirtió Actis. Para lograrlo, la compañía introdujo el modelo TPS (Toyota Production System), ya aplicado en el trabajo con sus proveedores, e implica revisar a diario los procesos operativos.

Además de Actis, participó del panel «¿Estamos listos para el próximo salto?» Marcelo Gioffré, vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE, con la moderación de Nicolás Gandini. En la segunda parte intervinieron Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, y Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol, moderados por Sabina Trossero, con la co-moderación de Pablo Fiscaletti, presidente de QM.

La gente como cuello de botella

Marcelo Gioffré planteó otro problema estructural del sector, la fuerte dependencia de sus proveedores. «Esta es una industria que, a diferencia de muchas otras, no ajusta un tornillo sin un contratista», señaló, y contrastó esa realidad con su experiencia en otras industrias, donde el mantenimiento quedaba a cargo de personal propio de la compañía. Como respuesta, PAE trabaja en integrar distintos servicios en Neuquén, en las áreas de operaciones y OPEX, para reducir la cantidad de proveedores con los que administra una misma actividad y concentrarse en lo que considera su función central: perforar, planificar y desarrollar áreas.

El proyecto de exportación de GNL implicará una demanda de personal de 350 personas en forma permanente solo en el barco de licuefacción, a las que se sumarán 150 más en tierra para asistir la operación.  «Es un sueño hecho realidad, que no solo va a traer nuevas especialidades y nuevas necesidades de proveedores y servicios, sino capacitaciones de gente que hoy no tiene este tipo de capacidades», dijo.

Para el directivo de PAE, ese proyecto es también un ejemplo de la falta de proveedores locales especializados: la empresa a cargo del tendido submarino es colombiana, y la otra que se presentó a la licitación, mexicana. Esa compañía acumula, según contó, cuatro meses de demora en el tendido de un caño de 15 kilómetros para el primer barco, por las características del suelo que encontró. «Junto con el programa pyme de PAE y de desarrollo de proveedores, estamos trabajando con la provincia, las escuelas técnicas y el IAPG para que la gente se especialice. No va a ser algo fácil», señaló.

Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol, informó que este año lanzaron un área específica de desarrollo de proveedores y avanzan en un portal digital para agilizar la relación comercial. Según planteó, el crecimiento de la compañía —que multiplicó por diez su producción desde que adquirió los activos de Exxon— obliga a construir vínculos de largo plazo con los proveedores en lugar de operar contrato a contrato. «La vieja oficina de compras, donde hablábamos solo de tarifa, ya no alcanza», señaló, y remarcó que el foco pasa ahora por la innovación y la eficiencia.

Logística: el punto más débil

El transporte de arena para fractura en Vaca Muerta es uno de los ejemplos más claros del cuello de botella logístico que enfrenta la industria. La demanda puede llegar a crecer de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 hasta 8 millones entre 2026 y 2027.

«Lamentablemente, como industria, no pudimos alinearnos y ponernos de acuerdo para lograr una solución que necesitaba de todos, como era el sistema ferroviario», reconoció Actis. Ante ese fracaso, dijo, YPF explora ahora un esquema con tres vías: la vial con camiones, una ferroviaria combinada con camiones hasta Palmira, en Mendoza, y una fluvial que todavía se encuentra en etapa de análisis. Según explicó, montar la vía fluvial sería más rápido que un sistema ferroviario, aunque el desafío pasa por integrar actores que ya existen por separado —navieros, gestión portuaria, transporte terrestre— en un esquema conjunto.

Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, graficó por qué la compañía llegó a ese nivel de exigencia: la arena viaja más de 1200 kilómetros desde su origen hasta el pozo, mientras que el set de fractura —la maquinaria que no puede detenerse— solo cuenta con dos o tres días de stock. En ese contexto, contó que la empresa llegó a facturarle a un proveedor nueve minutos de tiempo improductivo (NPT, por sus siglas en inglés) por una demora en la entrega. «Un poco paranoicos estamos, pero a ese nivel de control tenemos», dijo. Por eso, agregó, Tecpetrol decidió integrarse en la producción de arena y en su traslado hasta el pozo, pero no en el transporte de larga distancia.

, Redaccion EconoJournal

YPF alcanzó un EBITDA ajustado de US$ 2.804 millones en el segundo trimestre de 2026, lo que representó un incremento del 76% respecto del trimestre anterior y un marcado crecimiento del 149% en la comparación interanual. Esa cifra es ña más alta de toda su historia. Además, el indicador reflejó un margen del 43% sobre los ingresos netos consolidados de la compañía, que sumaron US$ 6.574 millones impulsados por la dinámica de precios en el mercado local e internacional.

El desempeño financiero estuvo apalancado por la expansión en la producción no convencional de Vaca Muerta y el volumen procesado en refinerías, marcando uno de los puntos más altos en la generación de los últimos períodos, de acuerdo a lo comunicado a la Comisión Nacional de Valores por la compañía sobre los resultados del segundo trimestre.

La utilidad neta totalizó US$ 1.205 millones en el período, en comparación con los US$ 409 millones registrados en el primer trimestre del año y los US$ 58 millones de igual lapso de 2025. Los ingresos netos consolidados registraron un incremento trimestral del 33% y un avance interanual del 42%, sostenidos por la sólida demanda interna y las exportaciones.

En el segmento Upstream, la producción total promedió 544,4 mil barriles equivalentes de petróleo por día (kboe/d), con una ligera baja del 0,2% interanual. Sin embargo, la extracción de crudo no convencional (shale oil) alcanzó los 212,7 mil barriles diarios (kbbl/d), lo que implicó una expansión del 47% en relación con el segundo trimestre del año anterior. La compañía proyecta alcanzar una producción de 250 mil barriles diarios de petróleo shale hacia el cierre del ejercicio.

Con menos exposición a los campos maduros baja el lifting cost

Los costos de extracción (lifting cost) del total consolidado se ubicaron en US$ 8,4 por barril equivalente, reflejando una disminución del 31% interanual. En tanto, en el core hub no convencional, el costo de extracción se mantuvo en US$ 4,0 por barril equivalente. En mayo, la firma presentó ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) el proyecto Loma La Lata Oil, orientado al desarrollo y exportación de crudo con una inversión estimada de US$ 25.000 millones.

Las inversiones totales (Capex) del trimestre ascendieron a US$ 1.340 millones, lo que significó un alza del 37% frente al trimestre previo y un 16% más en la comparación interanual. El 77% de los desembolsos se dirigió a la actividad no convencional en la Cuenca Neuquina. Asimismo, la cifra del trimestre incluyó el devengamiento del bono de firma de cinco bloques no convencionales correspondientes al proyecto Argentina LNG.

En el negocio Downstream, el procesamiento de crudo en las refinerías de la empresa promedió 351 mil barriles diarios, registrando un nivel de utilización de las instalaciones del 104%. Los volúmenes de venta de combustibles en el mercado local alcanzaron los 3.869 mil metros cúbicos, lo que representó un incremento interanual del 10%. Las ventas de gasoil crecieron un 15% trimestral, al tiempo que las naftas mostraron una contracción estacional del 5%.

Respecto de la infraestructura de transporte, el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) alcanzó un avance cercano del 77% al cierre de julio. La infraestructura prevé iniciar operaciones de exportación hacia comienzos del próximo año, con una capacidad inicial estimada de 180 mil barriles diarios que proyecta expandirse paulatinamente hasta los 550 mil barriles diarios hacia el segundo semestre de 2027.

El programa de desinversión y el hito de la venta de Metrogas

En el marco del Plan 4×4, YPF continuó con el programa de desinversión en campos maduros convencionales con el Proyecto Andes II. En julio, acordó la cesión de dos clústeres en la provincia de Mendoza (Chachahuén y Mendoza No Operado) por un monto de US$ 405 millones. Con la salida del bloque Manantiales Behr completada en mayo y la concreción de las ventas vigentes, cerca del 95% de la producción de crudo de la compañía ya proviene de recursos no convencionales.

La presentación de resultados del segundo semestre coincidió con uno de los objetivos trazados por la petrolera desde comienzos de 2024. YPF comunicó también este lunes que cerró la venta de la distribuidora Metrogas a la empresa Edenor, de los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, por US$ 780 millones.

El flujo de caja libre finalizó el trimestre en US$ 824 millones, frente a los US$ 871 millones del trimestre anterior y recuperándose del terreno negativo de US$ 365 millones registrado en el segundo trimestre de 2025. El resultado incluyó un impacto extraordinario de US$ 188 millones por la adquisición de los activos no convencionales de Equinor en la cuenca. Excluyendo dicho desembolso, la generación libre de caja se ubicó cerca de los US$ 1.000 millones.

La caja y equivalentes de efectivo cerraron el período en US$ 2.474 millones. La deuda neta consolidada descendió a US$ 7.654 millones, lo que redujo el ratio de apalancamiento neto (deuda neta sobre EBITDA ajustado últimos doce meses) a 1,09 veces, frente al 1,57x registrado en el primer trimestre del año y el 2,10x alcanzado en el tercer trimestre de 2025.

, Ignacio Ortiz

“Eventualmente, el Enrege (Ente Regulador de Gas y Electricidad) tendrá que analizar si es compatible que Edenor controle Metrogas, pero no veo una inconsistencia manifiesta”, explicó un experto legal que pasó por la Secretaría de Energía al analizar si la mayor distribuidora de energía eléctrica del país está habilitada, según la normativa vigente, a quedarse con el control de la principal distribuidora de gas natural de la Argentina.

“En 2024 el Estado avaló una modificación en el estatuto de Edenor que es clave para entender esta operación. Eso cambió todo”, añadió.

Hacía referencia a la resolución 271/2024 del ENRE, del 9 de mayo de 2024, que autorizó una modificación del estatuto de Edenor aprobada dos semanas antes, el 25 de abril, por la asamblea de accionistas de la distribuidora, entre los que figuran José Luis Manzano, Daniel Vila, Edgardo Filiberti y Claudio Belocopitt, titular de Swiss Medical.

La medida lleva la firma de Darío Arrué, quien estaba al frente de la intervención del ENRE bajo el ala del entonces secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

Al convalidar el cambio en el objeto social de la mayor distribuidora eléctrica del país, el ente regulador habilitó a Edenor a participar de negocios y adquirir activos por fuera de su actividad principal, que es la distribución y comercialización de energía eléctrica. Hasta entonces, el propósito societario de Edenor estaba circunscripto a esa actividad.

A partir de la modificación estatutaria, la compañía quedó formalmente habilitada por el Estado para ampliar su radio de acción y participar de otros negocios, incluso por fuera del sector eléctrico. La adquisición de Metrogas constituye ahora el ejemplo más concreto y de mayor escala de las posibilidades que abrió aquella decisión.

Una decisión que pasó inadvertida

La modificación del estatuto de Edenor, que terminó de ser validada en mayo de 2024, prácticamente no tuvo visibilidad en la agenda pública. Sin embargo, con el paso del tiempo fue generando diferentes posicionamientos dentro del sector y también en áreas técnicas y legales del Estado.

Por un lado, existen voces que cuestionan que una compañía regulada pueda utilizar el flujo de fondos generado por tarifas que define el propio Estado para apalancar inversiones o adquirir activos que no estén directamente vinculados con su negocio principal. Bajo esa mirada, una distribuidora eléctrica debería priorizar la reinversión de sus recursos en ampliar las redes, mejorar la calidad del servicio y fortalecer la infraestructura necesaria para cumplir con su concesión, antes que funcionar como una suerte de private equity que invierte en otros activos.

En otra vereda fuentes consultadas por EconoJournal sostienen que esa interpretación responde a una concepción cada vez más desactualizada del negocio de las utilities —(empresas reguladas). A nivel internacional, argumentan quienes defienden esta visión, las compañías del sector tienden cada vez más a comercializar energía en un sentido amplio: electrones a través de la electricidad y moléculas mediante el gas natural, además de incorporar soluciones de almacenamiento, generación térmica y renovable y otros servicios energéticos.

La convergencia entre gas natural y electricidad es, además, particularmente relevante en un sistema como el argentino, donde buena parte de la generación eléctrica depende del abastecimiento del hidrocarburo.

Qué cambió en 2024

En términos jurídicos, la modificación del objeto social introdujo un cambio sustancial. Si el proceso de venta de Metrogas se hubiese realizado hasta 2023, Edenor habría estado imposibilitada de participar como tal en la adquisición de la participación accionaria de YPF en la distribuidora de gas. Desde mayo de 2024, en cambio, la compañía quedó habilitada legalmente para participar con su propio vehículo societario en procesos de adquisición como el que llevó adelante la petrolera bajo control estatal.

Una fuente cercana al Gobierno indicó que la decisión impulsada durante la gestión de Rodríguez Chirillo fue objetada en su momento por algunos funcionarios de segundas líneas en el gobierno. Finalmente, la posición del ex secretario de Energía, que dejó el cargo en octubre de 2024 reemplazado por María Tettamanti, terminó prevaleciendo.

Dos años después, algunas fuentes cercanas al Gobierno admiten que no está claro si la ampliación del objeto social de Edenor sería aprobada actualmente en los mismos términos.

“Es verdad que en su momento fue una decisión polémica, pero en lo personal que Edenor controle dos negocios regulados no me parece un problema grave en sí mismo. Al final del día, el Enrege y la Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) tendrán que analizarlo oportunamente”, indicó una fuente del Ejecutivo.

Un ex titular del área de Energía lo puso en estos términos: “No veo un argumento legal o vinculado con la defensa de la competencia que permita objetar por sí mismo que Edenor controle Metrogas. El mundo avanza hacia la venta de energía y hacia una mayor integración entre los negocios de distribución de gas y electricidad. No veo un obstáculo insalvable para habilitar la operación”.

El debate por la calidad del servicio

Uno de los argumentos de quienes cuestionan la diversificación es que una empresa regulada debería concentrar sus recursos en mejorar la prestación del servicio concesionado. Fuentes cercanas a Edenor responden que la ampliación de su objeto social no estuvo acompañada por un deterioro de la calidad del servicio y destacan que, por el contrario, los principales indicadores técnicos continuaron mejorando.

El SAIDI, el indicador que mide la duración promedio de las interrupciones, pasó de 27,6 horas por cliente en 2017 a 6,1 horas a marzo de 2026, una reducción del 78%. A su vez, el SAIFI, que mide la frecuencia de los cortes, cayó de 9 a 2,9 interrupciones promedio por cliente en el mismo período, una mejora del 67%. En ambos casos, los registros actuales se encuentran por debajo de los niveles de calidad exigidos a la distribuidora.

Un leading case regulatorio

En cualquier caso, el organismo regulador deberá tomar posición sobre la operación. El Enrege es conducido actualmente por su vicepresidente, Vicente Serra Marchese, dado que el cargo de presidente continúa vacante desde la salida de Marcelo Lamboglia. La Secretaría de Energía convocó a un nuevo concurso para seleccionar al titular del organismo, aunque ese proceso demandará varios meses.

La adquisición de Metrogas abre una discusión para la que no existen antecedentes de esta magnitud en el mercado argentino: una misma estructura accionaria pasará a controlar las dos mayores distribuidoras del país, una del sector eléctrico y otra del segmento de gas natural.

Por eso, la operación puede convertirse en un verdadero leading case regulatorio. La interpretación que adopte el organismo podría sentar las bases para definir cómo deberán analizarse hacia adelante operaciones que involucren la integración, bajo un mismo grupo empresario, de compañías reguladas pertenecientes a distintos segmentos del sector energético.

La propia resolución 271/2024 dejó planteadas algunas de las pautas con las que el ENRE entendía que debía evaluarse la ampliación del objeto social de Edenor. En uno de sus considerandos, el organismo señaló que, dentro del esquema previsto por los artículos 31 y 32 de la Ley 24.065, “no existiría posibilidad de que, a través de los cambios en el objeto social, se sufran perjuicios en el funcionamiento del sector”.

El ente regulador introdujo además una condición relevante: estableció que la normativa no prohíbe a Edenor emprender actividades no reguladas siempre que “no se afecte adversamente al servicio de la actividad regulada” y se proteja adecuadamente a los usuarios.

Y agregó otro elemento que cobra especial relevancia frente a la compra de Metrogas: la ampliación de actividades debería permitir aprovechar “economías de alcance” a través de activos y gastos comunes que tendrían que redundar en una disminución de costos para la actividad regulada.

Las sinergias entre Edenor y Metrogas

Ese último punto adquiere una dimensión concreta a partir de la adquisición de Metrogas. Existen potenciales sinergias entre las operaciones de Edenor y Metrogas dado que ambas compañías comparten buena parte de su área geográfica de prestación en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Esa superposición abre la posibilidad de compartir estructuras, servicios, tecnología y determinados costos operativos.

Lo concreto es que una modificación estatutaria que entonces pasó prácticamente inadvertida terminó convirtiéndose, casi dos años después, en una de las claves jurídicas y regulatorias para explicar cómo la mayor distribuidora eléctrica de la Argentina quedó habilitada para avanzar sobre el control de la principal distribuidora de gas natural del país.

, Nicolas Gandini

YPF informó este lunes que aceptó la oferta presentada por la distribuidora eléctrica Edenor para adquirir la totalidad de su participación accionaria en Metrogas y su comercializadora MetroEnergía, por un monto de US$ 780 millones.

Edenor es controlada mayoritariamente por el grupo Edelcos (Empresa de Energía Cono Sur S.A.), liderado por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. A su vez, Manzano ya cuenta con una participación de 9,23% en la principal distribuidora de gas del país a través de su vehículo de inversión Integra Capital.

La propuesta ganadora de la distribuidora eléctrica se impuso en el proceso competitivo frente a las ofertas presentadas por los otros cuatro grupos económicos que llegaron a la instancia final de la compulsa: Central Puerto (asociado a Ecogas y con accionistas como Guillermo Reca y Eduardo Escasany), el Grupo Pierri (encabezado por Alberto Pierri), el holding MSU (de Manuel Santos Uribelarrea) y el fondo Sophia Capital (accionista de Litoral Gas).

La decisión fue aprobada este lunes por el Directorio de YPF tras concluir un proceso de compulsa competitiva impulsado en los últimos meses, informó mediante un Hecho Relevante a la CNV. No obstante, antes de concretarse deberá ser aprobada por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) y la Autoridad Nacional de la Competencia. Además, que la Secretaría de Energía finalmente apruebe la extensión de la concesión de Metrogas que vence en diciembre de 2027.

Con esta decisión, la conducción de la petrolera avanza con el mandato de focalizar de manera exclusiva sus flujos de caja y esfuerzos técnicos en la producción no convencional. La venta de la mayor distribuidora de gas del país busca liberar recursos para acelerar el desarrollo masivo de Vaca Muerta, con la meta fijada de consolidar a la compañía como un actor shale de escala internacional y potencia exportadora de hidrocarburos.

Una intimación y una venta que se demoró 10 años

En enero de 2017, una vez realizada la Revisión Tarifaria Integral que impulsó el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, el entonces Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) intimó a YPF para que se desprenda de Metrogas cumpliendo de ese modo con la ley 24.076 que regula al sector. La norma no solo prohíbe que un productor controle a una distribuidora sino también que una distribuidora le compre más del 20% del gas a un mismo productor.

El regulador puso como fecha límite para que se concrete la venta el 31 de diciembre de 2017, pero YPF recurrió esa determinación mediante un recurso administrativo en el área de Legales del Enargas porque aseguró que una fecha tope de venta afectaba el valor de la acción de la distribuidora.

Más allá de la discusión sobre el deadline, la petrolera argentina contrató al Citibank para que lidere la desinversión. En 2017 se inició un concurso público internacional donde varias multinacionales mostraron su interés por la firma. Sin embargo, fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que hacia fines de ese año la petrolera dejó trascender que quería mantener un co-control sobre Metrogas, lo cual desalentó a los jugadores extranjeros que se retiraron de la compulsa. Finalmente, el listado de empresas interesadas se redujo a tres grupos locales: Integra de Manzano, CGC de Corporación América y Disvol de Alejandro Macfarlane. Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, inicialmente también había mostrado interés, pero no participó del concurso.

En abril de 2018, luego de que no se prorrogara la Ley de Emergencia Pública que frenaba la aplicación de la ley 24.076, Aranguren insistió para que YPF concretara la venta, pero la compañía siguió demorando el proceso y la crisis económica que se desató ese año hizo que fuera virtualmente imposible concretar la operación.

Ya durante el gobierno de Javier Milei, Horario Marín planteó en varias ocasiones su interés por avanzar con la venta de Metrogas con el argumento de que la distribuidora no está dentro de las actividades que deben formar parte del foco de la compañía.

Finalmente, este año YPF inició el proceso formal para desprenderse de su participación accionaria en Metrogas. A mediados de enero autorizó al Citi —el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta— a empezar a contactar a inversores interesados en el activo.

Un activo estratégico

Metrogas abastece a más de 2,4 millones de clientes en un área de concesión que abarca la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 municipios del sur del Gran Buenos Aires, lo que representa casi el 27% del total de los usuarios conectados a la red gasífera del país.

Con un tendido de cañerías que supera los 18.000 kilómetros de extensión, la firma entrega aproximadamente el 18% del gas suministrado a nivel nacional, posicionándose como una pieza de infraestructura central para la demanda residencial, comercial e industrial del área metropolitana.

Tras años de congelamiento tarifario, entre 2023 y 2025 la compañía duplicó su ganancia bruta, cuadruplicó su resultado operativo y redujo su nivel de endeudamiento financiero y comercial a un tercio.

, Redaccion EconoJournal

El oficialismo de Rolando Figueroa buscará bajarle el tono en la Legislatura de Neuquén al escándalo diplomático por la presión de Estados Unidos para que la cooperativa CALF cancele un contrato con la firma china Huawei para la provisión de fibra óptica en la provincia. Este miércoles tomarán estado parlamentario dos proyectos que buscan repudiar los dichos de funcionarios de la Embajada norteamericana pero no cuentan, por ahora, con apoyo de La Neuquinidad para prosperar en el recinto.

«Hay que tener cuidado», advirtió un legislador cercano al gobernador, quien planteó que un eventual repudio podría dejar en una posición incómoda a la Provincia frente a futuras búsquedas de inversiones en Estados Unidos.

Los dos proyectos ingresaron este lunes en la Legislatura e iniciarán su trámite parlamentario formal el miércoles en sesión.

El primero fue presentado por 12 diputados entre los que hay integrantes del MPN, de Unión por la Patria, la UCR y Fuerza Libertaria. Fue iniciado por la diputada Cielubi Obreque (MPN), asesora legal de la cooperativa CALF actualmente en uso de licencia por su cargo político.

El texto comunica «su más enérgico repudio, rechazo y preocupación por las comunicaciones remitidas a través de un servicio de mensajería instantánea por el señor Andrew Dilts, agregado de Asuntos Económicos de la Embajada de los Estados Unidos de América en Argentina, a un gerente de la Cooperativa Provincial de Servicios Públicos y Comunitarios de Neuquén Limitada -CALF-, con motivo de las relaciones comerciales de dicha entidad con la empresa de origen chino Huawei para la compra de equipamiento tecnológico».

También manifiesta su solidaridad con la cooperativa y solicita a la Embajada de Estados Unidos que informe si las comunicaciones de Dilts «reflejan una posición oficial» de esa representación diplomática o del gobierno estadounidense respecto de las iniciativas tecnológicas de CALF.

Entre las firmas del MPN no figuran las más cercanas a Figueroa y al intendente de Neuquén capital, Mariano Gaido, como son las de los diputados Gabriel Álamo, Claudio Domínguez o Ludmila Gaitán.

El segundo proyecto lo presentó el diputado del FIT, César Parra, y declara «su enérgico rechazo a las acciones y declaraciones de la Embajada de Estados Unidos en nuestro país en relación con el contrato suscripto entre CALF y la empresa Huawei por considerarlas como una intromisión colonial».

Ninguna de las iniciativas sumó aval del interbloque de La Neuquinidad, desde donde advirtieron a EN/CLAVE que es necesario «bajar la espuma» del escándalo.

«Bajarles el tono»

El hecho se da justamente en momentos donde el gobierno de Neuquén busca atraer a nuevos jugadores norteamericanos a Vaca Muerta.

Como contó EconoJournal, hay interés de al menos dos firmas de Estados Unidos en la licitación de 15 bloques que realizará este mes la estatal GyP: Continental Resources, que ingresó formalmente a la provincia el año pasado, y también la texana Brigham Exploration LLC.

«¿Los legisladores de Neuquén van a repudiar a una Embajada de un país porque les va a quitar las visas a unos funcionarios? ¿Y cuándo el gobernador viaje a Houston a buscar inversiones qué va a pasar? Hay que tener cuidado», analizó un diputado sobre los proyectos.

La estrategia en el recinto podría pasar por forzar un tratamiento de los textos en comisión para poder «bajarles el tono». En otras ocasiones, frente a disyuntivas similares, se optó por reemplazar la palabra repudio por «preocupación», por ejemplo, aunque no está claro si ese sería el camino esta vez.

El proyecto que reunió la mayor cantidad de firmas plantea en sus considerandos que la Legislatura «reconoce plenamente la potestad soberana de los Estados Unidos de América para definir y aplicar su propia política migratoria» y el derecho de su representación diplomática a expresar, por los canales oficiales, las preocupaciones de su gobierno.

Pero define que «una cosa es el ejercicio soberano de esa potestad; otra es la eventual invocación de sus consecuencias personales sobre un trabajador, a través de un canal no institucional y sin facultades para decidir sobre la continuidad de una iniciativa que corresponde a los
órganos de gobierno de una cooperativa argentina».

«Esa combinación, con independencia de la intención de quien la formule, resulta susceptible de condicionar el proceso de toma de decisiones de una entidad radicada en territorio neuquino y de involucrar, sin resguardos institucionales, a un trabajador que no debe cargar individualmente con las consecuencias de decisiones que pertenecen a la institución», añade el escrito presentado por la diputada Cielubi Obreque.

Los planes de CALF con Huawei

En la carta que el embajador estadounidense Peter Lamelas envió a CALF confirmó que las intenciones de culminar e contrato entre la cooperativa y Huawei tienen como objetivo garantizar la seguridad nacional y la de Estados Unidos «dada la importancia de Vaca Muerta para la economía de Neuquén y para las propias operaciones de CALF».

Y argumentó que Huawei es una empresa que reporta al Partido Comunista Chino y que las empresas sujetas a las leyes de inteligencia y seguridad chinas «están obligadas» a entregarle los datos que recopilan.

Según había publicado la propia cooperativa en abril de este año, tras una visita de funcionarios a la casa matriz de la firma en la ciudad china de Shenzhen, el acuerdo tenía entre sus ejes la adquisición de «soluciones de fibra óptica para WiFi en espacios públicos y grandes superficies» y la integración «hacia un Datacenter propio a realizar en conjunto con la municipalidad de Neuquén en el tercer edificio del Polo Tecnológico próximo a licitarse».

CALF es proveedora de fibra óptica en el plan de conectividad que está desplegando el gobierno provincial y también tenía intenciones de avanzar en nodos de seguridad y el sistema de cámaras de videovigilancia, según pudo saber este medio.

Si la cooperativa decide mantener su contrato con la empresa china, el Ejecutivo de Figueroa deberá definir si hace lo mismo con las eventuales contrataciones de CALF, evaluaron en la Legislatura.

El intendente Mariano Gaido también había visitado la empresa a principios de este año como parte de una gira oficial por China y Japón y avanzado en negociaciones para evaluar la posibilidad de incorporar tecnología de Inteligencia Artificial de Huawei al Parque Solar que proyecta el municipio en la meseta junto con CALF.

, Andrea Durán

La provincia de Río Negro avanza en la consolidación de la infraestructura logística y técnica necesaria para dar soporte al proyecto Argentina LNG. La secretaria de Energía y Ambiente provincial, Andrea Confini, confirmó que el Ejecutivo local planifica la ejecución de la «Ruta de las Arenas», un corredor vial clave para agilizar el traslado de este insumo clave ante el deterioro de las rutas nacionales.

Además, informó que trabajan en la creación del nuevo Instituto Vaca Muerta junto al Southern Alberta Institute of Technology (SAIT) de Canadá, entidad de referencia global en instrucción para el sector energético, el cual estará listo a fines del año próximo.

En una entrevista en El Fondo del Pozo, la funcionaria anunció que trabaja en una reingeniería del transporte terrestre para absorber el creciente flujo de insumos que demanda la actividad no convencional, especialmente en el traslado de arenas a través de una nueva traza paralela a la Ruta Nacional 22.

Cómo es la nueva «Ruta de las Arenas»

La industria proyecta que la demanda de arenas de fractura en Vaca Muerta crecerá de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 a un rango de entre 7 y 8 millones de toneladas hacia 2027, lo que representa un incremento cercano al 45%. Sin embargo, la logística actual para trasladar ese volumen enfrenta un severo cuello de botella debido al mal estado de las rutas y las congestiones de tránsito.

“El crecimiento de la actividad en Vaca Muerta exige ordenar de manera integral la conectividad y el transporte de insumos. Estamos evaluando y planificando esquemas que contemplan distintas alternativas para no saturar la red vial existente”, señaló la secretaria de Energía.

En este contexto se encuadra el proyecto de la “Ruta de las Arenas”, una traza vial estratégica proyectada sobre la zona productiva del Alto Valle que conectará el tramo comprendido entre General Roca y el norte de Cinco Saltos. Este trazado permitirá ingresar a Añelo y a los yacimientos de Vaca Muerta sin necesidad de atravesar los actuales puentes carreteros que unen Neuquén con Río Negro.

El corredor estará destinado exclusivamente al tránsito masivo de insumos clave para la industria petrolera. De acuerdo con Confini, el proyecto aportará un doble beneficio: desviará el tránsito pesado de gran tonelaje fuera de las rutas urbanas utilizadas habitualmente por la población y otorgará mayor certeza operativa en tiempos y costos logísticos a las empresas operadoras y de servicios.

“Todo lo que ingresa a Neuquén para el desarrollo del oil & gas pasa por Río Negro y la logística hace competitivo o no a un proyecto. Es interés de la provincia y del sector privado que esa ruta exista, por lo que oportunamente nos sentaremos a conversar con los privados para definir las herramientas de financiamiento de esta obra”, señaló Confini respecto al esquema de inversión.

En paralelo, la funcionaria afirmó que la provincia continúa las negociaciones con el Gobierno Nacional para concretar el traspaso de las rutas nacionales 22 y 151, aunque aclaró que las tratativas se encuentran trabadas debido a contratos de ampliación pendientes de resolución.

Planifican la creación de un nuevo instituto de formación

Confini reveló además que trababan junto al Southern Alberta Institute of Technology en la creación del Instituto Vaca Muerta, que estará operativo para fines de 2027. La fecha coincide con la llegada proyectada de las primeras unidades flotantes de licuefacción (FLNG) y el inicio formal de los despachos de gas natural licuado al mercado internacional entre finales de ese año y comienzos de 2028.

«Cuando analizamos los requerimientos técnicos que va a demandar un proyecto de la magnitud de Argentina LNG en la costa rionegrina, identificamos que existe una brecha estructural entre la oferta educativa que hoy tiene la provincia y las necesidades reales de la industria», sostuvo la funcionaria.

En este sentido, afirmó que el desafío no implica únicamente la contratación de mano de obra para la fase de construcción de los proyectos de GNL que lideran Southern Energy (SESA) e YPF, sino también “garantizar que los profesionales rionegrinos estén capacitados para operar y mantener la infraestructura a lo largo de las décadas de vida útil del proyecto», explicó Confini.

Para alinear los programas a la demanda real de la cuenca, la provincia articula el proyecto con las principales empresas del sector, además de contar con el respaldo científico-técnico del Instituto Balseiro.

Según precisó la secretaria de Energía, el centro educativo contará con una oferta académica orientada a tres áreas operativas críticas: Operación y mantenimiento de plantas de licuefacción, Gestión de logística portuaria pesada y servicios marítimos complejos y Sistemas de separación, fraccionamiento y manejo de criogenia.

Para esto, la provincia también implementará un curso básico de nivelación para alumnos que culminen las escuelas secundarias técnicas, el cual incluirá contenidos de física, química, matemática e inglés. El objetivo es que los aspirantes cuenten con los saberes necesarios al momento de rendir el examen de ingreso. “Todas las operaciones a bordo de los buques metaneros, las plantas flotantes y la normativa internacional de navegación se manejan en inglés. Si queremos que nuestra gente ocupe mandos medios y puestos de alta calificación operativa en esas instalaciones, el dominio técnico del idioma es un requisito excluyente”, remarcó la funcionaria.

Por otro lado, indicó que se encuentran trabajando con la Prefectura Naval Argentina para que los egresados del instituto cuenten con las habilitaciones y permisos requeridos por la normativa nacional para desempeñarse en entornos marítimos.

, Laura Hevia

El informe mensual desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial en relación a junio de 2026, presentó una recuperación en la producción y en las ventas locales respecto al mes anterior, impulsada por la reanudación de actividades tras paradas de mantenimiento e incrementos programados, mientras que las exportaciones en volumen físico mostraron una retracción puntual frente a mayo.

En lo relativo a la producción, durante junio el sector registró un incremento del 8% en la comparación mensual.Este avance estuvo impulsado principalmente por la recuperación de los finales agroquímicos, que retomaron la actividad tras una parada anual de mantenimiento, y por el aumento en los intermedios, en línea con la programación de ventas. Los básicos orgánicos tuvieron un comportamiento mixto con alzas y bajas según el producto, mientras que los finales termoplásticos mostraron una caída explicada por la menor demanda del período.En el análisis interanual, la producción mostró una suba del 12%, acumulando un crecimiento del 2% en los primeros seis meses de 2026.

En el informe mensual de la CIQyP®, las ventas locales experimentaron una recuperación del 4% en la variación mensual. El avance estuvo impulsado por los intermedios, que retomaron las ventas locales tras no registrar actividad el mes anterior, y por los básicos orgánicos, que mostraron mayor volumen comercializado, sumado a la contribución positiva de los finales agroquímicos por un efecto combinado de mayor precio y volumen. Los básicos inorgánicos registraron variaciones acotadas, mientras que los finales termoplásticos no reportaron justificaciones significativas en ventas locales para el período. A nivel comparativo, el sector reflejó una contracción interanual del 1% y un crecimiento acumulado del 3% en lo que va del año.

Por su parte, las exportaciones mostraron una retracción al consolidar una retracción mensual del 25% con respecto a mayo.Esta baja estuvo explicada principalmente por los básicos orgánicos, donde algunos productos no registraron ventas al exterior y otros mostraron disminuciones en sus volúmenes exportados, y por los intermedios, que también aportaron menores volúmenes exportados. En contraste, los finales termoplásticos mostraron una mejora aprovechando el sobrante del mes anterior y el aumento de producción para incrementar su colocación en el mercado externo, mientras que los finales agroquímicos exhibieron un comportamiento mixto en precio y volumen.Con relación a los indicadores comparativos, las exportaciones cayeron un 18% frente a junio de 2025; mientras que el acumulando del año presentó una suba del 8%.

Exportaciones del sector

En el segmento de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) del sector, la tendencia mensual mostró pequeñas contracciones del 3% en producción y del 2% en las ventas locales. Si se analiza el comportamiento interanual, la producción de este sector aumentó un 18% y el mercado interno se expandió un 27%. A nivel acumulado de los primeros seis meses, se consolidan alzas del 5% en producción y del 12% en ventas locales, mientras que las exportaciones arrastran una caída en el acumulado de este año del 26%, tras haberse mantenido estables (0%) en la variación mensual.

Durante junio de 2026, las exportaciones del sector registraron un incremento del 11% respecto a mayo, mientras que las importaciones subieron un 12% en el mismo período (ambas medidas en dólares). En comparación interanual, las exportaciones crecieron un destacado 84%, mientras que las importaciones presentaron un aumento del 4%. Como resultado de la evolución del comercio exterior en los primeros seis meses del año, las exportaciones acumuladas crecieron un 58% y las importaciones cayeron un 1%, permitiendo que el déficit de la balanza comercial sectorial se redujera un 44%.

La capacidad instalada de las industrias

Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostró niveles del 61% para los productos básicos e intermedios y de 94% para los productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante junio de 2026, fueron de 312 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.770 millones en el primer semestre del año.

«Los resultados de junio muestran que la actividad industrial continúa transitando una recuperación gradual, con productos del sector que aumentaron demanda por los acontecimientos del golfo pérsico. Observamos una pequeña mejora en la demanda local. El desafío hacia adelante será consolidar esta tendencia, fortalecer la competitividad y generar las condiciones necesarias para impulsar las inversiones y ampliar la capacidad exportadora del sector», destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

El informe Securing the Oil and Gas Resources of the Future, elaborado por Boston Consulting Group (BCG) y el Center for Energy Impact, advierte que hasta el 80% de las mayores compañías de petróleo y gas enfrentarán caídas significativas de producción hacia 2040 tras una década de menor reinversión en exploración y producción de petróleo y gas. El sector necesita retomar inversiones selectivas para reemplazar la producción que se pierde a medida que declinan los activos existentes y Vaca Muerta se presenta como una oportunidad en ese contexto.

La mayoría de las petroleras enfrentará caídas de entre el 20 y el 50%, mientras que un grupo más reducido podría ver disminuir su producción en un 60 % o más.

Si bien la exploración continuará siendo una herramienta para fortalecer los portafolios de algunas compañías, el informe señala que no será una solución para todos los actores y difícilmente constituirá la principal fuente de reservas hacia 2040. Por lo tanto, la mayor parte de la oferta futura provendrá de la producción existente y de recursos que ya están en desarrollo o han sido descubiertos.

Otro dato relevante del informe es que el 45% del valor presente neto de los recursos líquidos aún disponibles en el mundo se encuentra en mercados controlados por los Estados o con acceso restringido. En el caso del gas natural, esa proporción alcanza el 35% de la producción acumulada proyectada.

Para los gobiernos, maximizar el valor de esos recursos requerirá atraer socios con las capacidades adecuadas y ofrecer marcos estables, términos claros y una alineación genuina de intereses.

Oportunidades para Vaca Muerta

El escenario luce propicio para el desarrollo de Vaca Muerta, aunque el informe remarca la necesidad de sostener inversiones, incorporar tecnología y desarrollar reservas de manera eficiente para fortalecer la competitividad del país y aprovechar el potencial de uno de los recursos no convencionales más importantes del mundo.

“Después de una década marcada por una mayor disciplina en la asignación de capital, la longevidad de los portafolios vuelve a convertirse en una prioridad estratégica. El sector necesita retomar inversiones selectivas para reemplazar la producción que se pierde a medida que declinan los activos existentes. Para Argentina, este desafío coincide con la oportunidad de consolidar el desarrollo de un recurso de clase mundial como Vaca Muerta”, señaló Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.

“Las compañías que se destaquen serán aquellas que tengan una estrategia de renovación de portafolio coherente con sus capacidades, su posición financiera y las áreas donde cuentan con ventajas diferenciales. Para Argentina, esto implica seguir fortaleciendo la competitividad y las capacidades tecnológicas alrededor de activos estratégicos como Vaca Muerta”, agregó De Lella.

, Nicolás Deza

Un colapso parcial del muelle de la Terminal Exolgan, ubicada en Dock Sud, obligó a desplegar un operativo de emergencia para retirar dos grúas transtainer que quedaron afectadas por el incidente y avanzar posteriormente con la recuperación de la infraestructura portuaria.

El hecho ocurrió el sábado 1° de agosto, en el marco de las condiciones climáticas que afectaron a la zona. Las grúas transtainer son equipos móviles sobre neumáticos utilizados habitualmente para la manipulación y el apilamiento de contenedores dentro de las terminales portuarias.

Tras el incidente, la terminal convocó a Servimagnus para llevar adelante las tareas de extracción. La compañía informó que en menos de 48 horas realizó las inspecciones preliminares, definió la metodología de trabajo y movilizó la grúa flotante Magnus VI, junto con un remolcador de apoyo y equipamiento auxiliar.

El operativo

El operativo también requirió realizar las gestiones correspondientes ante la Prefectura Naval Argentina para obtener las autorizaciones necesarias para ejecutar las maniobras. La extracción de las dos grúas permitió despejar el área afectada y habilitar el inicio de las acciones destinadas a recuperar la infraestructura dañada en el sector del muelle.

De acuerdo con Servimagnus, uno de los principales desafíos del operativo estuvo relacionado con la necesidad de diseñar y ejecutar las maniobras en un plazo acotado, debido a que la presencia de los equipos afectados condicionaba las tareas posteriores de recuperación.

“En este tipo de emergencias el tiempo es un factor determinante. Nuestra fortaleza radica en contar con medios propios, personal altamente especializado y procedimientos consolidados que nos permiten movilizarnos de manera inmediata para asistir a nuestros clientes cuando más lo necesitan”, señaló Marcos De Vincenzi, gerente general de Servimagnus.

La operación requirió combinar ingeniería especializada, medios de izaje y apoyo marítimo, además de protocolos de seguridad específicos para trabajar sobre una infraestructura que había sufrido daños. La grúa flotante Magnus VI fue utilizada para completar las maniobras de extracción de los equipos.

El operativo se enmarca en las tareas de salvamento y recuperación de infraestructura portuaria que se realizan ante incidentes que afectan instalaciones marítimas y equipos de operación. En este caso, la remoción de las grúas constituyó una de las primeras etapas necesarias para avanzar con la recuperación del sector afectado de la terminal, según precisaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

La Patagonia argentina siempre fue sinónimo de viento, ahí se montaron los primeros parques eólicos del país. Sin embargo, con el desarrollo de la industria durante la última década el mapa cambió: la provincia de Buenos Aires posee en la actualidad 1.999 MW de capacidad eólica instalada por encima de los 1.914 MW que suman Neuquén, Río Negro, Chubut y Santa Cruz, según datos de Alpes Energy, firma que acompaña a grandes usuarios en contratación y gestión de energía renovable

La comercializadora eléctrica mapeó los parques eólicos de Argentina y relevó que en abril de 2026 se llegó a 1.249 aerogeneradores en total instalados en nueve provincias argentinas, distribuidos en 72 parques y con 4.558 MW de potencia habilitada. Dentro de ese total, Buenos Aires tiene 513 aerogeneradores, mientras que las cuatro provincias patagónicas con producción eólica suman, entre todas, 558 equipos. No obstante, en potencia eólica instalada el territorio bonaerense las supera levemente a las cuatro en conjunto.

Vientos, puerto y suelo bonaerense

La respuesta al por qué del desarrollo a escala de la energía eólica en Buenos Aires combina factores como calidad y regularidad de viento, disponibilidad de suelo, infraestructura eléctrica y mayor cercanía que la Patagonia al principal centro de consumo del país en AMBA. Hay parques eólicos en Bahía Blanca, Tornquist, Villarino, Tandil y Olavarría, entre otros partidos.

Estudios académicos describen vientos de velocidad media de entre 7 y 9 metros por segundo (cerca de 30 kilómetros por hora) a 100 metros de altura en zonas como Bahía Blanca, con factores de capacidad media que pueden llegar al 50%. Son vientos de primera clase mundial para generar electricidad.

Al viento se suma la infraestructura. El Puerto de Bahía Blanca, de aguas profundas y apropiado para la descarga de componentes importados, es un actor fundamental del ecosistema eólico bonaerense. Las operaciones llegan a 2026. Entre mayo y julio de este año arribaron a ese puerto tres buques con palas, bujes y otros componentes eólicos por más de 13 mil toneladas, según señalaron a EconoJournal desde el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca.

Esa cercanía entre puerto, parques eólicos y red de transporte eléctrico reduce costos logísticos que en la Patagonia pesan más (si bien hoy, como en otros sitios del país, existe el cuello de botella de mayor necesidad de transmisión eléctrica).

Luego está la disponibilidad de suelo para montar aerogeneradores, que en la provincia de Buenos Aires tiene la particularidad además de que se da en convivencia con la producción agropecuaria.

Casi un 40% más de potencia eólica en seis años

Alpes Energy advierte sobre un cambio de escala en los últimos seis años: “a comienzos de la década, el relevamiento de la Cámara Eólica Argentina contabilizaba 961 aerogeneradores, 57 parques y 3.292 MW. Frente a aquella fotografía, el país habría incrementado aproximadamente un 30% la cantidad de máquinas y un 38% su potencia eólica”.

También explica que la capacidad crece más que el número de aerogeneradores porque los nuevos equipos son más potentes. Tienen rotores de mayor diámetro y torres capaces de aprovechar mejor el viento. El ejemplo más reciente es el del parque eólico General Levalle en Córdoba, que se inauguró en 2025 con 25 aerogeneradores de 6,2 MW de capacidad cada uno.

Como explica la empresa, la expansión de la producción de energía eólica se produjo principalmente a partir del régimen de promoción renovable, las rondas RenovAr y el Mercado a Término de Energías Renovables, que permitió a grandes usuarios contratar electricidad proveniente de fuente renovable con un comercializador o generador.

Durante 2025, las renovables comprendidas por la Ley 27.191 produjeron alrededor de 26.660 GWh y cubrieron cerca del 19% de la demanda eléctrica argentina. La legislación había fijado como objetivo alcanzar el 20% del consumo nacional al finalizar ese año, por lo que el sistema quedó muy cerca de la meta.

Cammesa realiza un seguimiento mensual de las reducciones de despacho de las centrales eólicas y solares. Estas restricciones ocurren cuando un parque está en condiciones de generar, pero debe reducir su entrega por limitaciones de transporte, seguridad o capacidad de absorción del sistema.

En marzo de 2026, la reducción de generación renovable alcanzó 91.580 MWh, el mayor registro desde 2020. Patagonia tuvo que restringir 22.914 MWh y varios parques eólicos de Chubut estuvieron entre los proyectos más afectados.

En su mapeo de generación eólica Alpes Energy señala que el crecimiento de esa industria, para continuar su ritmo creciente, debe ser acompañado por nuevas líneas de alta tensión, ampliaciones de estaciones transformadoras y herramientas que aporten flexibilidad a la operación.

, María Eugenia Rodríguez

El voto negativo de la senadora Julieta Corroza a la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada, en la madrugada del viernes, marcó un límite al entendimiento entre el gobierno de Rolando Figueroa y el de Javier Milei. No estuvo en duda «jamás», aseguraron en el gobierno de la provincia, aunque es cierto que no se había anticipado definición sobre el tema.

«Ideológicamente no compartimos la ley», fue el argumento sobre una decisión que se cocinó a fuego lento, tras varios meses de negociaciones para adecuar el texto con las pretensiones del bloque.

El corazón de la crítica era el capítulo de la extranjerización y también el que derogaba la protección de 60 años para los bosques nativos o implantados que hubieran sufrido incendios.

Corroza mantuvo el misterio sobre su voto hasta el último minuto y, para eso, tuvo que bajar su nombre de la lista de oradores que la tenía primera entre los discursos de cierre de bloque. Tenía un discurso preparado con énfasis en el «modelo neuquino» pero, en lugar de argumentar su decisión pasadas las 22, como estaba previsto, pulsó el botón «negativo» a la 1:24 del viernes. «Me pareció que acción mataba relato», dijo a EN/CLAVE.

Un eventual apoyo a la ley amenazaba con generarle al gobierno de Figueroa un costo político alto frente a una ganancia prácticamente inexistente a menos de un año de la elección. 

«Confundieron las propuestas y el trabajo de una senadora con un acompañamiento incondicional», dijo Corroza sobre las declaraciones de Patricia Bullrich que daban por hecho su voto a favor. Ratificó que su «único jefe político es Rolando» y que tampoco el gobernador recibe órdenes de nadie, en relación con las versiones que le asignaron a Sergio Massa un rol de «articulador» con los gobernadores para bajar los capítulos más polémicos.

Igualmente, no abandonó el grupo de Whatsapp de «los 44» como sí hizo uno de sus pares de Santa Cruz, ofendido por la calificación de «tibios del medio» que les propinó Bertie Benegas Lynch por haberlos forzado a retirar el capítulo de la extranjerización.

«Fue un exabrupto», se disculpó después el libertario con la neuquina en un cruce de pasillo.

«Fue raro»

El senador de La Libertad Avanza, Pablo Cervi, defendió el viernes los jirones de la media sanción como un avance «positivo» sobre cuestiones que traerán previsibilidad a las inversiones como el régimen de expropiaciones o los procedimientos de desalojo.

Dijo que, como oficialista, elegía «dar la cara» tras el resultado de la votación, al que vinculó a un error en el manejo de los tiempos. «Se extendió tanto el tratamiento post Mundial que generó todo un laburo de comunicación del otro lado, reforzado con marchas, que terminó condicionando a los gobernadores», evaluó.

Pero reconoció que «fue raro» el voto negativo de Julieta Corroza, con quien apenas cruzaron un saludo cordial el jueves de la sesión.

En La Libertad Avanza no ven del todo mal la actitud de La Neuquinidad: después de todo, no implica una ruptura del vínculo y sirve para reforzar la identidad política de cada uno. «Demuestra que hay una diferencia ideológica importante», evalúan en el partido.

Por otro lado, piensan, descarta la idea de un acuerdo electoral entre el gobierno de Javier Milei y el de Rolando Figueroa para que los libertarios no compitan en Neuquén el año que viene. En este razonamiento, de haber existido tal pacto, los provincialistas deberían haberlo cumplido.

Lanzamiento en Río Negro

En Río Negro, este sábado habrá una primera avanzada del peronismo local de cara a las elecciones del 2027. María Emilia Soria, actual intendenta de General Roca, encabezó el sábado un acto que funcionó como una suerte de lanzamiento, aunque sin ese título, de su candidatura a gobernadora.

La exdiputada nacional busca recuperar la provincia para el PJ, tras el frustrado gobierno de su padre, Carlos Soria, quien murió pocos días después de asumir, en 2012. Como ya contó EN/CLAVE, llega a ese lugar desde una posición crítica de la gestión de Alberto Weretilneck, su apuesta por los hidrocarburos y la falta de derrame sobre las economías locales.

En el gobierno provincial hablan de un escenario de tercios para el 2027, con el oficialismo de Juntos Somos Río Negro ocupando el primer lugar de la carrera. Le seguiría Soria y, en un tercer lugar, el exintendente de Cipolletti y nuevo libertario, Aníbal Tortoriello. Todo supeditado a lo que eventualmente defina La Libertad Avanza respecto de su candidato: también tiene para jugar la opción del senador Enzo Fullone, quien salió bien parado de las elecciones legislativas del 2025.

En noviembre habrá un primer ensayo electoral en la provincia con la elección de convencionales para reformar la Carta Orgánica de Bariloche. Es una empresa que se propuso el intendente Walter Cortés, un outsider con más experiencia sindical que política que ganó en 2023 con un espacio vecinal, logró consolidar una buena imagen y se convirtió ahora en uno de los mimados por Weretilneck.

El sábado pasado, la Asamblea de JSRN se reunió en Choele Choel y delegó en la Mesa Ejecutiva Provincial del partido la facultad de definir la política de alianzas que llevará a esa elección. Podrá ser el anticipo de una sociedad entre ambos dirigentes que se repetiría en el 2027. Bariloche es la ciudad más poblada de Río Negro y tener un buen desempeño ahí representa una de las claves para conservar la gobernación.

, Andrea Durán

La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE), que nuclea a cámaras de empresas de servicios e insumos de Neuquén, y el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que conduce Marcelo Rucci, manifestaron este viernes su rechazo a la decisión de Halliburton Argentina de exigir a sus pymes proveedoras una reducción de hasta el 23% en los contratos vigentes.

Ambas organizaciones expresaron su repudio ante la naturaleza unilateral de la medida y advirtieron sobre los severos riesgos que esta imposición acarrea tanto para la sustentabilidad de las empresas locales como para la continuidad de las fuentes de trabajo en Vaca Muerta.

La controversia comenzó tras la notificación enviada por la firma multinacional de servicios especiales a sus contratistas regionales, imponiendo un recorte sobre los valores contractuales vigentes entre agosto y diciembre, con un plazo perentorio de siete días para su aceptación sin instancias previas de negociación.

Las entidades explicaron que la medida ocurre en un contexto donde las proveedoras locales han realizado inversiones significativas para ampliar su capacidad operativa, mientras que la casa matriz de Halliburton Company -aseguran- reportó ganancias netas globales por u$s534 millones en el segundo trimestre de 2026 y destinó cerca de u$s200 millones a la recompra de acciones.

El rechazo de las pymes neuquinas de servicios

Desde la federación empresarial manifestaron su «más enérgico rechazo a la decisión adoptada por Halliburton Argentina S.R.L. de exigir a sus empresas proveedoras una reducción de hasta el 23% en los contratos vigentes, bajo plazos perentorios y sin una instancia previa de diálogo».

La entidad fundamentó que «este tipo de medidas unilaterales resultan inadmisibles y trasladan el costo de los procesos de ajuste a las pequeñas y medianas empresas neuquinas, que son las principales generadoras de empleo, inversión y desarrollo local», agregando que «quienes apostaron durante años al crecimiento de Vaca Muerta no pueden convertirse en la variable de ajuste de compañías de alcance global».

En esa línea, FECENE remarcó que las contratistas incorporaron tecnología y ampliaron su capacidad para responder a la demanda del sector, por lo que «pretender modificar de manera intempestiva las condiciones de contratos en ejecución compromete seriamente la sustentabilidad de ese entramado productivo y pone en riesgo la continuidad de numerosas pymes regionales«.

Asimismo, enfatizaron que «la competitividad de la industria no puede construirse sobre el debilitamiento de la cadena de valor local» y advirtieron que la medida de la empresa de servicios «contradice el espíritu de la Ley Provincial 3338, creada precisamente para fortalecer la participación de las empresas neuquinas».

Para finalizar su pronunciamiento, la entidad instó a Halliburton a «dejar sin efecto esta medida e iniciar de manera inmediata una instancia de diálogo con sus proveedores, en un marco de buena fe que permita encontrar alternativas razonables y sostenibles».

El gremio califica la medida como «una calamidad»

Por su parte, el Sindicato de Petroleros Privados denunció que las compañías de servicios están ahogando al entramado pyme local, ocasión en la que su secretario general, Marcelo Rucci, calificó la decisión como «una calamidad».

El dirigente gremial sostuvo que «las empresas locales son grandes generadoras de trabajo y estas decisiones unilaterales golpean directamente sobre el entramado empresario de la cuenca«, agregando que «acá no hay una propuesta ni una mesa de diálogo; una empresa dominante decide mejorar sus números y descarga el ajuste sobre quienes menos margen tienen para soportarlo».

En cuanto al impacto directo sobre los trabajadores, Rucci aseguró que la organización gremial se encuentra en estado de alerta y advirtió que no permitirán que la presión financiera sobre las pymes comprometa al personal de la industria. «Esto no puede afectar a un solo compañero. La industria recibió enormes beneficios para invertir y producir. No puede ser que nuevamente pretendan que los más débiles paguen los platos rotos», remarcó el líder sindical al evaluar la situación de la cuenca.

Finalmente, el referente de Petroleros Privados hizo hincapié en la desproporción de la exigencia considerando los balances de la compañía multinacional. «Cuando se pretende sacar casi una cuarta parte del valor de un contrato que ya está en ejecución, el ajuste termina cayendo sobre el empleo, y eso no lo vamos a permitir», advirtió Rucci, concluyendo en que «una compañía global que gana más de u$s500 millones en un trimestre no puede pretender que una pyme neuquina de treinta empleados resuelva su problema de competitividad».

, Redacción EconoJournal

Para comprender el impacto climático de una organización hay que observar más allá de sus operaciones. Es ahí donde aparece el Alcance 3, que reúne las emisiones indirectas generadas a lo largo de la cadena de valor, asociadas a bienes y servicios, materiales, transporte, viajes, residuos y uso de productos.

Su medición suele ser la más compleja porque requiere trabajar con otras empresas y establecer criterios comunes. En ese contexto, Tecpetrol incorporó la medición de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en empresas de su cadena de valor a través de ProPymes, en colaboración con Svant. La iniciativa busca fortalecer las capacidades de sus proveedores y mejorar la calidad de los datos disponibles para la gestión del Alcance 3.

Desde hace más de veinte años, el programa ProPymes acompaña el desarrollo de proveedores industriales en Argentina mediante capacitación, innovación, mejora de procesos e incorporación de tecnología. En Vaca Muerta su tarea contribuyó al crecimiento de una cadena de valor que acompañó el desarrollo de uno de los proyectos energéticos más importantes del país.

Hoy su agenda incorpora un nuevo desafío: la gestión de emisiones de GEI. “La sustentabilidad ya no es un tema accesorio en la agenda de ProPymes, forma parte de nuestro núcleo. Cuando hablamos de mejorar la competitividad de los proveedores, necesariamente hablamos también de cómo gestionan su impacto”, explica Luis Lanziani.

Las prioridades de la cadena de valor también comenzaron a cambiar. “La seguridad sigue siendo el aspecto más importante. Después aparecen el costo y la capacidad de ejecución. Sobre esos temas la industria alcanzó un alto nivel de madurez. Hoy empiezan a ganar protagonismo la trazabilidad, la gestión y la profesionalización. En ese contexto, la sustentabilidad empieza a marcar diferencias entre empresas”.

De las planillas a la gestión

Uno de los principales desafíos aparece al momento de trabajar con proveedores de distintos tamaños y niveles de desarrollo: “En nuestras operaciones los datos están mucho más estructurados. En la cadena de valor encontramos empresas con realidades muy diferentes. Algunas ya tienen procesos consolidados y otras recién comienzan. Por eso el abordaje debe ser progresivo y con mucho acompañamiento”.

Para responder a esta necesidad, ProPymes estableció una alianza con Svant, un software que permite que las empresas comiencen a construir inventarios de emisiones de manera ordenada, con información trazable y comparable.

“En Svant encontramos una herramienta que simplifica un proceso que, de otra manera, puede resultar complejo para muchas pymes. Les permite empezar sin grandes barreras y avanzar paso a paso. Además, al tratarse de un desarrollo argentino, nos pareció natural incorporarlo al trabajo que hacemos con empresas locales”, agrega Lanziani.

La experiencia comenzó a reflejarse rápidamente en las empresas participantes. En Prodeng, dedicada al control de fluidos para el upstream, la implementación permitió consolidar información que hasta ese momento permanecía dispersa: “Svant nos permitió centralizar, ordenar y agilizar la gestión de nuestra huella de carbono, mejorando la precisión de los datos y fortaleciendo nuestra toma de decisiones ambientales”, resume César Acosta, supervisor de Seguridad e Higiene.

En Hidrofrac, el principal cambio fue pasar de consumos registrados a información útil para la gestión. Mario Guzmán, líder de Mantenimiento, explica: “El software nos permitió establecer una línea de base de emisiones, identificar las principales fuentes de GEI y contar con información consolidada, trazable y disponible para la toma de decisiones”.

Un cambio cultural

Para Lanziani, el verdadero desafío no pasa únicamente por incorporar una herramienta tecnológica: “Lo más importante es el cambio cultural. Cuando las empresas empiezan a medir, descubren que la gestión ambiental está completamente vinculada con la forma en que administran el negocio. Empiezan a detectar ineficiencias, mejorar procesos y tomar decisiones con mayor información.”

Ese aprendizaje también modifica la forma en que Tecpetrol entiende el trabajo con su cadena de valor. “El objetivo no es que la medición termine siendo un requisito más. Cuando las empresas entienden el valor de la información, la medición deja de ser una exigencia y se convierte en una ventaja competitiva”.

La mirada de largo plazo también alcanza a la relación entre operadoras y proveedores: “Imagino una cadena de valor mucho más integrada, con información compartida, mayor transparencia y objetivos comunes. La sustentabilidad, la trazabilidad y la gestión ambiental terminarán completamente integradas a la gestión del negocio”.

, Marianela Angarano, Svant

La presión del gobierno de Estados Unidos a CALF por la contratación de la firma Huawei continúa escalando. El presidente de la cooperativa neuquina, Marcelo Severini, recibió este viernes una carta del embajador norteamericano Peter Lamelas, a la que accedió EconoJournal, en la que el diplomático acusa a la empresa china de responder al Partido Comunista de China y pide proteger los “datos de Vaca Muerta”. Además solicita una reunión con integrantes de la comisión directiva de la entidad, a realizarse la semana que viene, con el fin de “entender las compras tecnológicas planificadas por la cooperativa”.

En el escrito ratifica también su posición de retirar visas o impedir el ingreso a su país a los integrantes de CALF si no dan marcha atrás al acuerdo con Huawei. Desde la cooperativa le respondieron al embajador que brinde la información que permita comprobar el vínculo de Huawei con el Partido Comunista Chino.

La carta de Peter Lamelas

“Confirmo que la correspondencia refleja fielmente la política de Estados Unidos. Como embajador, mi obligación y prioridad en Argentina es proteger la seguridad nacional y promover la inversión estadounidense, la cual está profundamente entrelazada con el crecimiento y la seguridad económica de la propia Argentina”, dice la nota que se refiere a los mensajes de Whatsapp que recibieron directivos de CALF.

Por otro lado, Lamelas aseguró en la carta oficial que «Huawei es una empresa que reporta al Partido Comunista Chino» y, en este sentido, planteó que “las empresas sujetas a las leyes de inteligencia y seguridad chinas están obligadas a entregar los datos que recopilan -en cualquier parte del mundo- al Partido Comunista Chino”.

El embajador estadounidense confirmó que las intenciones de culminar ese contrato tienen que ver con garantizar la seguridad nacional y la estadounidense “dada la importancia de Vaca Muerta para la economía de Neuquén y para las propias operaciones de CALF”. “Consideramos que proteger estos datos es una prioridad compartida: una cuestión que afecta la seguridad y la posición competitiva a largo plazo de la provincia, no solo los intereses de Estados Unidos”, agregó.

Uno de los aspectos más llamativos de la misiva es que plantea una solicitud de reunión con integrantes de la cooperativa eléctrica, a realizarse la semana que viene, con el fin de “entender las compras tecnológicas planificadas por la cooperativa”. Es decir, la embajada no solo insta a terminar el contrato, sino también a que la compañía detalle cuáles son sus planes comerciales futuros.

Por último, la nota afirma que el papel de la Embajada de EE.UU es “promover tecnologías seguras y fiables. Agradeceríamos la oportunidad de conversar sobre proveedores alternativos confiables que eviten estos riesgos. Espero con interés continuar este diálogo a favor de nuestro interés compartido por la seguridad y la prosperidad a largo plazo de Neuquén, Argentina, y los Estados Unidos”.

La dura respuesta de CALF

Esta tarde la cooperativa CALF emitió una respuesta a Lamelas donde acepta una reunión y donde solicita información técnica concreta que de cuenta de esos supuestos vínculos de Huawei con el Partido Comunista Chino. Junto con esa aceptación, la respuesta contiene un pedido concreto.

«Recibiremos y analizaremos toda información, criterio o estándar técnico que esa Embajada estime pertinente hacernos llegar por escrito«, afirmaron.

Pero, además, indicaron que el pedido «no responde a una curiosidad institucional» sino que serviría para justificar la respuesta de la embajada de negar visados: «Si esa información existe, la Cooperativa tiene derecho a conocerla, para evaluarla con la seriedad que siempre ofreció. Si no puede ser presentada, entonces se le habrá pedido a una cooperativa argentina que cancele una decisión de sus órganos de gobierno sin un solo fundamento verificable sobre la mesa».

Desde China, su embajada en Argentina emitió una dura respuesta esta semana acusando a EE.UU de «arrogancia», «hipocresía» y de incurrir en un «chantaje de visados» para frenar el comercio local con sus empresas.

La tecnología Huawei en el sector energético

La penetración de la tecnología de Huawei en el sector energético argentino cuenta con varios casos concretos en generación renovable, almacenamiento industrial e infraestructura crítica. La firma es proveedora también de las principales compañías de telecomunicaciones de Argentina como Telecom y Claro.

El año pasado YPF implementó un Centro de Procesamiento de Datos en la refinería de Ensenada construido por BGH y Huawei Latinoamérica. En el segmento renovables a gran escala, la firma china concentra una presencia de peso en el equipamiento de conversión mediante su división Digital Power.

Un caso testigo es el Parque Solar Cauchari en Jujuy. Una lógica similar aplicó YPF Luz en San Juan para el Parque Solar Zonda donde integró sus inversores de cadena y sistemas de supervisión con inteligencia artificial para la gestión y diagnóstico en tiempo real de la planta.

En el ámbito industrial, la tecnología de almacenamiento dio un paso reciente con el desembarco de su primera batería de escala industrial en el país. El sistema comenzó a operar en la planta de la química Unimers en Ezeiza, integrando autogeneración solar, gestión de picos de demanda y respaldo ante cortes de suministro.

, Laura Hevia