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La Secretaría de Energía retomó este miércoles el diálogo con las empresas del sector eléctrico en el marco del Comité de Seguimiento del Plan de Contingencia 2024-2026 para empezar a diagramar las posibles medidas a implementesar para afrontar los picos de demanda eléctrica del próximo verano, en particular intentando maximizar la disponibilidad de generación en el mercado.

“El país no cuenta con una potencia instalada suficiente como para pasar los picos de demanda de forma tranquila, ante los picos de verano y de invierno vamos a seguir sufriendo y necesitamos generar en el corto plazo medidas que son solamente paliativas, de gestionar la poca oferta que tenemos y gestionar la demanda”, afirmó la secretaria de Energía, María Tettamanti, al cerrar este miércoles el Foro Lide Argentina.

El comité conformado el año pasado ante la perspectiva de una temporada estival crítica comenzará con encuentros quincenales de los que participan representantes de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), agentes generadores, transportistas, distribuidores bajo jurisdicción federal y grandes usuarios. Incluso se realizan consultas con otros organismos relevantes como el Servicio Meteorológico Nacional.

Un participante de ese encuentro señaló a EconoJournal que se comenzó a evaluar el tipo de medidas que se podrán adoptar para los próximos meses, la posibilidad de implementación para el corto plazo y el costo que pueden demandar. En esa análisis se busca maximizar la disponibilidad de las máquinas en el mercado mediante incentivo de precios y trabajar con la demanda no prioritaria que puede tener alternativas de provisión.

El último verano a pesar de haber atavesado temperaturas benévolas el sistema alcanzó su demanda récord de 30.240 Mw el 10 de febrero, en particular por el salto del consumo residencial. La situación se asegura volverá a ser compleja porque en este año no se logró avanzar en nueva infraestructura eléctrica, y todo lo que se pueda construir no tendrá impacto hasta 2027, al menos.

Inversiones de mediano y largo plazo

En ese sentido, Tettamanti explicó que “se está trabajando en generar inversiones a mediano y largo plazo. Por ejemplo, se lanzó la licitación de almacenamiento en Buenos Aires por 500 Mw para la cual se recibieron ofertas por 1.400 Mw, lo que demuestra un gran interés de la industria. Pero también se planean licitaciones de transporte de alta tensión para fin de año, de manera de poder llevar la generación a las zonas de mayor demanda”.

En la segunda quincena de julio, la Secretaria de Energía, a través de la Resolución 311/2025, avanzó con la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados, cyos pliegos estan en elaboración y serán publicados antes de fin de año.

Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40% del consumo eléctrico nacional; la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, que permitirá evacuar parte de la generación de Comahue; y la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura necesaria.

En ese marco de necesidad de obras e inversiones, Tettamanti dijo que “la preocupación del Gobierno es crear un ambiente regulatorio confiable para fomentar la inversión privada en todos los eslabones de la energía y aprovechar la ventana de oportunidad de las reservas naturales de gas y crudo. La premisa es que la Argentina vuelva a ser un país donde los inversores y financistas extranjeros vean oportunidades, lo cual depende de políticas públicas consistentes del gobierno nacional, el Congreso, la Justicia, las provincias y los municipios”.

Al analizar la situación del mercado gasífero, la secretaria dijo que “el sector necesita una reorganización. Actualmente, las distribuidoras tienen contratos en el marco del Plan Gas, pero en los picos de invierno sólo tienen la mitad de su necesidad contractualizada. La otra mitad es abastecida por ENARSA como comercializador e importador de GNL, una compra que debería descentralizarse”.

“Es también necesario reordenar el sistema de transporte, ya que existen contratos de capacidad de transporte en rutas donde no hay gas disponible, lo que genera una desconexión entre el mercado formal y la realidad del servicio, con lo cual tambien se busca sincerar el mercado para que se normalice el mercado mayorista”, agregó.

La hoja de ruta hacia el libre mercado

Tettamantim reseñó que “la hoja de ruta energética tiene como objetivo final alcanzar un esquema de libre mercado tanto para la generación eléctrica como para la producción de gas natural. Sin embargo, se necesita una transición cuidadosa para evitar un impacto excesivo en las tarifas y los subsidios”.

En ese sentido, recordó que “en las próximas horas se publicarán los lineamientos que buscan liberar el mercado eléctrico mayorista. Se trabajó con las opiniones del sector y se hicieron modificaciones para fomentar la inversión en nueva generación”.

“El desafío es determinar quién será el comprador de la nueva energía, ya que se busca que no sea Cammesa. Se planea replicar el modelo de licitaciones de almacenamiento, donde la compañía actúa como organizador y los compradores son las distribuidoras o los grandes usuarios. Pero para que las distribuidoras puedan actuar como compradores, deben ser sujetos de crédito, lo cual depende de la renegociación de las deudas que tienen pendientes”, afirmó.

Ese esquema plantea otras cuestiones: “El mayor desafío es eliminar el riesgo para los generadores, creando los mecanismos de garantía necesarios para que inviertan en nueva potencia y puedan venderla a las distribuidoras”, dijo la secretaria, al entender que “las empresas privadas tienen experiencia y flexibilidad para adaptarse, pero necesitan la certeza de que las políticas públicas serán permanentes”.

“El principal temor del sector privado -concluyó- es la falta de garantías de que las regulaciones perduren, lo que se suma al riesgo argentino y al riesgo regulatorio. El éxito del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es un ejemplo de cómo las reglas de juego claras y sostenidas pueden atraer inversiones, y a diferencia de los vaivenes de precios internacionales que las empresas saben gestionar, los cambios regulatorios dependientes del Estado son el riesgo que más desalienta la inversión”.

, Ignacio Ortiz

A partir del despegue de Vaca Muerta, se estima que para 2030 la producción de petróleo se triplicará, mientras que la de gas natural se duplicará. La estimación corrió por cuenta de José Ferreiro, director corporativo de Techint E&C, para quien acompañar esa ampliación de la oferta con una capacidad de transporte adecuada requerirá un nivel de inversión extraordinario. “La infraestructura está en deuda. Hay mucho por hacer”, reconoció el ejecutivo, quien expuso en el Supplier Day junto a Mauro Cabrera, gerente de Construcción de Oleoductos del Valle (Oldelval); Juan Ignacio Rovetta, CEO de Cartellone Oil & Gas y Francisco Di Raimondo, vicepresidente de Moto Mecánica Argentina.

Si algo caracteriza al Grupo Techint, remarcó, es su alto índice de contratación de bienes y servicios argentinos. “A diferencia de lo que muchas veces se dice, este sector genera mucho trabajo. Para un proyecto de escala media, por caso, nosotros contratamos entre 500 y 600 proveedores. De ese total, un 96% poseen procedencia nacional y un 93% son de origen local”, puntualizó.

En ese sentido, apuntó, uno de los grandes desafíos a sortear se relaciona con la disponibilidad de profesionales. “A través de nuestro programa ProPymes estamos formando talentos, pero todavía faltan recursos humanos capacitados”, se lamentó el directivo, quien -como en otras oportunidades- volvió a hacer foco en la escasez de soldadores y a advertir que los costos domésticos están por encima del promedio mundial.

Incluso los servicios aparentemente menos especializados, indicó, implican desembolsos millonarios. “No siempre se toma dimensión de que servicios de apoyo como el catering o el lavado de ropa representan contratos de varios dígitos. Y las empresas de esos rubros tienen que estar preparadas para cumplir con nuestros estándares de compliance, transparencia y eficiencia energética”, señaló.

Otra variable que no puede soslayarse en los tiempos que corren, afirmó, tiene que ver con la incorporación de tecnología de punta, incluso en los contratos más básicos. “Ni hablar para la provisión de servicios como los movimientos de suelos o los ensayos no destructivos, que involucran montos exponenciales”, añadió.

No se puede pensar un proyecto de grandeza para la Argentina, desde su óptica, sin poner a Vaca Muerta en valor. “Su aporte trasciende lo energético, ya que también puede ayudar a estabilizar la macroeconomía y sostener un Producto Bruto Interno (PBI) industrial. Para aprovechar su verdadero potencial, todos los actores debemos hacer un esfuerzo compartido”, sentenció.

Gestión eficiente

Elevar los niveles de eficiencia con los que se trabaja en el país, según Mauro Cabrera, gerente de Construcción de Oleoductos del Valle (Oldelval), debería ser la mayor prioridad sectorial. “En el Proyecto Duplicar no pudimos llevar adelante esa premisa tan firmemente, ya que la macroeconomía nos complicó bastante. Sin embargo, logramos cumplir muy bien con el presupuesto, registrando un desvío de apenas un 20%, porcentaje bajo para una inversión de 1.400 millones de dólares, la cual fue ejecutada a lo largo de tres años y en un entorno sumamente desafiante”, detalló.

Según su definición, el emprendimiento no sólo ayudó a superar uno de los principales cuellos de botella que limitaban el desarrollo de Vaca Muerta, sino que también se erigió como un importante agente multiplicador de beneficios. “En efecto, mostró un enorme impacto positivo para muchas pequeñas y medianas empresas (PyMEs) y comercios”, subrayó.

Una lección aprendida a partir de la exitosa realización de Duplicar, reveló el ejecutivo, es que con previsibilidad se puede planificar mucho mejor aguas arriba. “Demostramos que cuando se hace un trabajo colaborativo entre los diferentes proveedores y todos estamos alineados bajo un mismo objetivo, resulta perfectamente posible sortear las dificultades que surgen”, expresó.

El próximo plan de acción de Oldelval, anticipó, tiene que ver con la concreción de Duplicar Norte, iniciativa que ya se encuentra en etapas de licitación. “Es cierto que hay escasez de profesionales, pero para encarar esta obra hemos generado un músculo grande de ingenieros. De no mediar interrupciones y si se dan todas las condiciones necesarias, vamos a aprovechar la curva de aprendizaje transitada”, enfatizó.

La clave, insistió, estará dada por optimizar la eficiencia. “Será vital darles continuidad a los proyectos”, completó.

Ecosistema virtuoso

Enmarcada en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la ampliación de la terminal de Punta Colorada de Oiltanking es la iniciativa de mayor envergadura en la que se encuentra involucrada Cartellone Oil & Gas (COGSAU). En alianza con otra firma, la organización -que apenas cuenta con 10 años de vida- estuvo a cargo de dos de los seis tanques de 50.000 metros cúbicos (m3) de capacidad que se han construido hasta el momento. “Asimismo, realizamos todo el montaje electromecánico del piping”, acotó Juan Ignacio Rovetta, CEO de la empresa, quien calificó al emprendimiento como “el más desafiante en la historia de COGSAU”.

Esa clase de propuestas, aseguró, son generadoras de un ecosistema virtuoso de pequeños proveedores locales. “Que haya 700 personas de distintas procedencias trabajando de manera mancomunada configura un gran cambio para una localidad como Punta Colorada”, sostuvo.

Amén de la poca disponibilidad de profesionales y equipos, opinó, una de las mayores preocupaciones que hay en el sector se relaciona con las dificultades para acceder al crédito. “No menos inquietantes son las limitaciones vigentes en materia de logística y supply chain. En esa dirección, considero primordial el trabajo colaborativo y el diálogo entre los contratistas y los clientes. Es plenamente posible coordinar un camino virtuoso para bajar los costos”, manifestó.

Aunque todavía es una compañía relativamente pequeña, expuso Rovetta, COGSAU viene creciendo “mucho y muy rápido”. “Este año la actividad arrancó con gran ímpetu, pero ahora parece estar bastante frenada. Pese a ello, nos favorece el carácter de nuestros accionistas, la familia Cartellone, cuya mirada es de largo plazo. Acabamos de abrir una oficina comercial en Neuquén y estamos a punto de inaugurar un obrador muy grande en Añelo”, adelantó.

Proceso transformador

En el vigente contexto de transformación que experimentan el país y Vaca Muerta, Moto Mecánica Argentina (MMA) pasó de ser una empresa reconocida por la calidad de sus productos y servicios en campo, a una que está trabajando en la automatización de los procesos. “¿Cómo llegamos ahí? Primero, automatizando algunas maniobras”, sintetizó Francisco Di Raimondo, vicepresidente de la firma, que es un ejemplo de incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios de Vaca Muerta.

En una recorrida por Permian, recordó, MMA identificó oportunidades de automatizar un servicio particular de sand management, dado que la purga de los desarenadores todavía se hacía a mano. “Desarrollamos y patentamos un producto para atender eso, y empezamos a ver que dicha maniobra era parte de un proceso mucho más complejo de limpieza de pozo. Entonces nos transformamos en especialistas del proceso”, expuso.

Como resultado, destacó, hoy la firma brinda un servicio de limpieza de pozo que es mucho más seguro y eficiente, y que además aporta información en tiempo real acerca de la operación. “En la misma línea, estamos trabajando en la digitalización de los stacks de fractura. Proveemos la conexión con los pozos de los equipos que tienen Halliburton y Tenaris. En la medida en que eso se automatice y se digitalice, la operación va a ser mucho más eficiente. Tenemos calculado que un set completo automatizado puede fracturar hasta ocho pozos adicionales por año. Estamos hablando de más de u$s 15 millones por cada pozo y gran parte del costo pasa por la terminación”, cuantificó.

Gran parte de los datos recolectados por MMA, ponderó, se usan para tomar decisiones. “Nosotros estamos todo el tiempo captando información con cámaras termográficas, sensores acústicos, etc. Y venimos ordenando todos esos datos para transformarlos en información estratégica. La idea es proveer un crecimiento sostenido, sustentable y transformador. En ese camino desarrollamos un spin-off que se llama Dígito, que tendrá la misión de acompañar a nuestros clientes en la transformación digital del negocio”, anunció.

, Redaccion EconoJournal

Camuzzi fue reconocida con el Premio Fortuna de Oro, la máxima distinción que otorga Revista Fortuna y Editorial Perfil, y reconocida además como la Mejor Empresa Energética de 2025. La elección se basa en criterios de desempeño, innovación y contribución al desarrollo económico del país.

“Este premio es un reconocimiento al esfuerzo colectivo de toda la compañía y un respaldo a la gestión que venimos impulsando para fortalecer el servicio y alcanzar una empresa sustentable”, expresó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.

El reconocimiento fue entregado en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, durante una ceremonia que reunió a referentes del sector empresarial y político argentino.

Revisión Quinquenal Tarifaria

El directivo resaltó que la Revisión Tarifaria Quinquenal que se ha logrado concluir permitirá sumar a la red a más de 140 mil hogares que hoy dependen de energías más costosas e inseguras, como las garrafas.

Asimismo, destacó que, a partir del reordenamiento del sector, se han podido retomar obras estratégicas como las que continuaban pendientes de finalización en la zona cordillerana, gracias al trabajo conjunto con las provincias de Río Negro, Neuquén y Chubut.

“Contar con un esquema tarifario previsible y acorde al costo real de la energía es clave para impulsar nuevas conexiones, potenciar el desarrollo productivo y garantizar un sistema energético sostenible”, subrayó Macfarlane.

El premio

Los Premios Fortuna están organizados por Revista Fortuna y Editorial Perfil, distinguen desde hace dos décadas a las mayores y mejores empresas de la Argentina en más de 15 categorías, además de entregar el Premio Fortuna de Oro a la compañía más destacada del año.

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos del volumen de energía que distribuye anualmente a sus usuarios, el alcance geográfico de sus operaciones y la extensión de su infraestructura. La compañía presta servicio en las provincias de Buenos Aires, Chubut, La Pampa, Neuquén, Rio Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego y abastece a más de 2.2 millones de usuarios residenciales, comerciales e industriales.

Camuzzi trabaja diariamente para garantizar un servicio seguro, eficiente y de calidad, impulsando obras e inversiones que contribuyen al desarrollo económico y social de las regiones donde opera.

, Redaccion EconoJournal

Compañía Mega, empresa dedicada a la industria del gas natural y la petroquímica, realizará la operación de sus plantas en el país en un 100% con energías renovables a partir de un acuerdo de abastecimiento que firmó este miércoles con YPF Luz, la firma de generación de energía eléctrica de la empresa con mayoría accionaria estatal.

La alianza la rubricaron Tomás Córdoba y Martín Mandarano, CEOs de Mega y YPF Luz, respectivamente, “tras un proceso licitatorio abierto y competitivo”, según informó en un comunicado la empresa líder en el procesamiento de gas de Vaca Muerta.

La energía será provista desde el Parque Eólico CASA, en Olavarría (Buenos Aires), y el Parque Solar El Quemado, ubicado en la localidad de Las Heras en la provincia de Mendoza, que será uno de los desarrollos renovables de mayor capacidad instalada de la Argentina y que en enero el gobierno aprobó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El acuerdo entre Mega e YPF Luz implica un contrato PPA (Power Purchase Agreement) por 100.800 MWh/año y “permitirá a Mega cubrir la totalidad de su demanda eléctrica durante los próximos cinco años, lo que equivale al consumo anual de más de 27.300 hogares argentinos”, explicó la mayor exportadora de NGL (líquidos del gas natural) de la Argentina. La disminución en emisiones de CO2 está estimada en 44.352 toneladas emitidas al año.

Abastecimiento estratégico

Tomás Córdoba, gerente General de Compañía Mega, señaló que “este acuerdo con YPF Luz representa un paso clave en la estrategia del negocio y la visión de largo plazo de Mega. De esta forma, logramos el abastecimiento estratégico de energía renovable que nos permite continuar afianzando nuestro camino de crecimiento y excelencia operacional con más tecnología y más inversiones”.

Además, indicó que “con esta iniciativa, Mega refuerza su compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y la innovación, consolidando su liderazgo en la industria energética argentina”.

Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó que “nos enorgullece que un cliente como Mega elija a YPF Luz para abastecer su consumo eléctrico con fuentes renovables, que se obtienen a partir de los excelentes recursos naturales con los que cuenta el país. Nuestra compañía lidera el market share de venta de energía renovable a clientes industriales, gracias a una amplia cartera de empresas que confían en nuestra excelencia operativa, y ven el abastecimiento de fuentes renovables como una opción costo-eficiente”.

Compañía Mega es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.

En tanto, YPF Luz es una compañía de generación de energía eléctrica eficiente y sustentable, con 12 años de trayectoria. Opera 15 activos distribuidos en 8 provincias del país, con una capacidad instalada de 3,4 GW, que abastecen el 10% de la demanda nacional.

, Redaccion EconoJournal

“Hemos perdido 1800 puestos de trabajo jerárquicos”, reconoció el lunes José Lludgar, Secretario General del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz. El dato es alarmante porque los directivos representan una pequeña minoría dentro del conjunto de los empleados de la industria hidrocarburífera. De hecho, se estima que como mínimo unos 4000 petroleros se quedaron sin trabajo en la provincia patagónica en lo que va del año.

Lludgar confirmó el dato al participar de una recorrida por el campo donde comenzará a funcionar el equipo de torre Clear 107 que se utilizará para cerrar y sellar de forma definitiva pozos que ya no están en producción. “No la estamos pasando bien (…) Nosotros hemos perdido 1800 puestos de trabajo jerárquicos nomás, que es donde tenemos representatividad. ¿Quieren que les cuente cuantos perdió Rafa? Porque participamos de las reuniones”, aseguró sin aportar finalmente ese último dato. “Rafa” es Rafael Güenchenen, Secretario General del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz, el gremio más numeroso de la industria provincial, quien también estuvo presente en el evento realizado en el norte de la provincia.

La salida de YPF

Los despidos son consecuencia de la decisión de YPF de abandonar la provincia luego de ocho décadas para concentrarse en la producción no convencional en Vaca Muerta. La petrolera controlada por el Estado Nacional revirtió diez áreas a la provincia, la cual ahora está avanzando con el proceso destinado a licitar esos bloques.  

Como parte del acuerdo que selló su salida, la petrolera acordó poner a disposición seis equipos durante los próximos dos años, y cuatro durante los dos años siguientes, para llevar adelante las tareas de cierre de pozos y sanear así los pasivos ambientales. “Valoren esto, nosotros lo tenemos que valorar y por sobre todas las cosas lo tiene que valorar la gente que integra este equipo. Esto no vino de la nada. Esto se está haciendo únicamente aquí en Santa Cruz haciendo la disposición final de un pozo”, remarcó Lludgar, dejando en claro que los equipos que aportó YPF fueron producto de la negociación de la que participaron los gremios.

“Estamos muy contentos de estar acá, dándole inicio a este equipo, la verdad es que ha costado muchísimo para que esto se pueda dar. YPF se ha ido de todos los yacimientos maduros del país y en el único lugar del yacimiento del país y en el único lugar donde hoy está invirtiendo en reparar las cuestiones mediambientales y finalizar el cierre de los pozos que ya no están operativos es en Santa Cruz. Eso es generación de empleo para muchos de los compañeros que en los últimos meses han perdido sus puestos de trabajo”, sostuvo Güenchenen, en línea con Lludgar.

Escenario incierto

Más allá de las tareas de remediación, la expectativa de los gremios está puesta en las empresas que van a reemplazar a YPF. EconoJournal informó a fines del mes pasado que las compañías que están en carrera son Patagonia Resources, Roch, Clear Petroleum, Quintana EyP, Brest y Azruge S.A. No obstante, lo que viene no será fácil. YPF se fue porque perdía plata en esas áreas y con un barril de crudo apenas por encima de los 60 dólares es difícil que la situación cambie de manera significativa. Mientras tanto, los trabajadores despedidos esperan en sus casas y viven de la indemnización que cobraron. La gran pregunta es qué pasará cuando esas indemnizaciones se acaben si la industria no se reactiva.

, Fernando Krakowiak

Las empresas de logística en la Argentina están protagonizando una transformación en su modelo de negocio, pasando de ser simples transportistas a convertirse en socias estratégicos de la industria petrolera. Este cambio se enfoca en ofrecer servicios integrales que utilizan nuevas herramientas tecnológicas y la integración de los distintos actores. El objetivo es superar los cuellos de botella en la infraestructura vial, maximizar la eficiencia operativa y reducir los costos.

Las empresas de transporte recorren en Neuquén decenas de millones de kilómetros al mes con cientos de unidades, por lo cual experimentan a diario la falta de infraestructura y los cuellos de botella de la industria. Desde esa perspectiva los directivos de Andreani Grupo Logístico, Río Neuquén Distrito Industrial, Loginter y Tansporte Peduzzi abordaron en el segundo Supplier Day que organizó EconoJournal este martes, el aporte que estas empresas pueden realizar a la búsqueda de eficiencias en que se embarcó el Oil & Gas.

Gonzálo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani Grupo Logístico, resaltó que “todas las industrias se apalancan en la tecnología y la cadena de suministros no se queda afuera, pero si queremos ver cómo bajar costos en torno al precio del kilómetro de camión, depende de la disponibilidad y la mala noticia es que el desarrollo de Vaca Muerta va a coincidir con el desarrollo de la minería y el precio es muy probable que tienda a crecer en los próximos años».

Para Cicilio “la forma de aportar a la reducción de costos es mirar el abastecimiento en la compra de los materiales, en los deliveries, en la gestión de los inventarios de stock. Las automotrices lograron un modelo de just in time con un ahorro de entre 30% y 40% de esos costos y lo mismo se puede hacer en el sector del Oil & Gas”.

La gestión integral de la logística

En similar sentido, Lucas Albanesi, gerente comercial de Río Neuquén Distrito Industrial destacó que “Neuquén tiene un crecimiento exponencial en los últimos años, y el aporte desde la logística a la industria es tener una mirada muy puesta en la sostenibilidad, poniendo el eje en resolver problemáticas hoy sensibles que se vienen dando a un ritmo vertiginoso porque Vaca Muerta requiere una instalación inmediata de nuevas empresas«.

«Somos una iniciativa público-privada para resolver la instalación de las empresas en parques industriales para operar en Vaca Muerta y dar soporte a esta industria», resaltó Albanesi. «Y somos el primer parque industrial privado, porque no hay otro con este formato en la provincia. En Neuquén la iniciativa siempre fue estatal, donde la tierra la ponía el estado y las empresas resolvían las problemáticas de infraestructura», agregó.

Por su parte, Lucas Carbone, director de Desarrollo de Negocios y Proyectos de Loginter, explicó que “el segmento Oil & Gas de la empresa comenzó de la colaboración con YPF, para ayudar a hacer la innovación y cambios en las operaciones, y meterle tecnología a cada uno de los procesos. Ellos querían unificar, ordenar la planificación de materiales, insumos y equipamiento, y tener una lectura desde el proveedor hasta que llega a los almacenes, yacimientos o donde se entregue.»

Esa experienfcia le permitió desarrollar un sistema propio. “El ‘Supply Sync‘ facilita la conectividad del proveedor, la empresa de petróleo y el operador logístico, unifica toda la traza a través de seguimientos, generación de QR para los bultos, identificación, consolidación de la carga para que tenga un beneficio en el costo de envío desde los distintos hubs y le va permitiendo al dador facilitarse cuando va a recibir esa mercadería, lo que elimina sobrestocks», explicó.

Finalmente, Juan Cruz López, director de Transportes Peduzzi, comentó el trabajo que la empresa viene realizando en la integración de servicios y en ofrecer soluciones. “A través del grupo participamos integralmente desde la construcción de las locaciones, servicios de mantenimiento, atención de los perforadores, y fuimos los primeros en implementar una sala de control con telemetría en los tanques porque somos el Prosegur que mueve la plata de las petroleras”.

«Nos vamos a convertir en empresas de servicios mucho más integrales, proveedor de control de sólidos, toda la logística en el pozo y seguramente a futuro lo que es cualquier insumo que se requiera. Estamos viendo el negocio de la arena húmeda que se integraría en la misma locación, con la misma logística. Operaríamos todos los servicios alrededor de un equipo de perforación. Al estar todo integrado se pueden reducir costos indirectos«, reseñó Peduzzi sobre la visión de la compañía.

, Ignacio Ortiz

El desarrollo de Vaca Muerta marcó un punto de inflexión en la historia reciente de la cadena de valor del oil&gas. La apuesta por la innovación pasó a ser un requisito clave para que las empresas puedan aprovechar las nuevas oportunidades y distinguirse dentro de una industria petrolera que busca competitividad permanentemente. Representantes de Transeparation, ETA S.A., Geocontrol, Tres G/GyG Servicios, y MES expusieron en el Supplier Day de EconoJournal cuáles son las áreas en las que están innovando y reflexionaron sobre la importancia de internacionalizarse.

Transeparation es una empresa de servicios de ingeniería y procesos fundada en 2009 y que ya logró internacionalizarse. Federico Gayoso explicó que la empresa eligió a los Estados Unidos como punto focal para su expansión y desde allí hacer proyectos en ese y en otros países. «Creo que la flexibilidad es el primer valor que llevamos como ingenieros argentinos», reflexionó Gayoso.

El representante de Transeparation definió que para una empresa de servicios de ingeniería la innovación actualmente pasa por la generación de datos y cómo compartirlos y trabajarlos para obtener resultados. También advirtió sobre la relevancia de incorporar nuevas estrategias de contratación poco conocidas en el país, como el premium delivery o el premium pricing. «Falta más diálogo y colaboración entre los distintos actores para implementar esto a nivel local», analizó.

Para Dario Lattanzio, de ETA S.A., una empresa especializada en la producción, el manejo y la logística de explosivos para operaciones petroleras, gracias a su internacionalización ahora participan activamente en el International Perforating Forum, contribuyendo a la innovación en normas para la industria del perforating. «Ahora estamos trabajando en un subcomité para agregar una sección más a la 19B, que es la de punzados de pozos», contó.

ETA S.A. lleva 45 años en el mercado. La empresa tiene fuera del país un centro de distribución en Brasil, plantas en México y Venezuela. También llegó a tener un centro de distribución en los EE.UU., en donde siguen comercializando sus productos. «Cuando empezaba el no convencional en EE.UU. llevamos algunos productos. Los usaban, y hoy son productos que se usan acá. O sea, desarrollos que nacieron por necesidades de otro mercado, la evolución del mercado local los llevó a ser útil», dijo Lattanzio.

Geocontrol es una empresa especializada en control geológico y geoquímico de pozos no convencionales del país, que en los últimos dos años amplió su presencia en el mercado internacional asentándose en países como México y Brasil. «Nuestro core business se achicó acá, pero sigue de la misma manera en los lugares donde se desarrolla el convencional», dijo Oscar Erretegui.

El representante de Geocontrol contó las nuevas herramientas digitales que están implementando. «Toda la geología que vamos recogiendo en el pozo, la estamos llevando a la nube y estamos haciendo una visualización y un control remoto. También tenemos nuestra sala de control en la base nuestra, que se puede replicar al cliente. Todo eso nos trajo un poco el tema de la internacionalización e irnos a offshore donde la tecnología es mucho más avanzada y luego la trajimos de vuelta para acá», repasó.

A partir de ese contacto con la industria internacional es que Geocontrol también está incursionando en nuevos servicios para Vaca Muerta. «Pusimos un foco hace dos años en otro servicio que no tiene que ver con geología, pero que está en producción, que es la implementación del sistema de artificial lift para lo que va a venir en Vaca Muerta. Los pozos están bárbaros, pero en poco tiempo eso decae y después hay que levantar ese producto, que hoy como no hay mucho transporte, no es una preocupación para las operadoras. Nos anticipamos y trajimos el sistema de lift, que es lo que hoy en más de 250.000 pozos entre Estados Unidos y Canadá se está usando», dijo Erretegui.

Logística y control de emisiones

Por otro lado, Leopoldo Garcia, de Tres G y GyG Servicios, dos empresas de logística dentro de Vaca Muerta, remarcó que buscan importar experiencias del extranjero para mejorar sus servicios.

GyG Servicios es una empresa que ofrece soluciones de movilidad en todo lo que es pick up para la industria y el mantenimiento de flota tanto propia como de terceros, mientras que Tres G ofrece servicios de recolección de residuos originados en la producción petrolera y su transporte a los lugares de disposición final.

García contó que en Tres G adecuaron la flota de unidades de recolección para poder transportar más volumenes de residuos por viaje. «En un principio empezamos solamente con camiones, y vimos que para ser más eficiente y más sostenible el negocio, había que incorporar otro tipo de unidades que no se utilizaban, como carretones, semis, y poder armar formaciones mixtas de camiones más carretones y semis», dijo.

Finalmente, Francisco Díaz Telli, de Make Energy Sustainable (MES), empresa especializada en la detección de pérdidas de gases, explicó que desarrollaron un software de clase mundial para cuantificar las emisiones.

«Un dato preciso nos permite tomar una mejor decisión. Para tener un dato preciso, incorporamos un montón de tecnología. Para buscar pérdidas, trabajamos con espectrómetros láser, cámaras ópticas que están asistidas por inteligencia artificial. Trabajamos con drones y hemos desarrollado nuestro propio software para hacer la cuantificación de las mediciones. Es un desarrollo que lo hicimos acá, es uno de los siete software que hacen eso, que existen a nivel mundial, pero todo desde Vaca Muerta», explicó Díaz Telli.

, Nicolás Deza

La gasificación de los consumos energéticos es una agenda que va ganando terreno a la par del crecimiento de la producción de gas natural en Vaca Muerta. Representantes del Enargas, Bertotto Boglione, JBS y Spark analizaron en el Supplier Day que organizó EconoJournal las oportunidades concretas y los avances regulatorios que respaldan la gasificación.

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) este año realizó avances en la actualización de distintas normativas vinculadas con la utilización, transporte y almacenamiento de gas natural comprimido y de gas natural licuado. «Argentina tiene toda una historia con respecto al gas natural, pero había que hacer una actualización. Tenemos empresas que pueden tomar tecnología que por distintas circunstancias no se podía aplicar y hoy se puede«, dijo Graciela Bravo, gerenta de Innovación y Normalizacion de Enargas.

«Hemos trabajado sobre todo lo que es específico de NAG (Normas Argentinas de Gas), tanto en camiones como en equipos de transporte a granel de GNC. Estamos por sacar una NAG específica de GNL, que ya estaba y la estamos actualizando. Hemos actualizado el reglamento del sujeto almacenador, que en el caso específico de un yacimiento no aplicaría, porque no es un sujeto de la ley 24.065, pero sí aplica en otros casos como en la minería, como es el transporte de buses», repasó Bravo.

Como ejemplo del impacto positivo que puede tener la gasificación del transporte vehicular acompañada por la nueva normativa, la funcionaria del Enargas citó el caso de la ciudad de Posadas en Misiones. «Es una provincia absolutamente aislada del sistema de gas y, sin embargo, a través de estos equipos se puede pensar en tener un punto de entrega, transportarlo a granel y tener áreas en donde era impensado tener micros a GNC«, dijo.

Las empresas frente a las oportunidades

La creciente disponibilidad de gas está impulsando oportunidades concretas en materia de transporte vehicular y de reemplazo del gasoil en las operaciones de upstream en Vaca Muerta.

El titular de JBS, Juan Manuel Bazaul, subrayó los avances en la utilización de la flota de camiones a GNC que incorporaron en el 2023. «Compramos ahora primero diez camiones a GNC. El primer contrato era de milla larga, que es Entre Ríos, Diamante y Añelo. Ahora vamos a empezar a hacer última milla porque gracias al Enargas e YPF, en una gran colaboración con ambos, podemos abastecer los camiones con GNC en Añelo y hacer la última milla sin ningún inconveniente. El camión tiene 800 kilómetros de autonomía», dijo Bazaul.

A su turno, Eduardo Borri, presidente de Bertotto Boglione, resaltó las oportunidades de negocio que la compañía observa en materia de gasificación. «Por un lado está la movilidad, que JBS ya la viene desempeñando muy bien en sus equipos que ha adquirido. Pero por otro lado tenemos que llevar el gas a los sets de fracturación, llevar el gas a donde se consuma, reemplazar ese diesel que yo mencionaba antes por una una energía mucho más más limpia. Queremos ser parte de la solución en todo lo que sea gas, generando equipos de transporte, compresión, descompresión, también en GNL», sostuvo Borri.

Por último, Mary Esterman, presidenta de Spark, resaltó cómo su compañía de ingeniería es un ejemplo de las nuevas empresas que surgieron en los últimos años gracias al boom de producción en Vaca Muerta para atender las distintas necesidades de los clientes en la cadena del oil & gas. «Nuestro propósito fue generar ingenieros, talento, valores, para poder darle al desarrollo energético del país, poder ir desde el punto cero, desde lo básico, lo conceptual, hasta la operación puesta en marcha y operación», contó Esterman. «Conocemos desde el mercado qué es lo que necesita el mercado, qué necesitan nuestros clientes para sacar el petróleo y el gas de debajo de la tierra», añadió.

, Nicolás Deza

Fotos: Dan Damelio.

, Loana Tejero

El sindicato de Camioneros de Neuquén y Río Negro realiza un paro total y protestan en el ingreso a diferentes yacimientos de Vaca Muerta ante el despido de 600 trabajadores que pertenecían a la empresa NRG Argentina que comercializa arena para hidrofractura. Pese a la fuerte presencia de Gendarmería, la protesta no fue desalojada debido a que no hay bloqueo al tránsito.

La medida de fuerza comenzó hoy a las 6 ante el fracaso de las negociaciones que mantenían los dos gremios con la empresa NRG -que se encuentra en concurso de acreedores- y con las operadoras, tal como había publicado EconoJournal. La protesta incluye la adhesión de transportistas de diferentes empresas que paralizan tareas en los yacimientos de Shell, Phoenix, Total y Tecpetrol.

Desde el Sindicato de Camioneros de Río Negro explicaron que el paro se decidió luego de que la empresa radicada en Allen reconociera un pago menor al acordado para 100 trabajadores despedidos. A la fecha, la compañía adeuda salarios, aguinaldos e indemnizaciones.

«La medida se tomó tras conocerse que las empresas intentaron hacer firmar a los trabajadores despedidos de NRG acuerdos que solo reconocían el 20% de lo que se les adeuda, además de una cláusula que vulneraría los derechos de reclamo y reincorporación laboral», indicaron desde el gremio que lidera Gustavo Sol.

El pasado 1 de agosto culminó la conciliación obligatoria que la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén había dictado ante una protesta lanzada por Camioneros. Vencido el plazo, el sindicato retomó la medida ante la falta de avances en las negociaciones.

La propuesta

Fuentes del sindicato explicaron que, además de no completar el pago acordado para los choferes desvinculados, la empresa habría solicitado la firma de una cláusula que obligaba a los trabajadores a no realizar medidas de fuerza o regresar a los yacimientos. Ante esto, el gremio consideró que la maniobra «vulnera los derechos de los 600 despedidos y no soluciona el conflicto».

“Quisieron extorsionar a los trabajadores con migajas y no vamos a permitirlo. Las empresas están jugando con la desesperación. Esto fue un vergonzoso intento de manipulación”, manifestó Sol, secretario general del gremio camionero.

El sindicalista aseguró que “les quisieron dar solamente el 20% de lo que les corresponde y hacerles firmar que los que sigan en reclamo no van a poder volver a ingresar a sus yacimientos. Es una clara amenaza”. Además, responsabilizaron a las empresas Shell, Tecpetrol, Total y Phoenix por la situación y las señalaron de no aportar los fondos necesarios para resolver el conflicto.

El paro

«El paro es un éxito. El acatamiento es total. No vamos a aflojar porque demostramos que tenemos razón en nuestro planteo», sostuvo el secretario genera de Camioneros de Río Negro en diálogo con EconoJournal.

«Las conciliaciones no sirvieron para nada ya que las empresas insisten en no hacerse responsables de lo que les pasa a los trabajadores», agregó el sindicalista, quien afirmó que la medida se mantendrá por tiempo indeterminado y se levantará solo en caso de «una propuesta concreta. Queremos el bienestar de todos los trabajadores de NRG», finalizó.

, Laura Hevia

Las empresas locales de servicios petroleros están atravesando nuevos desafíos para acompañar el fuerte crecimiento que se espera en el desarrollo de Vaca Muerta. Pablo Fiscaletti, presidente de QM Equipment; Horacio García, gerente General de Futura Hermanos; y Mauricio Uribe, presidente de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene), que representa a más de 600 empresas del sector petrolero, coincidieron en que el desarrollo de los no convencionales de la cuenca neuquina requiere que la cadena de valor logre una mayor competitividad. Sin embargo, advirtieron sobre las dificultades para conseguir financiamiento y remarcaron que requieren de una mayor asociación entre los distintos actores de la cadena de valor para lograr una baja en los costos.

Los tres proveedores del sector petrolero participaron del panel Cómo se posicionan las empresas locales de servicio en la nueva coyuntura, que formó parte de la nueva edición del Supplier Day, evento que organizó EconoJournal.

Desafíos

Fiscaletti señaló que “en el último año vemos un cambio muy importante en lo que es equipamiento de fractura con inversiones importantes en las compañías. Pasamos de 8 o 9 sets en diciembre de 2023 a los 13 actuales que hay operativos, más el set 14 que está llegando. Nosotros fuimos parte de ese crecimiento”.

Además, indicó que “el mercado se está modificando muchísimo por el cambio brusco en cantidad de sets, pero también se suma una mejora operativa de los sets de fractura, que hoy promedian muchas más horas y etapas de bombeo por día. Todo esto hace que el mercado haya cambiado drásticamente. Pasamos de escases de equipos a tener, incluso, sobre equipamiento”.

El presidente de la empresa QM Equipment sostuvo que “estamos muy ocupados en ver cómo se bajan los costos. Nosotros transformamos los blender para que puedan admitir arena húmeda, redujimos los costos de los químicos y desarrollamos aplicaciones que nos permitieron cambiar todos los sistemas de arranque electrónicos de los equipos de fractura que se apagan cuando no están operativos. Esto, por ejemplo, reduce el costo de combustible y mantenimiento”.

García de la firma Futura Hermanos subrayó que “este es un año difícil. Las operadoras están haciendo muchas inversiones, tenemos un cashflow limitado, el contexto internacional no acompaña por el tema del precio del barril de petróleo y en el ámbito local tenemos un riesgo país alto que no permite la financiación internacional. Todo esto hace que los proyectos no fluyan. Pero lo que va a pasar en 2026 es que va a venir un ramp up de trabajo y eso requiere que todos nos preparemos de una forma muy flexible”.

“Una de las claves para nosotros es la asociación en todo el ecosistema para ser más eficientes. Incluyo a las empresas contratistas, prestadoras de servicios, proveedores de insumos. Tenemos que hacer que todo fluya de la mejor manera posible porque cuando esto arranque, va a arrancar con todo y vamos a necesitar plazos y precios exigentes porque si nuestro país tiene que competir con Permian, realmente nos vamos a tener que adaptar”, destacó el directivo de Futura Hermanos.

En tanto, Mauricio Uribe afirmó que “el desarrollo en el corto y mediano plazo es complejo debido a que gran parte del entramado empresario neuquino presta servicios que entraron en una situación de baja controlada. No creo que supere el 30% en la actualidad. Esto nos traer algunos problemas. Desde la Fecene hemos intentado crecer con equipamiento y personal. La capacitación es algo difícil de conseguir”.

También resaltó que “nuestro objetivo es que seamos la opción de cercanía y con calidad. Para nosotros es importante bajar los costos y el factor de ocupación. En la actualidad tenemos muchos tiempos muertos y muchas veces sin operación entre las empresas de servicio, las operadoras y nosotros y esto debería poder mejorarse”.

Estrategias

Fiscaletti remarcó que “el foco nuestro son las locaciones ´diésel free´. Apuntamos a que cada vez se use más GNC como combustible para fractura y perforación y tenemos una batería de soluciones muy amplias”. “Para futuro estamos construyendo nuevas bombas y nuestra idea es que en el primer semestre del año que viene poder entregar una flota completa con nueva tecnología”, concluyó el presidente de QM Equipment.

Por su parte, Horacio García de Futura Hermanos resaltó que “la adaptación de las empresas va a necesitar una cooperación en un ecosistema más eficiente, deberíamos poder juntarnos por proyectos para ofrecerles una mejor propuesta a las operadoras y de manera conjunta. Cuando las operadoras se juntan forman una UTE (Unión Transitoria de Empresas), nosotros deberíamos poder hacer lo mismo por proyecto”.

Además, destacó que “con toda la información que nos brindan los clientes tenemos que trabajar en nuestras empresas en llenar ese gap en lo que necesitan las operadoras para cada momento y lo que nosotros podemos dar, para que no nos afecten las importaciones y poder ser más productivos”.

Por último, Uribe afirmó que “estamos trabajando en sociedad con empresas no sólo argentinas, también canadienses, estadounidenses, brasileras que quieren venir a la Argentina. Queremos concretar esas sociedades, pero nadie viene sin certeza sobre cómo va a ser el desarrollo, cuánto vamos a poder trabajar. Nuestro ritmo de crecimiento viene aparejado a las certezas”.

, Roberto Bellato

La incorporación de tecnología es un requisito clave para las empresas de servicios de perforación y completación de pozos que se quieren mantener a la vanguardia en materia de competitividad en Vaca Muerta, de acuerdo con lo manifestado por representantes de Nabors, Halliburton, Calfrac y SLB, antes conocida como Schlumberger, durante sus respectivas presentaciones en el Supplier Day organizado por EconoJournal. Además, anticiparon que la actividad volverá a crecer con fuerza en Vaca Muerta.

Patrick Galletti, VP Operaciones LA de Nabors, explicó que la dinámica de constante incorporación de equipos de perforación más eficientes observada en los Estados Unidos aplicará también para Vaca Muerta. “Siempre están bajando a los que son menos eficientes. Ese proceso es un sistema de evolución que va a llegar a todo el mundo. El único desafío que yo veo es asegurarnos que tengamos suficiente gente. Así que nuestra postura con Nabors es traer la más nueva tecnología y contratar gente adicional para ir capacitándolos. Estamos firmando contratos a cinco años, que es necesario para poder justificar traer toda la tecnología a la Argentina», dijo.

La disponibilidad de trabajadores especializados en el mercado argentino para acompañar el crecimiento productivo esperado es un punto crítico según la empresa de origen estadounidense. «Estamos encontrando menos y menos gente capacitada en el mercado abierto. Por ejemplo, Argentina es el único lugar al nivel del mundo que Nabors tiene un 20% más gente de lo necesario. No es porque somos buena gente y queremos contratar a más, sino que es necesario porque tenemos que ir entrenándolos, porque vemos que va a haber más equipos entrando al país«, subrayó Galletti.

A su turno, Hernán Carbonell, de Halliburton, remarcó que la actividad en Vaca Muerta volverá a crecer con fuerza a partir del año próximo. «Más allá de ver una pequeña estacionalidad hacia finales de año, lo que vemos en 2026 y en los años que siguen es un crecimiento muy sostenido en lo que es la actividad«, dijo.

El plan de Halliburton es acompañar los planes de crecimiento en la producción no convencional de las operadoras con la incorporación de más tecnología. «El gran desafío que ya tenemos para los años que vienen es la electrificación; por ejemplo, sets eléctricos. Es desembarcar con esa tecnología. También seguir profundizando en las tecnologías de digitalización de sistemas, como por ejemplo herramientas digitales que se integran a la tecnología del RIG para avanzar sobre la automatización, la toma de decisiones en tiempo real, el conocimiento del reservorio y demás», explicó Carbonell.

Innovación

Miguel Bernal, de Calfrac Well Services, señaló que en el frente de la innovación están trabajando fuertemente tanto en servicios de fractura como en coiled tubing, un servicio de completación que están aplicando en el proyecto Toyota Well de YPF.

«Coiled tubing es de alguna manera un poco el orgullo nuestro del nivel de innovación. Para nosotros es un orgullo poder participar en Toyota Well. Hemos alcanzado grandes hitos recientemente, en cuatro pozos, superando extensiones de siete mil quinientos metros«, contó Bernal.

Calfrac también está apostando a la utilización de bombas para fractura a gas natural. «Iniciamos el proceso de transformación de nuestros equipos de fractura, migrando a bombas dual fuel, hace básicamente un año. Si lo ponemos en contexto, Calfrac inicia sus operaciones de fractura recién en 2013, con tan solo 13 bombas. Hoy en día vamos a cerrar nuestro plan de CAPEX 2025 con 80 bombas de fractura«, dijo el representante de la empresa.

Por último, David Caballero, de SLB Argentina, explicó que el principal desafío de la compañía es integrar su portafolio de servicios para hacer frente al crecimiento de la actividad. «Creemos que no solamente el desafío es técnico, sino también integrar toda esa capacidad de servicios para poder ser lo más eficientes posibles y lograr tener acuerdos a medida y cumplir con las necesidades de nuestros clientes, ya sea desde servicios discretos, servicios paquetizados, servicios integrales, hasta servicios llave en mano», analizó.

Caballero destacó los avances de la empresa en materia de digitalización en Vaca Muerta. «Tenemos nuestra plataforma Delfi, que conecta datos, proyectos, protocolos, y que nos dan datos correctos para que podamos tomar las decisiones correctas, reales y de manera ágil. También estamos desarrollando para eficiencia energética, perforación autónoma, automatización de sistemas críticos, monitoreo inteligente de emisiones. Lo interesante de todo esto es que son tecnologías que ya la aplicamos en Vaca Muerta. Son soluciones probadas, no son pruebas pilotos», concluyó.

, Nicolás Deza

La cadena de valor de la industria energética atraviesa sus propios desafíos para viabilizar el desarrollo de las operadoras de gas y petróleo. La volatilidad del precio internacional del petróleo, sumado a crecientes costos en dólares y la falta de financiamiento, instalaron en la agenda la necesidad de mejorar la eficiencia del segmento de proveedores de servicios para, a la vez, alcanzar una integración más amplia que permita incorporar tecnología, superar barreras logísticas históricas e incluso transformar la gestión de los contratos de servicios. Así lo observaron los responsables de las áreas de Supply Chain de cinco de las principales empresas petroleras con proyectos en Vaca Muerta que participaron este martes de la nueva edición del Supplier Day que organizó EconoJournal.

Cómo trazar esa agenda de futuro que permita pasar de la incertidumbre local a la competitividad global fue el eje que desarrollaron Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol; Marcelo Gioffre, VP Supply Chain & Seguridad de PAE; Walter Actis, VP of Supply Chain y Servicios de YPF; Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol; y Lenin Briceño, Supply Chain Manager de Shell.

La premisa fue analizar los desafíos concretos para mejorar la vinculación de la cadena de valor de la industria, integrada por proveedores y contratistas de equipos y servicios, a un escenario que se anticipa de sostenido crecimiento con la puesta en marcha en pocos años de megaproyectos como el Vaca Muerta Oil Sur o el Argentina LNG en sus tres etapas. La magnitud de esas iniciativas obliga a repensar en detalle lo que ocurre aguas abajo de la cadena de producción.

Para Murphy ese rol exportador de gas y petróleo de la Argentina significará el ingreso a un mercado global competitivo que tiene nuevas exigencias. “Vamos a jugar el mundial del Oil & Gas y tenemos que estar muy finitos, ahí pasa el gran desafío de la cadena de valor. Hay un paquete tecnológico que viene asociado con los servicios que va a cambiar la manera de gestión, la información que vamos a tener y las salas de monitoreo y el uso de la IA van a transformar la manera de resolver los problemas, habrá mucho por aprender y va a cambiar la manera de operar”.

Ese nuevo escenario trae otro abordaje clave en la relación de la petrolera con su proveedor. Para el VP de Tecpetrol “esta transformación producto de esas tecnologías y su uso la vamos a tener que incorporar en los contratos. Es un gran desafío cambiar la manera rígida de los contratos anteriores para que el recurso activo esté utilizado al 100%, por ahí pasa la cuestión de eficiencia y baja de costos, pero a la vez tenemos que abordar la discusión de tarifas sinergizando los servicios”.

“Ya no hay manera —agregó Murphy— de no trabajar con tecnología y la usamos en todos los aspectos. En Tecpetrol tenemos 200.000 líneas de compras de materiales por año, imposible manejar sin tecnología, pero todavía no logramos incorporar a esos contratistas y que sea uno más de nosotros. La parte financiera está linkeada, pero no todo el proceso del servicio y todo eso hay que trabajarlo metiéndonos en el contratista como si fuera un empleado propio”.

Desafíos y oportunidades en la producción

Para Gioffre, en similar sentido, “hay enormes desafíos con tan solo pensar que hay que llenar el VMOS y los proyectos de LNG para lo cual habrá que duplicar la producción de petróleo y gas, y para eso hoy hay muchos problemas y muchas oportunidades de ser más productivos, pero esa productividad todavía no la hemos logrado y en muchos casos es culpa de los operadores de no generar los procesos para eficientizar los recursos también en el convencional”, como la área emblema que opera PAE de Cerro Dragón, en la provincia de Chubut.

“Tenemos que quebrar barreras históricas que no las hemos quebrado, no nos dimos cuenta que tenemos eficiencia por la manera en que hacemos los contratos y no pudimos homogenizar y hacer más eficientes los recursos. La Cuenca del Golfo tiene esos recursos y tenemos que lograr que siga funcionando con transformaciones a las que hoy está permeable la sociedad como para llevarlas a cabo”, aseguró el responsable de Supply Chain de PAE.

La empresa encabeza el consorcio Southern Energy que ya empezó un trabajo enorme para cumplir los plazos de inicio de producción de gas natural licuado desde unidades flotantes frente a las costas de Río Negro. “Estamos trabajando en supply chain —dijo Gioffre— para poder avanzar con este proyecto porque estamos urgidos por empezar, y generar las licitaciones necesarias para construir el caño paralelo al VMOS de 500 kilómetros que va a traer el gas para el MKII”.

Inteligencia artificial en la cadena de valor

Actis se refirió en el encuentro sobre cómo la inteligencia artificial puede sumar valor concreto en las operaciones del ecosistema energético, para lo cual YPF está reestructurando su área de supply chain. “Estamos haciendo una revisión de tres pilares que tienen que ver con la organización, los procesos y los sistemas antes que hacer cualquier tipo de integración. Al entender todo eso se puede incorporar el avance digital que más allá de usar la IA como la que reemplaza a la persona y maneja los datos, es la que invoca al ser humano para situaciones críticas”.

En esa transformación ambiciosa y compleja la empresa viene avanzando desde comienzos de año para el desarrollo de esos nuevos sistemas e incorporar el resto de la cadena en procesos y organización. “Desde marzo lanzamos el grupo de Energía Pyme para interactuar con todo el ecosistema para que cualquier desarrollo que hagamos en las operadoras o cualquiera de las compañías de servicios permita mejorar también la eficiencia de un proveedor en particular que pueda afectar al resto de la cadena”, agregó el directivo de YPF.

Actis también identificó un desafío grande de todas las organizaciones de supply chain. “Una cosa es dónde se genera el dinero y otra cómo lo gastamos. Hay mucho que la operación sabe y maneja muy bien, pero existe una oportunidad enorme del área de supply chain de integrar el conocimiento de todas las compañías de servicios que traen muchísimo valor y no lo pueden transparentar al área operativa. Lo desafiante es incorporarlo rápido para el éxito de eficiencia en el menor tiempo posible, al menor costo, y hacer que tenga un efecto en un ciclo evolutivo constante y virtuoso”.

Desafíos logísticos y la necesidad de colaboración

En otro de los momentos del encuentro, Zelerteins explicó que una compañía como Pluspetrol, que acaba de incorporar nuevas áreas adquiridas a ExxonMobil, tiene desafíos en distintos segmentos. “Trabajamos la mejora en la eficiencia, en poner la factoría a un ritmo que permita ser sostenible y trabajamos en desafíos técnicos en resolver cuestiones que aportan mayor eficiencia en los tiempos, desafíos de mercado porque necesitamos más empresas, más proveedores de servicios, más herramientas, más asociatividad con muchas compañías de afuera y locales”.

“Hoy el precio es una parte de la discusión —aseguró el director de Supply Chain de Pluspetrol— pero tenemos que buscar cómo lograr mejorar desde el costo, con los recursos humanos ampliando la oferta con desarrollo y capacitación de nuevo personal y trabajar con los desafíos tecnológicos y también desafíos logísticos porque los proyectos vienen avanzando a un ritmo más rápido que la infraestructura, y estamos trabajando con las empresas de la zona para materializar nuestro plan”.

Zelerteins también desarrolló cómo trabaja la empresa los componentes de costos con los distintos segmentos. “Buscamos poder fijar reglas que den previsibilidad con una provisión garantizada, por ejemplo estamos trabajando en arena húmeda que va a ser una de las pruebas que se vienen, el consumo del gas propio como combustible para el set de fractura, con la provisión de agua que no está tan disponible en Bajo del Choique y en la recirculación, y en pruebas de herramientas a pesar de la brecha de precios con Estados Unidos”.

La falta de infraestructura fue uno de los cuellos de botella más mencionados. Briceño destacó la evolución de los problemas en el sector y resaltó la necesidad de apelar a una filosofía de colaboración. “Si nos sentamos todos en una mesa vamos a terminar con una lista de seis o siete problemas que todos tenemos. Pasamos de un año atrás donde no había acceso a dólares y teníamos dificultad con las importaciones, y ahora estamos con el problema de infraestructura y de la logística básicamente”.

“Es importante lograr una cooperación entre operadoras y contratistas, con una visión de colaboración porque no podemos hacer la misma estrategia que Estados Unidos o Canadá porque no da el mercado. Colaboración es lo que necesitamos para crecer”, enfatizó el Supply Chain Manager de Shell, quien manifestó el optimismo de la compañía a nivel global con sus activos en Vaca Muerta.

“Somos muy optimistas sobre la Argentina y Vaca Muerta a nivel global y estamos enfocados en áreas donde hacer más inversión, y aquí la idea es siempre crecer”, aseguró Briceño. “Pero antes de empezar un crecimiento más grande el enfoque está en la continuidad de la eficiencia, de hacer un pozo bien y que el resultado en el siguiente sea el mismo, es decir cómo mejorar la performance para continuar creciendo, y eso es lo que Shell a nivel global nos está demandando, sin subidas y bajadas”.

, Redacción EconoJournal

Tenaris, la compañía siderúrgica de tubos sin costura para la industria de Oil&Gas del grupo Techint, que en los últimos años se posicionó también como un proveedor de servicios de completación para Vaca Muerta, está implementando un plan de innovación tecnológica para reducir costos y ganar competitividad en la perforación de pozos en Vaca Muerta. “Vamos a incorporar un rig (equipo), diseñado por Tenaris y con el proveedor del equipo, que se utiliza para perforar el casing de superficie de una forma mucho más eficiente a la que se hace en la actualidad. Según nuestras estimaciones, podríamos hacer la perforación en casi la mitad de tiempo y logrando hasta un 3% de ahorro en el costo de perforación en un pozo de Vaca Muerta”, confirmó Juan Pablo Grussi, director Comercial de Tenaris en el Supplier Day 2025, el evento organizado este martes por EconoJournal que se desarrolló en el Club Hípico Aléman, en Buenos Aires.

Además, el directivo indicó que “a comienzos de 2026 vamos a traer un nuevo set de fractura, que para nosotros sería el tercero, con la particularidad de que va a ser una tecnología DGB Tier IV (Dynamic Gas Blending), que permite que hasta un 70% sea alimentado con gas natural comprimido (GNC)”. “La intención es seguir impulsando una propuesta competitiva en la medida que se va desarrollando Vaca Muerta”, añadió.

Respecto al rig de perforación, Grussi subrayó que también es una novedad para el sector ya que “tendrá Inteligencia Artificial, una tecnología también desarrollada por Tenaris, que va a permitir de manera online tomar decisiones sobre cómo operar al equipo de forma más robusta”.

Reducción de costos

El director Comercial de Tenaris remarcó que “uno de los desafíos que teníamos era cómo llevar el GNC hasta el yacimiento y lo resolvimos a través de una planta compresora que permitirá llevar vía camión el GNC para abastecer el set de fractura”.

Grussi participó del panel “La incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios en Vaca Muerta”, donde describió también cómo Tenaris pasó de ser una empresa estrictamente industrial con la fabricación de tubos a sumar a su operación el sector de servicios petroleros.

El directivo describió cómo es la innovación que Tenaris incorporó a su producción de acero. “Una de las inversiones más relevantes que venimos haciendo es sobre la tecnología que se llama Consteel, que fue desarrollada por una de las empresas del grupo (Techint) en Italia, pero la primera planta donde se implementó fue la de Tenaris en Campana. Es una tecnología para abastecer el desarrollo de Vaca Muerta, pero también para implementar en yacimientos como Cerro Dragón” señaló.

“Es una tecnología que la estamos implementando en la fabricación de acero en Campana. Nos va a permitir no sólo incrementar un 10% la capacidad de producción, es decir, estar arriba de un millón de toneladas, sino que es una tecnología mucho más eficiente y en línea con disminuir las emisiones de carbono”, destacó Grussi.

Por último, el director Comercial de Tenaris sostuvo que “otra inversión que viene llevado adelante la compañía para mantener la competitividad tiene que ver con la construcción de dos parques eólicos en la provincia de Buenos Aires: uno en la localidad de Gonzáles Chavez, que ya está en operación, y el otro en Olavarría, que está en construcción”.

“Juntos, los parques eólicos suman una inversión de alrededor de US$ 400 millones. Ambos parques tienen la intención de asegurar el 100% de la energía eléctrica de nuestra planta de Campana. También nos permite reducir 30% las emisiones de carbono para 2030”, concluyó Grussi.

, Roberto Bellato

El ex ministro de Producción y Trabajo, Dante Sica, remarcó que Argentina está transicionando de una economía cerrada a una cada vez más desregulada e insertada al mundo. “Argentina está cambiando su estructura de motores desde el punto de vista de actividad productiva. Antes teníamos solo un sector que traccionaba y el mercado interno. Hoy tenemos los sectores de agroalimentos, energía, minería y todo lo que tiene que ver con el sistema de servicios basados en el conocimiento”, aseguró al exponer en el Supplier Day organizado por EconoJournal. “A mediano plazo el tipo de cambio va a ser menor en términos reales que en las décadas anteriores. Por lo tanto, tenemos que trabajar sobre la competitividad: impuestos, costos, regalías y convenios colectivos de trabajo”, agregó.

Sica remarcó que Argentina viene de una economía totalmente desequilibrada, en la que no había precios, se estaba al borde de la hiperinflación y donde había un conjunto de restricciones microeconómicas.  “Lo que salvaba a la empresa de la crisis macro era la mirada financiera. El tipo más importante de la empresa era el tesorero, el CFO. Si uno mira ese período, la mayoría de las ganancias eran más financieras que operativas”, subrayó.  

“Estamos transicionando a una economía con fundamentals macro mucho más sanos, donde se recuperaron las cuestiones fiscales y donde el tipo de cambio empezó a flotar. Si la economía sigue este rumbo, a fin año vamos a estar de nuevo en los mercados internacionales con una economía mucho más desregulada y mucho más competitiva”, sostuvo.

“Nos estamos integrando a un proceso global de comercio y por lo tanto tiene que haber regulaciones que sean más de ataque que de defensa. Toda nuestra estructura regulatoria estaba hecha para defendernos y ahora estamos generando un sistema de regulaciones que son para ser competitivo y conquistar mercados”, remarcó.

En este nuevo contexto, recomendó dejar atrás el concepto de resilencia que fue el que ayudó a las empresas a sobrevivir en las décadas anteriores e ir a un concepto de adaptación, de innovación y de generación de valor. “La tecnología ya no es una mejora de la innovación, la tecnología es lo que te permite seguir estando dentro del negocio”, dijo.  

“Hay que empezar a mirar como esos nuevos ecosistemas están traccionando y empezar a relacionarse con esas cadenas. Hay un cambio en la matriz productiva argentina que están cambiando los esquemas de economía política. Estos cuatro ecosistemas tienen un denominador común que son inversiones para el mercado global. No son inversiones para el mercado interno. Esto cambia la lógica de acción”, insistió.

La mira en los convenios colectivos

“Vamos a dar un salto exportador no por precio sino por cantidad. Aparte del sector agropecuario vamos a tener una secuencia que incluye petróleo, litio, gas y cobre. Esa es la secuencia que vamos a tener. A mediano plazo el tipo de cambio va a ser menor en términos reales que en las décadas anteriores. Por lo tanto, tenemos que trabajar sobre la competitividad: impuestos, costos, regalías y convenios colectivos de trabajo”, remarcó.   

“Vamos a tener que discutir todos los convenios colectivos de trabajo. Los convenios colectivos de trabajo de la Argentina no son compatibles con una economía integrada al mundo. El 50% de los convenios colectivos de Argentina son de la década del 80 para atrás. Ahí hay unos costos extra salariales adentro de los convenios que hacen que sea incompatible con la realidad actual”, agregó Sica.

En contra del régimen de compre local

El ex ministro del gobierno de Mauricio Macri también le apuntó a las leyes de compre local. “Las leyes de compre local atentan contra la competitividad de la cadena productiva. El desarrollo de Vaca Muerta, sumado al desarrollo de minería, hacen crujir a toda la cadena de abastecimiento y logística de la Argentina.  Un compre local fomenta la producción local, pero te quita escala y hoy para ser productivo se necesita tener escala. Tenemos que tener un programa de desarrollo de productores muy importante”, aseguró.  

Luego remarcó que “la licencia social no solo tiene que ver con las cuestiones ambientales sino también con las cuestiones de desarrollo local. Hay un tema de incompatibilidad. No se puede desarrollar un microsistema de proveedores en Neuquén y otro microsistema de proveedores para la minería en San Juan porque no te da la escala. En eso tenemos que trabajar mucho”.

, Redaccion EconoJournal

El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, aseguró que “la consistencia es el primer paso para mejorar la competitividad en Vaca Muerta”.  “Hoy nos cuesta hacer dentro de un mismo pad dos pozos iguales. La confiabilidad que tienen los sistemas y las herramientas se ha visto degradada en el último tiempo. Creo que ese es el trabajo más importante que tenemos que lograr con los contratistas”, aseguró al inaugurar una nueva edición del Supplier Day, organizado por EconoJournal en el Club Hípico.

Bizzotto reconoció que la macroeconomía es otro aspecto central para mejorar la competitividad, pero es un tema que va más allá del accionar de las compañías petroleras. “El riesgo país, la tasa y el cepo son temas clave para Vaca Muerta, pero no están bajo nuestro control”, subrayó. Por ese motivo, decidió poner el foco en la consistencia, un aspecto que sí depende de la gestión que lleve adelante cada petrolera junto con su red de proveedores.

Crecer orgánicamente

“Para empezar a ser eficiente hay que empezar por casa. Antes de exigirle a los contratistas y a los proveedores nosotros tenemos que dar el ejemplo”, sostuvo Bizzotto, quien aseguró que Phoenix es una empresa de unos 100 empleados que produce cerca de 20.000 barriles diarios, que tiene un plan para llegar a 50.000 barriles en los próximos 2 o 3 años y remarcó que en ese momento seguramente van a ser una compañía de 130 o 140 personas, no 1000 personas. “Tenemos una visión clara para crecer orgánicamente y de manera responsable. No queremos crecer para después volver a ajustar y creemos que es un buen ejemplo para el trabajo con nuestros contratistas”, dijo.   

“Nosotros vamos a invertir US$ 2000 millones en los próximos 5 años en el escenario de mínima. Ya tenemos la decisión tomada y el plan lanzado. En un momento en el que muchas compañías están bajando la actividad, incorporamos un segundo rig para acelerar el ingreso de pozos antes de fin de año y en enero incorporamos otro equipo de HP y tenemos un contrato de 5 años por esos dos equipos con la posibilidad de incorporar un tercero en 2027”, aseguró.  

Relación con los proveedores

Luego de detallar algunos aspectos clave del plan de Phoenix, Bizzotto analizó la relación con contratistas y proveedores subrayando la necesidad de mejorar la consistencia.  “Hoy nos cuesta hacer dentro de un mismo pad dos pozos iguales. La confiabilidad que tienen los sistemas y las herramientas se ha visto degradada en el último tiempo. Creo que ese es el trabajo más importante que tenemos que lograr con los contratistas”, dijo. “Recordemos que el no convencional es una fábrica de pozos. Si nosotros cada pozo lo hacemos distinto, o un pozo demora 30 días y otro 25 esa fábrica no es tan eficiente”, agregó.

“Muchos de los problemas asociados a la consistencia se deben a errores de operación. Si Vaca Muerta va a dar el nuevo salto de actividad, va a haber que poner mucho foco por parte nuestra y de los contratistas para formar la gente para que opere esa tecnología adecuada sin cometer errores”, insistió Bizzotto.  

—¿Cómo se prepara a una petrolera para ser más reactiva? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

–Hay que separar la organización propia, que es la que estudia y planifica, que no es la que más cambios sufre, y otra estrategia y foco es la de los contratistas. Por cómo fue nuestro nacimiento, que necesitaba apoyo de los contratistas, hicimos un pacto inicial: aquellos que nos acompañaban desde un principio son los que iban a seguir cuando estuviera el crecimiento. Hicimos muchas alianzas con proveedores locales. Nosotros tenemos un porcentaje muy grande de nuestra cartera de proveedores que son locales, que tienen capacidad de reacción rápida, disponibilidad y manejo muy bueno de los stakeolders y evitar conflictos y problemas en el campo.

Insumo clave

Al analizar estrategias para reducir costos, Bizzotto remarcó la necesidad de acceder a arena a precios competitivos. “La industria no se puede dar el lujo de no tener arena in basin, el negocio no está ni en un tren ni en el transporte, el negocio está en encontrar arena barata, de manera sustentable, producirla con consistencia todos los días del año. Nosotros no podemos pagar arena más última milla a US$ 130 o US$ 150. Eso es una locura”, dijo.

–Hay empresas que prefieren traer arena de Entre Ríos y otras compañías gestionan insumos en cuenca porque en términos de productividad les rinde trabajar con arena más cercana al yacimiento. –le comentó Gandini.

–La variable que hay que mirar es el costo de desarrollo, los dólares que se invierten para construir un pozo versus la EUR (NdE: «Estimated Ultimate Recovery», o en español «Recuperación Final Estimada») que va a tener un pozo. Hoy no hay ninguna evidencia de que la arena de Río Negro haya deteriorado la productividad de los pozos y si la productividad se ve deteriorada dentro de 25 años en la evaluación económica no tiene ningún impacto.

Por último, Bizzotto insistió en la necesidad de acelerar el desarrollo de la formación rocosa. “Una petrolera tiene que destinar el 99% de su CAPEX a pozos, no a trenes o a otra cosa. Nosotros tenemos que acelerar la puesta en valor de Vaca Muerta por la ventana de oportunidad que tiene”, concluyó.  

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) destacó que durante junio de 2025 la producción del sector experimentó una suba del 5% respecto al mes anterior; mientras que la comparación interanual presentó un aumento del 8%. Por su parte, la variación acumulada tuvo una baja del 6 por ciento.

Por el lado de las ventas locales, en el relevamiento de la Cámara se observó un incremento del 7% frente a mayo, aunque los datos interanuales indican una baja del 10%. En lo que va del año, este segmento acumula una caída del 15%, reflejando aún un comportamiento mixto en los distintos subsectores.

Exportaciones

En cuanto a las exportaciones, la reseña de la CIQyP® mostró un fuerte repunte del 20% en la variación mensual. Pese a ello, la comparación con junio de 2024 marca una caída del 17%, aunque el acumulado de 2025 se mantiene levemente positivo, con un alza del 4%.

Respecto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el análisis de la CIQyP® reveló un importante crecimiento mensual del 29% en producción respecto al mes anterior, con una mejora del 6% en la variación interanual; aunque con una leve caída en el acumulado del año en 1%. En cuanto a las ventas locales, se observó una baja del 1% mensual, un incremento del 9% en la variación anual y una disminución del 3% en el acumulado. En el caso de las exportaciones, se registró caída del 31% frente a mayo, aunque la comparación interanual arrojó una suba del 17%, con un crecimiento acumulado del 32%.

Balanza comercial

Durante junio de 2025, la balanza comercial de los productos del sector, medida en dólares, registró una suba del 20% en comparación con junio del año pasado. Las importaciones disminuyeron un 17%, mientras que las exportaciones bajaron un 10%.

Por su parte, el uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, fue del 58% para productos básicos e intermedios y del 86% para productos petroquímicos.

Las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante junio 2025, fueron de 289 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.550 millones en el primer semestre del año.

“Interesante recuperación del mes de junio en producción y ventas al exterior lo que muestra la resiliencia del sector, sin embargo, no alcanza para recuperar volúmenes y montos del año pasado. Podemos decir que el sector sigue la dinámica de la industria en general al ser proveedora de la mayoría de las cadenas de valor”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, adelantó este lunes que dos nuevas petroleras internacionales desembarcarán en la provincia en las próximas semanas. Si bien el funcionario provincial no las identificó, EconoJournal pudo confirmar que las firmas que están por recibir el guiño oficial son la brasileña Fluxus, la petrolera que controla el grupo J&F, el principal productor de carne del Brasil, y la colombiana GeoPark.

–¿Qué está pasando gobernador? ¿Por qué se están yendo las empresas en una provincia como Neuquén, que es un emirato? -le preguntó la periodista Silvia Naishtat a Figueroa en un evento de energía organizado por el Grupo Clarín.

–Me apasiona poder venir a Buenos Aires y aclarar muchas cosas que como siempre desde el Obelisco nos provoca miopía y no se alcanza a ver lo que pasa en las provincias. ¿Qué pasa con las empresas? Bueno, cómo ustedes saben la macroeconomía le corresponde al Estado Nacional y si existen determinados vaivenes o desconfianzas por parte del inversor externo, pueden mirar otros escenarios. Nosotros hemos tratado de darle también a los portfolios la posibilidad de ser muy dinámicos y ante la salida de una empresa internacional o crece una nacional o viene una nueva internacional. -respondió el gobernador.

A continuación, y para tratar de relativizar la idea de que la producción petrolera de Neuquén se está argentinizando luego de las salidas de Petronas, Exxon y TotalEnergies, Figueroa sostuvo que «esta semana está ingresando una empresa brasileña y creemos que en los próximos 15 días va a ingresar una empresa colombiana», aseguró.

Las petroleras que llegan

Si bien no mencionó cuáles son, el Grupo J&F, el conglomerado privado más grande de Brasil, dirigido por los empresarios Joesley y Wesley Batista, anunció en diciembre de 2023 la compra, a través de su filial Fluxus, de una serie de campos convencionales en Neuquén a Pluspetrol y desde entonces espera la aprobación del ejecutivo provincial.  

La operación involucra a los Bloques 1 y 2 y el Bloque Centro del campo Centenario en Neuquén, además del 33% del campo Ramos en Salta. La transferencia se demoró debido a una negociación entre la provincia y Fluxus relativa a la presentación de garantías económicas por parte de la petrolera destinadas a la remediación final de los pozos petroleros.

Por otro lado, Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, dio recientemente una señal fuerte de querer ingresar en Vaca Muerta. El CEO de la compañía, Felipe Bayon, expuso en julio los pilares estratégicos para una nueva etapa de expansión a mediano y largo plazo en la región, con un enfoque especial en el desarrollo no convencional de la cuenca Neuquina.

La petrolera colombiana había avanzado en un acuerdo con Phoenix Global Resources en mayo de 2024 para desarrollar cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por Neuquén y Río Negro. Pero un año después, en mayo de este año, el acuerdo no prosperó por falta de homologación por parte de la provincia de Neuquén en dos áreas y, finalmente la operación se cayó.

«Queremos estar en Vaca Muerta no solo como inversionistas, sino como parte activa del desarrollo, aportando experiencia técnica, disciplina operativa y compromiso con la creación de valor compartido», expresó Bayon en una entrevista con EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Subsecretaría de Energía de la provincia de Buenos Aires presentó este lunes el Portal Energético de la provincia (PEBA) en el Centro Bonaerense de Energías Renovables. Se trata de una iniciativa que tiene como objetivo centralizar y facilitar el acceso a las estadísticas energéticas a fin de apoyar la toma de decisiones, promover la investigación y contribuir al desarrollo sostenible del sector.

La exposición estuvo a cargo de Gastón Ghioni, subsecretario de Energía; Pablo Jorge, director de la Dirección de Información y Prospectiva energética; Diego Rusansky, director provincial de Estadística; y Roberto Salvarezza, presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas de la Provincia de Buenos Aires.

Acceso a la información: ¿cuáles son los datos con los que cuenta el portal?

Jorge explicó que “el objetivo de la provincia era organizar la información para que este nuevo portal se convierta en una herramienta pública que sirva para la toma de decisiones y que al mismo tiempo estuviera al alcance de todos. Queríamos que sea un instrumento que sirva para impulsar el desarrollo sostenible y la eficiencia energética”.

Al PEBA se puede acceder desde la página web del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos. En el portal se puede observar la oferta de energía, los hidrocarburos que vienen desde otras provincias y el consumo de energía por sector.

“Desde el portal podemos acceder a los datos del último balance energético que presentamos y el recorrido y flujos de la energía. Podemos obtener información estructural de años anteriores, pero también información en tiempo real con datos que surgen desde Cammesa”, explicó el director de la Dirección de Información y Prospectiva energética de la provincia.

Esto es así ya que el portal permite que cualquier usuario pueda visualizar la demanda en tiempo real, y también la de los días anteriores, y la matriz de generación.

Jorge detalló: “El portal también posee un tablero sobre el sistema eléctrico provincial. Allí podemos ver la potencia y la generación que tuvo la provincia por tipo de tecnología. También hay un apartado para las energías renovables y otro que hace referencia al uso de combustibles en las distintas centrales térmicas y al tipo de demanda”.

Energía eléctrica

Uno de los aspectos novedosos del PEBA es que tiene un tablero sobre las áreas de concesión y un apartado de usuarios por categoría tarifaria y cantidad de usuarios por distribuidora. Además de estos datos cuenta con un simulador de facturación eléctrica. “Gracias a esto los usuarios residenciales podrán conocer un valor estimado de su factura ya que allí podrán seleccionar la distribuidora, el tipo de usuario, el consumo. Eso permite simular la factura del servicio eléctrico y también muestra cómo se posiciona ese consumo”, precisó Jorge.  

Renovables

El PEBA también tiene un apartado dedicado a las energías renovables. Hay un segmento que aporta información sobre la cantidad de parques solares con los que cuenta la provincia, dividida por localidades.

“También podemos ver las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que se generan en la provincia. Contamos con mapas energéticos para ver las áreas de concesión, los parques, la infraestructura petrolera. Todos estos mapas se pueden descargar y permiten filtrar por capas de información”, informó Jorge.

El portal brinda además la posibilidad de obtener información sobre el marco legal y normativo que da lugar a toda la actividad energética en la provincia. Posee un apartado para explorar las normativas del sector, por número, año y palabra clave. “Este portal es un punto de partida. Se va a actualizar constantemente y va a permitir transparentar la información”, aseveró el director de la Dirección de Información y Prospectiva energética.

Impacto

El subsecretario de energía de la provincia indicó que todos los datos del portal serán clave a la hora de diversificar la matriz energética y diseñar políticas energéticas de cara al futuro. “Para diseñar políticas necesitamos tener información real y este es un gran paso en ese sentido. Tenemos grandes desafíos y debemos ir incorporando nuevas variables. Con el acceso a la energía logramos la equidad social, la calidad de vida. Sin tener estos datos se hace política a ciegas”, concluyó Ghioni.

Ghioni consideró: “Es información integradora. Esta es la continuidad de un trabajo que venimos haciendo. Todos son los destinatarios. Es un aporte al mundo académico y al científico general. Es información fundamental y por eso la abrimos a todos. Creemos que es un punto necesario”.

Eficiencia energética

Rusansky, director provincial de Estadística, valoró el aporte que generarán los datos del portal y aseguró: “Es muy bueno concentrar la información en un solo lugar y que se pueda acceder a ella de manera fácil. También dijo que gracias a esto los usuarios puedan mejorar la eficiencia dentro de sus hogares y la calidad de su energía y sus instalaciones. El portal no es sólo un sitio web, es una invitación para ver donde estamos y ver en qué podemos mejorar”.

Por último, Salvarezza destacó la importancia de diseñar, en base a estos datos, políticas públicas que beneficien a los bonaerenses. “Esta es una gran oportunidad para los que hacemos investigación en energía. Hoy tenemos todos estos datos disponibles para sacar información y entregar estos resultados a las autoridades de aplicación para que puedan desarrollar políticas. Creo que va a tener una repercusión grande y va a facilitar la tarea de investigación en la comunidad científica”. 

, Loana Tejero

El gobierno nacional eliminó un decreto que regulaba a las empresas que ofrecen servicios de trasbordo de combustibles y petróleo crudo de buque a buque, unas operaciones conocidas en la jerga de la industria como ‘ship to ship‘. La medida implica esencialmente un retroceso del país en relación con los estándares internacionales que se aplican sobre este tipo de operaciones. Solo entre Argentina y Uruguay hay por año unas 250 operaciones ship to ship.

La Agencia Nacional de Puertos y Navegación (ANPYN), un ente autárquico en la órbita del Ministerio de Economía, derogó el viernes primero de agosto la Disposición 21/2023 que establecia un régimen de habilitación específico para las empresas que realizan operaciones de transbordo de buque a buque en el ámbito fluvial, introduciendo requisitos y procedimientos que deben ser cumplidos por los operadores.

La Resolución 34/2025 que lleva la firma del director ejecutivo de la ANPYN, Iñaki Miguel Arreseygor, argumenta que la Ley N° 24.051 de Residuos Peligrosos y la Ley N° 25.675 de Política Ambiental Nacional «aseguran estándares de control ambiental adecuados sin necesidad de imponer requisitos adicionales para las operaciones de trasbordo», por lo que se deroga el régimen de habilitación de operadores establecido en 2023.

El procedimiento para que las empresas puedan obtener un certificado habilitante para brindar servicios ship to ship establecia una serie de requisitos y obligaciones, como acreditar la experiencia de la empresa en la prestación de servicios de trasbordo de hidrocarburos, habiendo intervenido en al menos 100 operaciones de alijo o completado de carga.

Retroceso en normativa internacional

Fuentes conocedoras de la industria indicaron a EconoJournal que la derogación del régimen habilitante implica esencialmente una vuelta al estado de situación previo al 2023, considerado como «sub estandar» en comparación con los estándares internacionales que regulan a las empresas que asisten en operaciones de trasbordo de hidrocarburos y combustibles.

Concretamente, el país contó hasta el 2023 con una normativa de Prefectura que regulaba y controlaba este tipo de operaciones, sin grandes problemas registrados, pero lejana a los estándares internacionales. La Disposición 21/2023 vino a poner al país en sintonía con los estándares que aplican países de la región como Uruguay y Brasil.

, Nicolás Deza

Clear Petroleum sigue expandiendo su presencia en los yacimientos no convencionales y decidió incorporar dos  nuevos equipos de Pulling autotransportables. «Destacados por su tecnología, estos equipos se encuentran preparados para responder con eficacia, calidad y seguridad a los desafíos y complejidades más exigentes de los yacimientos no convencionales», remarcaron desde la compañía.

El diseño autotransportable brinda una flexibilidad operativa crucial, permitiendo una rápida movilización y optimizando los tiempos de intervención, conforme las necesidades de las empresas operadoras.

Desde la compañía, Jerónimo Bunge, director comercial, resaltó: “Esta incorporación es fundamental para fortalecer nuestra presencia en la región y ofrecer soluciones de valor agregado que nos permitan generar relaciones de largo plazo con nuestros clientes”.

Trayectoria

Clear Petroleum está presente en la cuenca neuquina hace más de 12 años, empleando a más de 200 personas y con una amplia variedad de servicios petroleros que van desde sus equipos de Workover, Wireline y Slikline en campos maduros hasta el equipo de Pulling en yacimientos no Convencionales, reconocido por sus logros en materia de seguridad y mejoras operativas durante el último año. «Evidencias, estas, que resaltan el conocimiento cabal de la cuenca, como de las necesidades de los clientes», destacaron desde la firma.

La empresa avanza en su compromiso con el desarrollo energético de la región. “Es un paso importante en nuestra historia. Con estos nuevos dos equipos, acompañamos el crecimiento y evolución de la industria hacia las operaciones de Vaca Muerta, generaremos empleo a más de 40 personas directas e indirectas y ratificamos nuestra presencia en yacimientos claves”, afirmaron desde de la compañía.

Potencial crecimiento

Los nuevos equipos de pulling estarán afectados directamente a intervenciones esenciales para incrementar la producción, garantizando la continuidad y la eficiencia de los activos de nuestros clientes en Vaca Muerta. La versatilidad y eficacia de estas unidades son clave para optimizar cada fase del pozo en un entorno tan exigente como el no convencional.

“Este proyecto no solo refuerza la presencia de Clear Petroleum en el sector no convencional, sino que también amplía sus capacidades como socio estratégico para futuras operaciones. Además, la incorporación de nuevo talento representa una oportunidad clave para adquirir experiencia en pozos de alta presión y condiciones técnicas complejas”, asegura Esteban Maquez, gerente de Operaciones de Torre de Zona Norte.

Innovación

Clear Petroleum también está implementando un sistema de inteligencia artificial para el monitoreo de operaciones. A través de cámaras inteligentes, esta tecnología de punta permite detectar desviaciones de seguridad en tiempo real, elevando significativamente los estándares de control y prevención en campo.

«Esta iniciativa demuestra el compromiso de la compañía con la seguridad de sus colaboradores y la protección del medio ambiente, integrando la tecnología más avanzada al servicio de la eficiencia y la seguridad operativa», destacaron.

Asimismo, la empresa se encuentra próxima a iniciar en Neuquén la operación del servicio de CRT (Casing Running Tool), una herramienta que permitirá la bajada de «casing» con mayor seguridad y eficiencia, reduciendo tiempos y garantizando la integridad de las tuberías durante su instalación.

«Con más de tres décadas operando en la industria del petróleo y gas, Clear Petroleum ofrece servicios integrales con foco en innovación, seguridad y calidad y continúa generando confianza a sus actuales y potenciales clientes», concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Las compañías Pan American Energy, Tenaris, Techint Ingeniería y Construcción, Tecpetrol, Honeywell Argentina, CGC, Aeropuertos Argentina, Franuí y Aconcagua Energía impulsan la novena edición del Argentina Internship Program, una iniciativa de pasantías internacionales que en 2025 sumó a 26 estudiantes provenientes de universidades de primera línea de Estados Unidos.

Desde su lanzamiento en 2015, el programa ya recibió más de 2.900 postulaciones y brindó experiencias profesionales a 125 estudiantes, promoviendo el intercambio cultural, académico y laboral, y posicionando el potencial industrial argentino en un escenario global.

Con una duración de dos meses, esta experiencia combina una etapa de inducción con el desarrollo de proyectos específicos dentro de cada compañía, bajo la tutoría de referentes asignados por las organizaciones participantes, destacaron desde las empresas.

Formación profesional

En esta nueva edición se conformó un consorcio de 9 empresas y se registró una mayor diversidad de universidades postulantes. En total se recibieron más de 715 postulaciones, provenientes de 95 universidades estadounidenses y 66 de otras casas de altos estudios internacionales.

Las prácticas se realizaron en múltiples locaciones del país, incluyendo Chubut, Mendoza, Neuquén, Santa Cruz, Campana y CABA.Del acto de cierre del programa -realizado en el Campus de la Universidad de San Andrés (UDESA)-, participaron Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Hugo Eurnekian CEO y Presidente de CGC; Javier Martínez Álvarez, Vicepresidente Institucional del Grupo Techint;Gustavo Galambos, Presidente de Honeywell Argentina; Andrea Previtali, Presidente de Tenaris Cono Sur; Leonardo Deccechis, CEO de Aconcagua Energía Servicios; Nicolás Schlichter, Director Comercial de Franuí; Lucas Grosman, rector de UDESA; Andrés Agres, rector de ITBA; autoridades de la universidad UTDT y de las embajadas en Argentina de Estados Unidos, México, Reino Unido y Brasil; ejecutivos de distintas cámaras empresarias, y los pasantes que participaron de esta nueva edición del programa, entre otros. Este año los estudiantes llegaron de Yale University, Columbia University, Colorado School of Mines, University of Texas at Austin, Stanford University, Rice University, University of Houston, entre otras prestigiosas universidades de Estados Unidos.

«El Argentina Internship Program continúa consolidándose como una plataforma estratégica de formación y vinculación internacional, abierta a universidades de todo Estados Unidos, y ahora también, gracias a un acuerdo con la Embajada de México en Argentina, el programa se extendió al Instituto Politécnico Nacional de México, del que se seleccionó un estudiante para realizar dicha práctica», aseguraron desde las empresas.

En 2024 las compañías impulsoras del programa también promovieron una experiencia de intercambio profesional para jóvenes argentinos, quienes participaron de una inmersión de una semana en Houston, Texas.

Los profesionales recorrieron las instalaciones de empresas como Amazon, bp, Honeywell, Tenaris y Rice University, y participaron de charlas con líderes de la industria. Esta iniciativa, que forma parte de la segunda fase del Argentina Internship   Program, tuvo como objetivo potenciar habilidades de liderazgo, ampliar la perspectiva global de los participantes y fomentar el aprendizaje sobre transformación digital y evolución industrial.

Los siete jóvenes seleccionados, egresados de carreras de Ingeniería de universidades argentinas, colaboraron en un proyecto conjunto enfocado en los desafíos futuros de las organizaciones.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, encabezó este viernes la call con inversores para presentar el balance de la compañía del segundo trimestre del año, que arrojó un resultado neto positivo de US$58 millones, lo que permitió revertir las pérdidas de unos US$10 millones del trimestre anterior, pero con una caída del 89% frente a las ganancias de US$535 millones obtenidas en el mismo período de 2024.

Si se toma el parcial del primer semestre las diferencias son un poco más marcadas, ya que las ganancias de la primera mitad del año fueron de US$48 millones, pero la retracción respecto al segundo trimestre del año pasado tuvo una caída de 96% frente al acumulado de utilidades de US$1192 millones del período. En ese proceso, el Ebitda de la compañía en el 2T fue de US$1124 millones, con caídas del 10% entre trimestres y del 7% interanual.

Las inversiones del trimestre fueron US$1.160 millones (-5% t/t y -3% a/a), el 71% del Capex fue orientado al no convencional, lo cual acentúa el foco en el desarrollo de Vaca Muerta. La producción total de petróleo equivalente alcanzó los 545.700 barriles diarios, con un alza de 1,2% interanual, pero con una caída idéntica en la secuencial, dentro de lo cual el crudo shale promedió 145.000 bbl/d, representando 59 % del total de petróleo. En gas, en el segundo trimestre llegó a los 39,7 MMm3/d con un crecimiento de 6,4% entre trimestres y de 2,3% anual.

Más allá de las grandes cifras, Marin al encabezar la call junto al CFO Federico Barroetaveña y el VP Strategy, Business Development and Control, Maximiliano Westen, rindió cuenta ante accionistas e inversores sobre cada uno de los aspectos de la compañía en el período. Los siguientes son los aspectos más detacados:

*Volatilidad de precios. Durante este trimestre, el mercado internacional experimentó una volatilidad significativa con precios bajos. Como resultado, nuestro precio de realización del petróleo disminuyó un 12% secuencialmente. Nuestra producción de petróleo de esquisto se mantuvo prácticamente sin cambios incluso después de vender la participación del 49% en Aguada del Chañar, lo que disminuyó la contribución en 6.000 barriles por día. Además, durante julio, acabamos de alcanzar una producción récord de aproximadamente 165.000 barriles por día. De hecho, el martes, la producción diaria fue de 163.800 barriles por día.

*Crecimiento en petróleo. El primer pilar es enfocarnos en nuestro negocio más rentable: la inversión en petróleo. Hemos continuado expandiendo nuestra operación shale y logrado avances significativos en proyectos de infraestructura mixta para impulsar el crecimiento futuro. En noviembre de 2013, la producción de petróleo de esquisto de YPF era de 110.000 barriles por día, para el mes pasado aumentó a 155.000 barriles por día. Pero proyectamos un mayor crecimiento, con el objetivo de cerrar el año en torno a los 190.000 barriles diarios. Esto representaría un notable aumento orgánico de la producción de más del 70% en tan solo 25 meses.

*Hito en Exportaciones. En los últimos 18 meses, nuestros ingresos por exportaciones de petróleo alcanzaron los 1.500 millones de dólares. En términos de volumen, este trimestre exportamos cerca de 44.000 barriles diarios. En cuanto a la expansión desde el primer día estuvimos convencidos de que VMOS representaba la clave y la mejor infraestructura para aumentar la producción de YPF a partir de 2026, así como para toda la industria. Este nuevo oleoducto consolida por completo el plan de crecimiento para alcanzar aproximadamente 250.000 barriles diarios para finales de 2026, lo que permitirá alcanzar medio millón de barriles diarios para 2030.

*Proyecto VMOS. Con el respaldo de una sólida estructura de contratistas, el proyecto obtuvo recientemente un préstamo sindicado de 2.000 millones de dólares para financiar la construcción de VMOS. Esta transacción reabre el mercado internacional de financiación de proyectos para Argentina y se trata del mayor préstamo comercial para proyectos de infraestructura en el país. También se encuentra entre las cinco mayores financiaciones en el sector de petróleo y gas de Latinoamérica hasta la fecha. El avance general de la construcción alcanza el 23 % en julio, con trabajos de soldadura completados en aproximadamente 120 kilómetros.

*El Plan Andes. En los últimos 15 meses, tras recibir la aprobación inicial de nuestro directorio, completamos la transferencia de 28 de los bloques maduros identificados en el plan inicial, denominado Andes. Además, revertimos con éxito 11 bloques maduros a provincias, uno en Chubut y otro en Santa Cruz, los bloques más complejos. Durante los últimos 18 meses, los bloques maduros que ya dejamos produjeron 61.000 barriles de petróleo por día y 3,2 millones de metros cúbicos de gas por día. Sin embargo, eran muy maduros y conllevaban altos costos de extracción, de aproximadamente 42 dólares por barril. Como resultado, durante estos 18 meses, el impacto negativo total en nuestro flujo de caja libre fue de aproximadamente 840 millones de dólares. Este monto incluye el flujo de caja operativo y el flujo de caja básico.

*Otra etapa de desinversión. Confío en que, con el mismo espíritu, alcanzaremos un acuerdo en la negociación en curso con Tierra del Fuego durante el tercer trimestre. Como resultado de estos esfuerzos, hoy podemos reportar una notable reducción en los costos de extracción del 24% anual. Con la decisión de convertir a YPF en una empresa altamente rentable, hemos decidido ampliar el alcance de los activos a desembolsar para que el próximo año se convierta en una empresa pura no convencional e identificamos otros 16 bloques que abriremos al mercado para continuar mejorando nuestra cartera y hacer que YPF sea mucho más resiliente a los bajos precios del crudo.

*Acuerdo con TotalEnergies. Alineados con la misma lógica de cartera de asegurar valor de largo plazo para la compañía, esta semana firmamos un acuerdo de licitación para adquirir áreas de primer nivel de Total por US$500 millones sujeto a ciertas condiciones. En este caso, los bloques La Escalonada – Rincón de La Ceniza se ubican en la zona más prometedora de la ventana de petróleo y gas húmedo de Vaca Muerta, cerca de los bloques Bajo del Choique-La Invernada que Pluspetrol adquirió recientemente de Exxon. Esperamos asumir el rol operativo de estos dos bloques, con una participación del 45%, en asociación con Shell y Gas y Petróleo con un inventario de más de 500 pozos activos cuyos primeros perforados muestran niveles de productividad muy prometedores.

*La era de los RTIC. Desde nuestra última llamada en mayo, hemos inaugurado tres centros de inteligencia en tiempo real. Dos de ellos se encuentran en La Plata y en la refinería, respectivamente. El tercero se encuentra en nuestra sede central para respaldar nuestra oferta de comercialización downstream. Este último ha sido clave para la implementación del microprecio y el proyecto de venta de combustible con un sistema único en Latinoamérica. Podemos monitorear la demanda paro cada estación las 24 horas, y además de nuestras tiendas de conveniencia. Estamos cambiando la forma de distribuir combustible y productos en el país. Es un cambio de marketing realmente disruptivo y tenemos una imagen positiva implícita en las encuestas.

*Mircropricing. Este proyecto, totalmente impulsado por la tecnología se lanzó el mes pasado para buscar una estrategia beneficiosa para todos. El microprecio permite a nuestros clientes acceder a un precio de combustible diferente desde la medianoche hasta las seis de la mañana y un mayor ahorro si el pago se realiza a través de la aplicación de YPF, lo que la hace pionera en este método en Argentina. El objetivo es reducir nuestros costos, aumentar las ventas nocturnas y generar más ganancias para YPF. En el primer mes nuestro volumen de ventas aumentó un 3% en comparación con el segundo trimestre de este año.

*Toyota Well. Logramos reducir el ciclo de pozo en aproximadamente de ochenta días a veintitrés con la misma metodología y el mismo enfoque en la implementación de un Real Time Intelligence Center para fracturación y finalización que está dando resultados. Como récord, una de las mayores empresas de servicios, la semana pasada, fue la primera vez que realizó trabajo de forma remota en todo el mundo. Este logro refleja nuestro enfoque integrado, trabajando en estrecha colaboración con nuestros proveedores estratégicos en cada etapa del proceso de producción de pozos.

*Avances en GNL. En mayo, firmamos el preacuerdo con ENI por 12 millones de toneladas anuales de GNL, con la expectativa de que la decisión final de inversión se apruebe en el primer trimestre de 2026. En la misma dirección, trabajamos con Shell para la segunda fase del acuerdo para acelerar la FID y obtener sinergias entre ambos proyectos. Asimismo, esta semana, nuestra socia obtuvo la aprobación de la FID para el contrato de flete a veinte años de su segundo buque flotante de GNL MarkII con capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales y se espera que esté operativo en 2028. Este buque permite la construcción de un ducto cien por ciento dedicado.

*Los ingresos. Los ingresos se mantienen estables secuencialmente por más de US$ 4.600 millones. Registramos altas ventas estacionales de gas natural y combustibles y un mayor volumen de importación de petróleo crudo y productos agrícolas. Sin embargo, la volatilidad del precio internacional impacta negativamente los precios de nuestros productos refinados, especialmente los combustibles locales. A pesar de la caída del 20% en Brent, los ingresos solo disminuyeron un 6%, y esa caída se vio mitigada por la eficiencia operativa, el aumento de la exportación de crudo y una recuperación en la demanda local de combustible.

*El Ebitda. Fue de US$1.124 millones en el segundo trimestre, disminuyendo un 10% secuencialmente. Esto se explicó por el impacto de la baja del Brent en los precios de los productos refinados, la salida de los campos maduros y el valor de los inventarios. Este efecto negativo se aminoró con menores costos de extracción debido a una menor exposición al convencional. Internamente, el Ebitda anual disminuyó un 7%, reflejando también la volatilidad del petróleo Brent, pero se vio parcialmente mitigado por el significativo aumento de la producción de petróleo de esquisto y la mejora de los costos de extracción convencionales.

*Las ganancias. El beneficio neto del segundo trimestre fue de US$58 millones, en comparación con una pérdida de US$10 millones en el trimestre anterior. Esta recuperación se debió principalmente a una salida de los campos maduros en el primer trimestre. Interanualmente, el beneficio neto disminuyó drásticamente, debido a una mayor depreciación derivada de la expansión de la actividad de shale y a menores ganancias por valores financieros en 2024. Este trimestre incluyó un mayor cargo por impuesto a las ganancias mientras que en el segundo trimestre de 2024 fue lo contrario. La producción convencional también impactó y sin incluirlo, el resultado neto habría sido de US$254 millones.

*Inversiones. En el segundo trimestre invertimos US$1.160 millones, manteniéndose similar secuencialmente e interanualmente. El 71% del total se asignó directamente a activos no convencionales. En el segundo trimestre, registramos un flujo de caja libre negativo de US$355 millones que se vio afectado principalmente por un impacto negativo de US$315 millones provenientes del convencional. Además, tuvimos un capital de trabajo negativo debido al pico de ventas de gas natural durante el invierno y al pago de impuestos sobre la renta. Como resultado, nuestra deuda neta ascendió a US$8.800 millones con un ratio de apalancamiento neto de 1,9 veces.

, Ignacio Ortiz

Si bien la macroeconomía argentina muestra señales de mejora, todavía están pendientes la apertura completa del cepo para las compañías y la recomposición del acceso del Tesoro soberano al mercado de capitales. Así lo advirtió el economista jefe de Empiria Consultores, Nicolás Gadano, en un nuevo episodio de Dínamo, la propuesta audiovisual de EconoJournal que conduce Nicolás Gandini. “Por el momento, estamos viendo que las empresas que lideran la inversión en Vaca Muerta tienen una espalda financiera más chica. Se van corporaciones como ExxonMobil, TotalEnergies o Petronas y aparecen firmas muy buenas, pero de menor tamaño, lo que anticipa que el desarrollo se dará a un ritmo más lento”, advirtió el experto.

Este proceso de ‘argentinización’ que se viene verificando en Vaca Muerta, reconoció, es ciertamente inquietante. “Yo preferiría que estén presentes todas las compañías, que haya más disputa por áreas, que la formación se vaya ampliando y que las inversiones se den a mayor velocidad. Pero la verdad es que los compradores de los activos que dejan las multinacionales son grupos locales”, señaló.

De todas maneras, sostuvo, esta etapa será revertida cuando la Argentina cumpla con los hitos pendientes de salida del cepo y regreso al mercado de capitales. “A partir de entonces podrá reconstruirse la confianza de los inversores. Mientras tanto, la disponibilidad de fondos para la inversión tendrá limitaciones”, recalcó.

Política de Estado

El mejor estímulo para las inversiones, opinó Gadano, es que la Argentina simplemente estabilice su macro y cumpla sistemáticamente con las reglas de lo que ha prometido, además de mantener estables las rentas que se lleva al Estado y las regalías de las provincias (que no deberían no aprovechar cualquier circunstancia para cobrar más). De lo contrario, expuso, siempre se estarán prometiendo regímenes especiales, supuestamente cada vez más beneficiosos y dotados de mecanismos de arbitraje. “También es cierto, para quienes se animen a entrar en el mercado ahora, que los activos van a valer mucho más en el futuro”, aseguró.

Más allá de lo que pase con las elecciones de medio término, intervino Fernando Krakowiak, el Gobierno todavía está lejos de acordar puntos centrales de políticas económicas que se conviertan en política de Estado. “Vaca Muerta fue apoyada por distintos gobiernos, pero en otros temas no hay tanto acuerdo y eso no genera mucha confianza en el exterior”, cuestionó el periodista de EconoJournal.

Son notables, contestó Gadano, el consenso y la relativa estabilidad que hay con respecto a las reglas básicas de esta industria. “Desde su expropiación, el modelo de YPF de un 51% de mayoría accionaria estatal y un 49% de participación privada fue respetado por Cristina Fernández de Kirchner, Mauricio Macri, Alberto Fernández y Javier Milei. Discutir eso ni siquiera está en agenda. Tampoco hay una gran discusión, pese a la precaria relación entre la Nación y las provincias, sobre el dominio de los recursos, la renta y las regalías. En la macroeconomía, en tanto, la idea del equilibrio fiscal está bastante internalizada”, reivindicó.

Menos retenciones

Recientemente se anunció la eliminación de las retenciones a la exportación de ciertos minerales, entre los que figura el cobre. Según recuerda Flavia Royon, esto era una condición del sector para viabilizar los proyectos en carpeta. “Esto ya se conversaba en mi gestión, simplemente que el contexto era otro: no se habían eliminado las retenciones del campo y no se estaba cerca de producir cobre. Por otro lado, independientemente de este anuncio los proyectos cupríferos que se incorporaran al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) no iban a pagar derechos de exportación”, minimizó el impacto la ex secretaria de Energía y ex secretaria de Minería de la Nación.

Más allá de lo establecido en el RIGI, puntualizó, lo que todavía falta resolver es la Ley de Glaciares. “¿Cuántos de los proyectos mineros que aplican al RIGI tienen la vocación decidida de invertir y cuántos responden a la especulación financiera?”, le preguntó Krakowiak. Si hay demora en la aprobación de proyectos, respondió Royon, es justamente porque el Poder Ejecutivo está siendo muy analítico y crítico en ese sentido. “Pero creo que se está viendo una real vocación de inversión. Rio Tinto, por ejemplo, tiene claramente la vocación de invertir”, precisó.

Beneficios sociales

A la hora de hablar de infraestructura y obra pública, afirmó Royon, no hay que caer en generalizaciones. “En el tema minero, no es lo mismo una línea eléctrica de uso exclusivo que una línea conectada con el sistema que también beneficiará a otros usuarios. No es lo mismo construir una ruta minera que una ruta nacional. Y tampoco es lo mismo un gasoducto que un hospital o una escuela. La infraestructura del sector le corresponde al sector, mientras que aquella con impacto social le corresponde al Estado”, distinguió.

Desde su visión, el gran problema con las obras, de todos modos, es que hay que poner la planta antes de que el sector se desarrolle. “Y muchas veces el Estado no la tiene”, manifestó.

De acuerdo con Gadano, debe considerarse que los proyectos surgen mucho antes de que empiecen a producir. “Los proyectos dejan de ser un anuncio o una idea cuando llega la decisión final de inversión; es decir, cuando las empresas firman los contratos y ya no hay marcha atrás. En efecto, la construcción y el desarrollo de estas obras ya se traducen en empleo y beneficios”, resaltó.

Impedimento para el desarrollo

Consultada sobre la Ley de Glaciares, Royon la definió como “una interferencia dentro de las competencias provinciales”. “No obstante, no hay un Estudio de Impacto Ambiental aprobado en una provincia que no contiene el sistema de glaciares”, aclaró la ex funcionaria pública.

A su entender, la Ley de Glaciares ha hecho mucho daño al sector. “Hay que tener políticas y discursos públicos sostenibles e informados. El gris legal que dejó esa normativa hoy es un impedimento para el desarrollo de la Argentina”, sentenció.

El Gobierno nacional, sugirió, debería apoyarse en las provincias que tienen los recursos y representan la autoridad de aplicación. “El escenario ideal sería rever la ley en el Congreso. Esa discusión llevará tiempo. Mientras tanto es posible aclarar los puntos inciertos mediante un decreto reglamentario, acordado con las provincias, que permita que los proyectos avancen”, completó.

, Redaccion EconoJournal

La audiencia pública convocada para poner en consideración el Informe de Impacto Ambiental del proyecto PSJ Cobre Mendocino transcurrió durante la primera semana de exposiciones sin incidentes y con un respaldo mayoritario a la iniciativa. En las seis jornadas de modalidad presencial expusieron más de 330 personas y este viernes comenzó la modalidad virtual que tiene 1380 inscriptos. El proyecto de la suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi promete una inversión de US$ 559 millones en su primera etapa e implicaría la vuelta de Mendoza a la minería de primera categoría.

Polémica por el lugar de la audiencia

La audiencia presencial se realizó en el predio que el proyecto minero tiene en la zona de Yalguaraz, departamento de Las Heras, a 2400 metros sobre el nivel del mar, 50 kilómetros al noroeste de la villa de Uspallata, sobre la montaña.

La ubicación fue cuestionada por el Partido Verde que presentó un recurso administrativo ante el Ministerio de Energía solicitando la nulidad de la audiencia. En el escrito, firmado por Mario Vadillo (presidente del Partido Verde), Emanuel Fugazzotto (diputado provincial), Dugar Chappel (senador provincial) y dos concejales, aseguraron que “la elección de un lugar de realización presencial, ubicado en la alta montaña, en condiciones geográficas y climáticas extremas, sin transporte público, sin accesibilidad ni garantías mínimas de seguridad y sanidad (…) vulnera el principio de participación ambiental efectiva consagrado en la Constitución Nacional, la Ley General de Ambiente, la Ley Provincial 7722 y el Convenio de Escazú”.

El gobierno rechazó el pedido argumentando que la audiencia debía realizarse en la zona de influencia directa del proyecto. Más allá del argumento formal, lo que se buscó fue tratar de minimizar la posibilidad de cualquier tipo de incidente realizando el evento lejos de la ciudad.  

El 26 de octubre de 2010, cuando se hizo una primera audiencia pública para analizar el entonces Proyecto San Jorge, ahora rebautizado PSJ Cobre Mendocino, el lugar elegido fue el Polideportivo Municipal de Uspallata, perteneciente a la Municipalidad de Las Heras, y, si bien hubo custodia policial y solo se dejó ingresar a los acreditados, en la puerta hubo manifestaciones a favor y en contra de la iniciativa. El Partido Verde finalmente decidió no participar y denunció un «simulacro institucional».

Respaldo mayoritario

Entre los expositores inscriptos en las seis jornadas presenciales hubo un claro apoyo al proyecto minero y ese mismo apoyo se evidenció en la primera jornada de modalidad virtual que se extendió este viernes durante 9 horas y en la que llegó a exponer hasta el participante anotado en el orden 364. Entre los 100 primeros inscriptos para disertar por zoom, EconoJournal contabilizó 37 expositores a favor de PSJ Cobre Mendocino, 4 en contra y 59 ausentes. En este caso, no se puede sostener como un argumento para justificar la ausencia de voces críticas la dificultad de acceso, ya que se conectaron ciudadanos de distintos lugares de Mendoza apenas con un teléfono móvil.

En estos primeros días de audiencia quedó claro que hubo un trabajo destinado a reunir apoyos para la iniciativa minera tanto por parte de la gobernación como de los empresarios. De hecho, en los últimos meses se organizaron 11 talleres informativos y 5 visitas técnicas para los habitantes de la zona.

Cada participante tiene 5 minutos para exponer en la audiencia y a muchos les sobró tiempo porque se limitaron manifestar su respaldo al PSJ Cobre Mendocino como si fuese un plebiscito en el que cada voto cuenta.

Detalles del proyecto

En representación del proyecto expuso Fabián Gregorio, presidente de Minera San Jorge y CEO de PSJ Cobre Mendocino. “Estamos acá para demostrarles de que es posible una minería moderna, responsable, con altos estándares internacionales, con cumplimiento de la legislación nacional y provincial, y capaz de generar desarrollo real”, aseguró. El ejecutivo detalló que hasta el momento el proyecto ya lleva desembolsados US$62 millones en sondajes de exploración y estudios de ingeniería. Sostuvo que el proyecto demandará una inversión inicial de US$559 millones y unos US$15 millones se desembolsarán en los primeros 12 meses. La construcción de la mina demandará 3900 puestos de trabajo y otros 2400 para la etapa de producción de cobre. “Nuestro compromiso es priorizar la contratación local con empleo de calidad que dinamice a toda la región”, declaró Gregorio.

Además, aclaró que la construcción demandará entre 18 y 24 meses y que el objetivo es producir en promedio 40.000 toneladas anuales de cobre fino con una técnica de flotación de sulfuros, proceso hidrometalúrgico que permite separar los minerales metálicos valiosos sin necesidad de usar cianuro ni ácido sulfúrico, dos sustancias prohibidas por la ley provincial 7722.

Cómo sigue el proceso

Una vez concluida la audiencia pública, si la Autoridad Ambiental Minera, compuesta por la Dirección de Minería y la Dirección de Gestión y Fiscalización Ambiental, aprueba la Declaración de Impacto Ambiental hay que enviarla a la legislatura en cumplimiento de la ley 7722 para que sea tratada en ambas cámaras. Recién si el Congreso Provincial la aprueba, la empresa puede iniciar sus actividades y luego tendrá la obligación de actualizar el informe de impacto ambiental cada dos años.

, Fernando Krakowiak