La provincia de Buenos Aires aprobó en junio su propio programa para incorporar baterías de almacenamiento destinadas reforzar el sistema de generación de energía eléctrica. Como parte de ese proceso, la gobernación de Axel Kicillof convocó a una licitación y le adjudicó a la empresa china Huawei la provisión del equipamiento.

Ese dato, que pasó desapercibido, acaba de adquirir una relevancia política inusitada luego de que el embajador estadounidense, Peter Lamelas, cuestionó en los últimos días el uso de la tecnología china y amenazó a los directivos de una cooperativa neuquina con revocarles sus visas si no dan marcha atrás con una adjudicación concretada a esa misma empresa.

A raíz del veto de Lamelas a Huawei, EconoJournal consultó sobre el tema al subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni. «Huawei presentó la mejor oferta en el proceso de adjudicación y, en función de eso, no tenemos nada que objetar respecto de la decisión adoptada. Se trata de una empresa con una trayectoria reconocida, que viene trabajando desde hace años en Argentina con distintas empresas del sector privado y que tiene, además, una presencia importante a nivel internacional», respondió.

El funcionario consideró que «los cuestionamientos planteados por la Embajada de Estados unidos dan cuenta de una intromisión que expresa, por un lado, la obediencia del gobierno nacional para con Estados Unidos; y por otro, la disputa comercial y tecnológica de este país con China. No creemos que ese debate deba interferir en las decisiones que toma la Provincia de Buenos Aires en función de sus propias necesidades y prioridades».

El cuestionamiento de Lamelas, embajador de origen cubano y nacionalizado estadounidense, involucró a la cooperativa neuquina CALF, por un data center vinculado a Vaca Muerta. El embajador declaró la semana pasada en Amcham que la presencia de la compañía china en dicho yacimiento desalienta la inversión extranjera y sostuvo que el Partido Comunista Chino exige acceso a los datos que transitan por dicha tecnología, lo que pone en riesgo la seguridad de proyectos estratégicos.

Ghioni despegó la decisión bonaerense de comprar baterías Huawei de una lectura geopolítica: «Nuestra posición no responde a una alineación automática con una potencia u otra. Lo que hacemos es evaluar, en cada caso, qué alternativa resulta más conveniente para la Provincia, con criterios técnicos, económicos y de eficiencia. En este caso, Huawei presentó la mejor oferta y fue adjudicataria conforme al procedimiento correspondiente».

El programa de la provincia de Buenos Aires con baterías busca suplir los déficits de transporte a partir del próximo verano. Contempla una potencia de 25 megawatts (MW) y una capacidad de almacenamiento de 125 MWh, que se distribuirán en cuatro nodos: Mar del Tuyú, Carmen de Areco, Arrecifes y Capitán Sarmiento. La inversión se estima en $31.200 millones y se financia con recursos ya existentes del Adicional de Costo de Generación Distribuida, según se informó oportunamente desde la Provincia.

Cómo operará el sistema de baterías

El programa bonaerense de baterías reemplaza al esquema usado en veranos anteriores, basado en generación móvil a gasoil.  “Vamos a estar expectantes —dijo Ghioni—, antes usábamos el sistema únicamente en el momento en que lo necesitábamos en los días más calurosos, porque era mucho más costoso y se quemaba gasoil. Ahora la inversión ya está hecha. Las baterías se van a poder usar todo el año para optimizar el sistema”.

Las baterías se usarán cuando TRANSBA, concesionaria del servicio de transporte de energía bonaerense, detecte saturación en las líneas de media tensión o en las subestaciones de 132 kV y solicite su activación, en el nivel de distribución, a través de las subestaciones de cada distribuidora o cooperativa eléctrica local.

«Cuando la transportista lo pida en base a restricciones porque está colmada la línea, estén saturadas las subestaciones o empiece a ver que no tiene capacidad suficiente de transporte en base a potencia demandada, ahí entrarán las baterías”, dijo, y aclaró que el sistema será operado por Buenos Aires Energía S.A., BAESA.

“La experiencia hasta ahora —a partir del Plan Verano, que se implementó por varios años consecutivos con generación móvil a gasoil— era usarlo los días más calurosos, que podían ser 1, 5, 10 o 15 días en todo el verano, según el lugar, con picos de demanda en esos momentos. Hubo veces que el sistema se usó dos horas por día en una semana y después estuvo tres semanas sin usarse”.

La licitación del programa se dividió en dos tramos: el del equipamiento, ya adjudicado a Huawei, y el de la obra civil (EPC), todavía en proceso de análisis de ofertas. Según Ghioni, tanto el equipamiento como la instalación deberían estar listos hacia fin de año, aunque la puesta en operación formal, según lo informado por la Provincia, está prevista para enero de 2027.

“A Huawei le compramos los equipos, ya son nuestros, y los vamos a tener por 15 o 20 años, salvo que hipotéticamente se hagan obras de transporte que resuelvan los problemas en lugares puntuales, en cuyo caso se evaluará de ser necesario moverlos a otro lado”, agregó el funcionario.

Un esquema paralelo al plan nacional

El programa bonaerense es propio, pero se inscribe dentro de la convocatoria nacional “AlmaSADI” y de estimaciones de CAMMESA sobre nodos con riesgo de saturación en el sistema eléctrico argentino, según lo señala la propia resolución de la iniciativa.

AlmaSADI es la continuación de AlmaGBA, la primera experiencia de almacenamiento a escala del país, que en 2025 adjudicó 713 MW en nodos críticos del AMBA con una inversión cercana a los US$ 540 millones, hoy en obra. A partir de esa base, la Secretaría de Energía de la Nación lanzó en febrero 2026 una convocatoria para sumar otros 700 MW en el resto del país, con eje en el NOA, el NEA, Cuyo, el Litoral, el Centro e interior bonaerense. La licitación en julio quedó formalizada con la adjudicación de 700,5 MW distribuidos en 20 proyectos de cinco empresas: Genneia, DQD Energy, 360 Energy Solar, Aluar e Intermepro.

Ambos esquemas, nacional y provincial, responden a la misma lógica: usar baterías para cubrir lo que se resolvía en forma más costosa e ineficiente a través de generadores a combustible.

, María Eugenia Rodríguez

Peter Thiel adquirió acciones de Vista por US$ 76 millones, según un documento presentado el viernes ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC). La cifra equivale aproximadamente al 1% del capital de la petrolera que conduce Miguel Galuccio.  El multimillonario de origen alemán concretó su desembarco a través de Thiel Macro LLC, el hedge fund con el que administra acciones de firmas que cotizan en el mercado de capitales.

Thiel fue cofundador de PayPal, una de las principales plataformas de pagos digitales del mundo. Actualmente se especializa en tecnología de frontera (frontier tech), con una concentración muy marcada en inteligencia artificial y tecnología de defensa, a través de firmas como Palantir Technologies, SpaceX, Anthropic, Etched y Anduril. También ha venido invirtiendo en algunas compañías energéticas, vinculadas al sector eléctrico y la industria nuclear. Es la primera vez que realiza una inversión significativa conocida en una petrolera tradicional, lo que le permitirá poner un pie en Vaca Muerta.

Los activos de Vista Energy

La compañía elegida por Peter Thiel lleva invertidos unos US$ 7.000 millones en la Argentina, produce unos 160.000 barriles equivalentes diarios y destina más del 70% de su oferta de crudo a la exportación.

En el segundo trimestre reportó ingresos totales por US$ 1.150 millones, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Además, reportó un incremento de la producción del 32% respecto del mismo período de 2025, impulsado por el desarrollo de los activos de la compañía en Vaca Muerta.

La compañía conducida por Galuccio concentra sus principales inversiones en Bajada del Palo Oeste, su activo central en Vaca Muerta, y en menor medida en La Amarga Chica, Bajada del Palo Este y Aguada Federal. A su vez, el mes pasado anunció la presentación formal de la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo del bloque Bandurria Norte. El proyecto contempla un plan de inversión estimado en US$ 5.800 millones.

La relación de Peter Thiel con Javier Milei

El empresario de 58 años con vínculos estrechos con el republicano Donald Trump y, en particular, con su vice, JD Vance, se interiorizó por el experimento libertario de Javier Milei desde sus inicios.

El 27 de febrero de 2024 lo visitó en la Casa Rosada, aunque el gobierno no informó sobre aquel encuentro. Solo trascendió por el registro de ingresos donde consta que llegó acompañado con su pareja Matt Danzeisen.

El 6 de mayo, Thiel y Milei se encontraron en un foro que organizó Milken Institute en la ciudad de Los Ángeles y dos días después Thiel volvió a verse con Milei en Casa Rosada. El encuentro fue gestionado por el empresario Alec Oxenford. “Visité a Javier Milei en la Casa Rosada con Peter Thiel, quien me dijo que cree que las ideas de Javier Milei son tan relevantes a nivel global como lo son para Argentina”, resumió entonces Oxenford, quien luego sería nombrado embajador en Estados Unidos.

El 23 de abril de este año Milei volvió a recibir a Thiel en Casa Rosada y ese mismo día se supo que el empresario había comprado una mansión en Barrio Parque. En ese momento trascendió que tenía previsto quedarse en el país al menos dos meses. De hecho, el sábado 16 de mayo de 2026 participó de un torneo barrial en el Círculo de Ajedrez Torre Blanca, en Almagro, donde terminó tercero. Luego The New York Times informó que Thiel había trasladado temporalmente a su familia a Argentina y que sus hijos habían sido inscriptos en una escuela local, en el contexto de una posible búsqueda de una residencia alternativa fuera de EE.UU.

Esa cercanía con Argentina a través de Milei puede haber sido uno de los factores que ahora lo llevó a invertir en Vaca Muerta.

Las inversiones de Peter Thiel en la industria energética

El fondo Thiel Macro LLC declaró una cartera de 418,7 millones de dólares, que incluye participaciones en Vista, Amazon y las empresas de energía American Electric Power, Vistra Corp., DTE Energy, FirstEnergy, CMS Energy y X-Energy.

De ese listado, la única petrolera es Vista. American Electric Power, DTE Energy, FirstEnergy, CMS Energy se dedican fundamentalmente a la generación, transmisión y/o distribución de electricidad, y en algunos casos también de gas natural en Estados Unidos, Vistra Corp. es una delas mayores generadoras eléctricas de ese país con una importante cartera de centrales nucleares, mientras que X-Energy desarrolla pequeños reactores nucleares modulares (SMR) y combustible nuclear avanzado.

Thiel también es cofundador y socio de Founders Fund, la firma de venture capital que invierte principalmente en compañías privadas de tecnología, entre ellas SpaceX y también en algunas empresas de energía, como General Matter, Radiant Industries, Avalanche Energy, Voya, Panthalassa y Crusoe Energy.

General Matter desarrolla tecnología para producir uranio enriquecido destinado a reactores nucleares, Radiant Industries fabrica microreactores nucleares, Avalanche Energy tecnología de fusión nuclear y Voya es una empresa de tecnología energética que desarrolla un proceso para convertir metales en energía. Founders Fund participó en su ronda semilla de 2025.

Panthalassa, por su parte, es una empresa que desarrolla sistemas para generar electricidad a partir de las olas y utilizarla para alimentar infraestructura de IA en el océano. Además de tener intereses a través de Founders Fund, Thiel tiene en esa startup una inversión personal.

Crusoe Energy merece una mención aparte. En sus inicios se especializaba en capturar el gas asociado que las petroleras suelen quemar en antorchas (flaring) cuando no resulta económicamente viable transportarlo y comercializarlo. En vez de desperdiciar ese gas, lo utiliza para producir electricidad y alimentar computadoras. Inicialmente esas computadoras se usaban principalmente para minería de Bitcoin y después para otras cargas de cómputo.

En 2023 Crusoe llevó esa tecnología a Vaca Muerta, asociada con la empresa argentina Unblock Computing. Allí instaló su sistema de Digital Flare Mitigation para aprovechar gas que de otro modo se habría quemado. Ahí ya se puede rastrear un primer vínculo conocido de Thiel con Vaca Muerta, pero indirecto: Founders Fund invirtió en Crusoe y Crusoe desarrolló operaciones en Vaca Muerta.

No obstante, en 2025 Crusoe vendió su negocio de Digital Flare Mitigation, por lo que ya no tiene como actividad principal capturar gas de los pozos petroleros. Hoy se presenta fundamentalmente como una empresa de infraestructura para inteligencia artificial: desarrolla grandes centros de datos y busca ubicarlos donde pueda conseguir abundante energía, incluso desarrollando su propia infraestructura energética.

Founders Fund tiene identificada a la energía como un sector estratégico, pero no con foco en los hidrocarburos. Su manifiesto fundacional incluye un apartado sobre energía donde sostiene que una sociedad con mayor bienestar material necesitará consumir más energía, pero las fuentes convencionales tienen importantes costos políticos, ambientales y, en el caso del petróleo, limitaciones geológicas. Su tesis central es que no alcanza con mejorar marginalmente tecnologías como la solar o la eólica: hacen falta innovaciones energéticas radicales que sean tan buenas o mejores que las fuentes convencionales, más baratas, con menores externalidades y capaces de operar a gran escala. Por eso considera que las nuevas fuentes de energía representan una enorme oportunidad.

, Fernando Krakowiak

Hubo cierto alivio esta semana en el gobierno de Rolando Figueroa porque desescaló el conflicto entre la Embajada de Estados Unidos y CALF por la posible contratación de Huawei por parte de la cooperativa. Como había anticipado EN/CLAVE, el tema efectivamente se metió en la Legislatura, pero no prosperó, y la reunión en el Palacio Bosch contribuyó a «bajar la espuma» como esperaba el oficialismo.

El bloque de Figueroa mantuvo un silencio estoico el miércoles para no involucrarse en la sesión donde la diputada del MPN y asesora legal de CALF, Cielubi Obreque, buscó que se trate sobre tablas su proyecto para rechazar las presiones norteamericanas, frente a integrantes de la cooperativa que presenciaron el debate desde la barra del recinto.

La legisladora insistió con que no apuntaba a generar «un confronte geopolítico», sino defender la seguridad jurídica para todas las empresas que desean invertir en Neuquén. Tuvo respaldo de la izquierda, del kirchnerismo y de diputados de su bloque más alineados al sector petrolero y menos al gobierno provincial, pero no alcanzó para aprobarlo.

Se habló de una reacción «muy tibia» del gobierno provincial y Darío Martínez llegó a sugerir: «Si hoy la Embajada te opina sobre un contrato de tecnología, mañana te pueden opinar sobre otorgar una concesión».

Pero fue un integrante del mismo MPN, Claudio Domínguez, quien promovió el argumento en contra. «No están diciendo que les van a declarar la guerra. Si CALF decide comprarle a Huawei lo voy a respaldar y está muy bien, pero también está en su derecho Estados Unidos de decir ‘si hacés esto, te voy a sacar esto’. Si no, hagamos un repudio porque a Italia y a Chile no les exigen visa y a la Argentina sí», sugirió.

El detalle de los países parece que no fue menor: quienes siguieron de cerca el tema en estos días dijeron que, a diferencia de la gravedad que expuso en el Congreso Nacional el secretario general de ATE y vicepresidente segundo de la cooperativa, Carlos Quintriqueo, otros funcionarios lo tomaron más a la ligera. Uno habría sido Marcelo Severini, quien ostenta el máximo cargo en la organización y le atribuyen contar con ciudadanía italiana, lo que volvería inocua la amenaza.

El diputado Domínguez fue también quien pidió en la sesión tener «ojo» porque, mientras se debatía el tema en la Legislatura, los directivos de CALF se reunían en Buenos Aires con el embajador Peter Lamelas. No fuera cosa que la cooperativa saliera dando de baja el contrato con la firma china y dejara a los legisladores en offiside.

No se explicitó que esto fuera a suceder, porque se planteó la autonomía para trabajar con múltiples proveedores, pero desde la cooperativa destacaron la cordialidad del encuentro y la predisposición de la Embajada a colaborar para que CALF expanda sus operaciones en Vaca Muerta tendiendo puentes con empresas norteamericanas.

Un actor político con vuelo

Para el gobierno provincial esto podría calzar mejor con los planes para seguir contratando con la cooperativa en el despliegue de fibra óptica que se está haciendo en todo el territorio. El propio Lamelas lanzó una advertencia el viernes, durante su discurso en el Summit Amcham 2026, respecto de que las empresas norteamericanas que quieren entrar a Vaca Muerta «necesitan garantías de que sus datos son protegidos y están en redes de confianza».

Por otro lado, el acercamiento apacigua parcialmente un conflicto que le dio demasiado aire a un actor político que hoy responde a muchas líneas conectadas entre sí (de ATE, del municipio de Neuquén, del gobierno provincial, entre otras), pero no depende exclusivamente de ninguna. A la vez que administra una millonaria caja con más de 110.000 asociados por ser el único proveedor del servicio eléctrico en Neuquén capital que ahora suma redes de internet.

El jueves, el presidente Marcelo Severini hizo una demostración de fuerza en la ciudad al convocar a un encuentro con cooperativas de todo el país que firmaron la «Declaración de Neuquén», un documento para defender la autonomía de las cooperativas para definir su propio gobierno.

En paralelo, el exdiputado kirchnerista y ahora gerente de Tecnologías de la Información y Comunicación de CALF, Sergio Fernández Novoa, cuestionó a los legisladores neuquinos que no acompañaron a la cooperativa durante el proceso. Fue el pie que necesitaba para tomar parte en el asunto La Libertad Avanza, que la tiene entre sus adversarios políticos por el costo de las tarifas.

«No solo que no acompañamos a CALF, sino que lo cuestionamos fuertemente», contestó en sus redes la senadora Nadia Márquez, quien enumeró entre sus críticas «empleados con doble cargo, gastos inauditables, impedimento a los asociados de participar en las elecciones y sindicalismo metido».El músculo de una cooperativa: lo que dejó el conflicto entre Peter Lamelas y CALF

, Andrea Durán

La tecnología y la innovación jurarán un rol importante en la transición que las empresas en Vaca Muerta están realizando desde el desarrollo del no convencional al salto exportador. Son muchas las empresas que ya están ofreciendo soluciones innovadoras para mejorar la competitividad de las empresas del oil&gas, como en inteligencia artificial y en manufactura aditiva.

Una ventana a ese mundo se pudo ver esta semana en el espacio de e-Connection e Innovation Room, en el Supplier Day organizado por EconoJournal, que ofició como punto de encuentro en donde empresas como Conuar, Santex, Fligoo, SSS Clutch Company y Brava Ingeniería presentaron desarrollos, tecnologías y soluciones que ya están impactando en la industria.

Vaca Muerta: Inteligencia artificial en la industria de Oil & Gas

La aplicación de inteligencia artificial en los procesos productivos, la gestión diaria y la estrategia corporativa es un objetivo que cada vez más operadoras del oil&gas y las empresas que componen su cadena de valor comienzan a asumir. Santex y Fligoo son dos de las empresas que ayudan a sus clientes a detectar oportunidades para la aplicación de IA y ofrecer soluciones.

En Santex, una compañía dedicada al desarrollo de software y al change management para la implementación de inteligencia artificial en procesos productivos, ven que la expansión de Vaca Muerta incrementa la presión a los proveedores para reducir precios y mejorar la productividad.

La empresa fue fundada hace 27 años en California. Luego mudó su sede central a Córdoba y posee oficinas en EE.UU., Perú y México. Desde Córdoba brinda servicios a proveedores de todo el ecosistema en Vaca Muerta: empresas de logística, siderúrgica y de materiales pesados, entre otros rubros.

Puntualmente, la empresa ofrece una plataforma para el diseño customizado y la implementación de agentes de inteligencia artificial que brindan soluciones en procesos productivos y en gestiones diarias. Por ejemplo, agentes aplicados a optimizar toda la cadena de pago a proveedores y de cobranza de facturas.

«Un cliente pasó de destinar 8500 horas por trimestre al pago y cobro de facturas a hacerlo en 1200 horas, es un ahorro de tiempo y costos brutal y que libera a la gente para hacer tareas de mayor valor agregado», indicó Antonio Safadi, líder de innovación de laboratorio de Sandex, ante una consulta de EconoJournal.

Un recorrido fundacional similar realizó Fligoo. «Empezamos en San Francisco, California, desarrollando IA predictiva. Con el tiempo nos expandimos a Brasil y llegamos a la Argentina hace un año. Desarrollamos IA desde que empezamos, sobre todo IA predictiva, que es analizar comportamiento pasado para predecir comportamiento futuro. Con el tiempo fuimos agrandando el scope, hoy trabajamos con todo el espectro de IA, con agentes, IA de automatizaciones, de control towers, de optimización de logística», explicó Juan Cruz Garzón, CCO de Fligoo.

En la industria del oil&gas, Fligoo ya trabaja con varias empresas para optimizar su cadena de valor. «Estamos ayudando a algunos, por ejemplo, a optimizar el movimiento de arena desde Entre Ríos a Neuquén, que es un tema complejo que recién se está armando. Los ayudamos a mapear su logística, ir viendo cómo vienen las distintas entregas, ir previendo si va a haber cuellos de botella, cómo lo resolvemos», explicó.

Precisamente, la IA predictiva colabora en estimar cuánta arena una operadora consumirá en sus pozos y en planificar las compras con mayor eficiencia. «En toda la parte de planificación hay mucha IA predictiva. Se busca predecir cuánto vas a necesitar, predecir si un camión va a llegar a tiempo o no, predecir si una máquina se va a romper en el camino, todo eso es predicción», graficó el CCO de Fligoo.

Manufactura aditiva o la posibilidad de encontrar nuevas rutas de fabricación

La manufactura aditiva métalica esta ganando lentamente terreno en el panorama productivo argentino a medida que las empresas descubren a través de ella nuevas rutas de fabricación cuando los procesos convencionales presentan limitaciones técnicas, geométricas, productivas o de escala.

Conuar es una de las empresas que más está incursionando en manufactura aditiva, empleando tecnología de impresión por fusión en lecho de polvo (PBF) y estableciendo alianzas con empresas de la industria petrolera para ayudarlas a adoptarla y emplearla bajo los estándares necesarios.

«En este momento estamos trabajando con empresas, no desde un enfoque netamente comercial, sino con un enfoque de socio estratégico, acompañándolos en el proceso de adopción de la tecnología, en el criterio de adopción de los estándares que se necesitan como para poder tener la tecnología validada y probada antes de pasar a incorporar las piezas como funcionales en las plantas industriales y los procesos productivos», explicó Germán Kuglien, jefe de Nuevos Negocios de la empresa.

La empresa que fabrica los combustibles para las centrales nucleares argentinas está siguiendo los pasos de otras empresas internacionales de la industria nuclear que ya emplean la manufactura aditiva como un método de fabricación regular. Por ejemplo, en la impresión de algunas de las piezas que se utilizan en el armado de los elementos combustibles nucleares, un objetivo que Conuar se está planteando.

«Vimos que muchas empresas no tenían la manufactura aditiva en el radar. Entonces, mediante la normativa que estamos incorporando internamente, se la mostramos abiertamente a otros, como para que también interpreten cuáles son los requisitos que necesitan para poder incorporar esta tecnología», añadió.

Conuar ya realiza impresiones con acero inoxidable 316L y próximamente realizará ensayos con Inconel 718 y Titanio grado 5. «Tenemos parámetros abiertos en la impresora para trabajar con otros polvos según lo que requiera la industria«, explicó Matías Tellinger, diseñador industrial de Ingeniería y Fabricación de la empresa.

La incorporación de tecnología de manufactura aditiva fue una iniciativa del área de Investigación y Desarrollo (I+D), establecida por Conuar hace dos años. La empresa avanza en otros proyectos de investigación, como las tecnologías de almacenamiento y de purificación de hidrógeno para captura de dióxido de carbono o el enriquecimiento de litio con aplicaciones para la industria nuclear.

Motores duales para la industria de Oil & Gas

SSS Clutch, una empresa británica líder en la fabricación de embragues automáticos, presentó por su parte sus compresores duales (con motor eléctrico y motor a gas) para la industria petrolera.

«Acá en Argentina el compresor se maneja con un motor eléctrico o con un motor a gas. Ofrecemos un manejo combinado, para que un compresor pueda ser manejado por un motor eléctrico o por un motor a gas indistintamente. Pueden estar los dos en la misma línea de montaje y en el mismo eje, alimentando el compresor, y funciona uno u otro, según se necesite. Se puede implementar tanto en upstream, midstream y downstream«, explicó Gustavo Bernadou, representante de SSS Clutch.

Por otro lado, Brava Ingeniería se dedica a brindar soluciones en construcciones y servicios de ingeniería para el oil&gas, con una trayectoria de 15 años de experiencia operando en todo tipo de suelo y proyectos.

La empresa estableció una articulación con Transporte Peduzzi para converger en un esquema operativo integrado sin perder su identidad y con la capacidad de prestar soluciones completas.

La interacción entre ambas compañías permite cubrir múltiples etapas dentro de un yacimiento, desde la construcción de locaciones y el movimiento de suelos hasta la logística, el mantenimiento y servicios específicos. Todo bajo estándares operativos alineados. En la actualidad, la operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.

, Nicolás Deza

El crecimiento de Vaca Muerta abre una nueva etapa para la industria energética argentina y plantea un desafío central: que toda la cadena de valor esté preparada para acompañar el aumento de la actividad. Con esa premisa, el Supplier Day reunió a más de 1.000 participantes en una jornada de intercambio, networking y debate sobre el desarrollo de proveedores, el acceso al financiamiento, la infraestructura y el abastecimiento de insumos críticos. El evento, organizado por EconoJournal, contó con la participación de referentes de las principales empresas del sector y representantes de pymes.

Más de 1000 personas participaron del Supplier Day 2026 organizado por EconoJournal. El encuentro reunió a los principales referentes de la industria para debatir sobre los desafíos que enfrenta la cadena de valor de la industria de Oil&Gas.

Walter Actis, Vice President of Supply Chain and Services de YPF; y Marcelo Gioffré, Vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de Pan American Energy; estuvieron a cargo de la apertura del evento.

Guillermo Murphy, Supply Chain Vice President de Tecpetrol; y Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol. El bloque estuvo moderado por Sabina Trossero y Pablo Fiscaletti, presidente de QM.

El evento se desarrolló bajo el eje: «Salto de escala: cómo la cadena de valor de la industria energética se anticipa al crecimiento que trae la nueva infraestructura de exportación».

Walter Abrigo, director general de Santex, expuso sobre la aplicación de soluciones IA en Oil&Gas.

Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

Gerardo Molinaro, VP Land Drilling de DLS; Walter Paris, director ejecutivo de Servicios de Pecom; y Leopoldo Torres, Supply Contracting Directo de Techint E&C. El panel estuvo moderado por Ezequiel Cufré.

Maximiliano Corbella, director comercial de Delta Arenas; Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine; Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi; y Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani.

En la jornada existieron espacios destinados al networking, intercambio y la generación de nuevas oportunidades de negocio entre los principales actores del ecosistema energético: Innovation Room y E-Connection, hub de negocios.

Alejandro Granado, CEO de FIDaval (Grupo ST); A. Daniel Lerner, Managing Director – Private Credit & Special Situations de Adcap Grupo Financiero; y Marcelo García de Horizon Engage.

Nicolás D´Angelo, director comercial de Equipel; Eugenio Forchieri, gerente de Operaciones de CIAR; y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU.

Federico Gayoso, CEO de Transeparation; Francisco Di Raimondo, CEO de Moto Mecánica Argentina; y Leandro Tercic, director general de Valmec.

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

Giulio Retamal Schiappacasse, de la Comisión Directiva de RJ Ingeniería y FECENE; Lucas Albanesi, gerente comercial de Río Neuquén Distrito Industrial; y Martín Gessler, CEO del Grupo SIAM.

El encuentro potenció el networking entre los referentes del sector.

Juan Nazar, Forensics Manager de PwC Argentina; y Daniel Fiorda, COO de SkyOnline.

La consultora Sabina Trossero estuvo a cargo de la moderación de varios paneles de la jornada.

El evento se desarrolló en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán.

El Supplier Day tuvo lugar este martes 11 de agosto en Buenos Aires.

Martín Gessler de Grupo Siam participó del evento.

Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía Mar del Plata, conversando con colegas durante el Supplier Day.

Parte del equipo de EconoJournal que trabajó en la realización del Supplier Day 2026.

Horacio Marín y Nicolás Gandini antes del panel de cierre.

El evento cerró a salón lleno con parte del público escuchando al último speaker desde las pantallas externas.

Horacio Marín, CEO de YPF, en el Supplier Day: «Tenemos que lograr que la cultura de la productividad esté arraigada en la industria petrolera».

La jornada tuvo su cierre con la exposición de Horacio Marín.

, Daniela Damelio

Adjudicar contratos por decenas y, en algunos casos, cientos de millones de dólares para construir uno de los mayores proyectos de infraestructura de la historia argentina plantea un desafío que excede lo técnico: cómo garantizar que la selección de proveedores responda al mejor precio posible y, al mismo tiempo, reducir al mínimo los márgenes de discrecionalidad en cada contratación.

Con esa premisa, YPF comenzó a implementar por primera vez un esquema de subasta inversa para contratar ductos, equipos, insumos críticos y obras vinculadas al desarrollo de Argentina LNG, megaproyecto que lidera la petrolera junto con la italiana ENI y XRG y que fue presentado al RIGI por una inversión global de US$ 51.000 millones.

Subasta japonesa inversa

La compañía que conduce Horacio Marín busca que los parámetros técnicos sean definidos y validados previamente y que, una vez superada esa instancia, sea la competencia económica entre los propios oferentes la que determine el precio final de los contratos, reduciendo la intervención subjetiva de los ejecutivos en la definición del ganador.

La herramienta fue bautizada como “subasta japonesa inversa modificada por YPF”. Su diseño apunta a optimizar los costos de Argentina LNG, pero también a construir un procedimiento de contratación que cumpla con estándares internacionales de compliance, proteja a quienes deben tomar y firmar las decisiones de adjudicación y reduzca al mínimo posible el espacio para decisiones discrecionales.

Marín venía anticipando desde comienzos de año que YPF trabajaba en un nuevo mecanismo para tensionar los precios ofrecidos por sus proveedores. “Las licitaciones para YPF es enfrentar un oligopolio y no es casualidad: venían las propuestas y eran todas iguales, los mismos números hace dos años. No puede ser que haya costos zoológicos, merecemos tener el costo correcto”, expresó en una de esas oportunidades.

La pregunta, entonces, es cómo funciona una subasta inversa y qué cambia frente a una licitación tradicional.

Cómo es en la práctica el sistema de subasta inversa

Tras la presentación del proyecto al RIGI, el titular de YPF se refirió en A24 al nuevo esquema y graficó cómo la presión del mercado obliga a las contratistas a ofrecer la tarifa más competitiva. “Se hace la licitación en un día y el precio va bajando. Hay un efecto psicológico tremendo porque cuando se van retirando, no saben si ganaron porque no hay comunicación entre ellos, y el que queda no sabe que se fueron los otros”, explicó.

Asimismo, subrayó que este mecanismo dinámico elimina la discrecionalidad en la adjudicación de grandes obras y servicios al explicar que “apenas termina el proceso, el escribano saca el acta y se terminó la historia: no hay margen para el lobby ni para el club de amigos. Ganó el azul y el rojo llora; le bajás el costo a la compañía y garantizás transparencia absoluta”.

A diferencia de las licitaciones tradicionales, donde las empresas cotizantes presentan una única propuesta económica en sobre cerrado que se abre en un acto formal, este esquema invierte la lógica del proceso. La compulsa no arranca desde un piso de pretensión comercial, sino desde un valor techo fijado por la petrolera para la obra en cuestión, a partir del cual las compañías precalificadas compiten hacia abajo para quedarse con el contrato, en un proceso articulado en dos instancias.

En la primera instancia, de carácter cualitativo, se califican únicamente compañías internacionales con solidez financiera, capacidad operativa y antecedentes a gran escala. Las ofertas son evaluadas en forma previa sin contemplar el factor precio, priorizando el cumplimiento integral de las exigencias técnicas, legales y de seguridad. Solo aquellas firmas que superan esta barrera quedan habilitadas para ingresar a la fase de cotización, lo que asegura igualdad de condiciones entre los competidores y blinda la calidad final del proyecto.

La segunda fase constituye la ejecución misma de la subasta. A través de una plataforma digital auditada y monitoreada por un escribano público, los oferentes participan en rondas de cotización sucesivas donde el precio disminuye de manera progresiva.

La particularidad central del modelo está en que el proceso se desarrolla a ciegas: cada contratista decide si acepta reducir su cotización sin conocer las decisiones, las posturas ni la permanencia de sus rivales en el sistema. Esta falta de visibilidad elimina ventajas indebidas y fuerza a cada participante a ajustar sus márgenes comerciales al límite de sus costos para no quedar fuera de carrera.

Desde una perspectiva más explicativa, el esquema combina adaptaciones a distintos modelos de subasta transparentes que se utilizan internacionalmente en la petrolera y otras industrias, y que en este casi fue rediseñado para la magnitud de las obras de Vaca Muerta. Los principales puntos de su puesta en marcha se explican así:

Filtro de salida definitivo: la falta de información impulsa a cada jugador a llevar su valor al piso técnico de rentabilidad antes de retirarse.

Arranque desde valor techo: a diferencia de la licitación tradicional, YPF fija el presupuesto máximo estimado para la obra como punto de partida obligatorio para todos los competidores, cambiando la lógica de postulación económica hacia la baja.

Subasta ciega: ningún contratista sabe qué respuesta dieron sus rivales ni cuántos competidores continúan activos en cada etapa del proceso.

Avance de rondas: YPF puede ajustar la magnitud de los escalones de reducción entre ronda y ronda, y a medida que avanza se van descartando las mayores ofertas sin que el resto lo sepa.

Competencia contra sí mismo: al desconocer si los rivales continúan cotizando, una empresa puede llegar a mejorar su propia oferta en rondas avanzadas para asegurar la adjudicación.

Una primera puesta en marcha y lo que resta

El nuevo esquema ya se aplicó para la licitación de los caños que demandará el tendido del gasoducto que correrá desde la zona de Plaza Huincul, donde estarán las áreas de usptream para el proyecto, hasta las costas de Río Negro en el Golfo San Matías. En aquella compulsa, el contrato por un monto cercano a los US$ 1.200 millones fue adjudicado a la alianza integrada por Pumpco -cuyos accionistas son también dueños del club de fútbol Inter Miami donde juega Lionel Messi-, la italiana Bonatti y la firma local Contreras Hermanos.

La propuesta económica triunfadora resultó un 15% inferior en valor respecto de la oferta presentada por la unión transitoria integrada por Techint y Sacde. Este debut generó un fuerte impacto en el mercado de proveedores del sector energético local. La brecha del 15% obtenida en una obra de esa magnitud representa un ahorro superior a los US$ 150 millones, una cifra determinante para fortalecer la ecuación económica del proyecto de exportación de GNL.

Por delante, se sucederán una serie de subastas millonarias desde la ingeniería ya licitada para la nueva planta separadora en Neuquén, cuya obra civil saldrá a compulsa a partir de ese diseño, hasta los tendidos de evacuación, con la construcción de un gasoducto, un poliducto y un oleoducto a la espera del llamado para la provisión de cañerías.

El despliegue se completa en Río Negro con la mega planta de NGLs para la extracción de propano, butano y gasolina -un complejo de escala similar a la refinería de La Plata, según anticipó Marín-, donde se prevé un esquema asociativo mulitcompañía al estilo VMOS, con un contrato principal de coordinación de obra y sublicitaciones por especialidad.

En total, este bloque de obras movilizará alrededor de US$ 24.000 millones, representando el componente de midstream e infraestructura del anuncio global de US$ 29.000 millones, tras descontar los US$ 5.000 millones destinados al upstream.

Desde el análisis económico, la subasta inversa minimiza los riesgos de cartelización y comportamientos oligopólicos, vicios frecuentes en licitaciones cerradas dentro de mercados concentrados. La asimetría de información que sufren los oferentes desvirtúa cualquier intento de acuerdo previo entre competidores. Además, la trazabilidad digital garantizada por escribano público da al proceso una transparencia comprobable ante los accionistas, inversores y opinión pública.

, Ignacio Ortiz

El Movimiento Popular Neuquino (MPN) logró sortear la interna y renovará su conducción con el diputado Gabriel Álamo, un aliado de Rolando Figueroa que tendrá la misión de alinear la estructura detrás del proyecto de reelección del 2027. El actual jefe de bloque del partido en la Legislatura reemplazará al saliente Omar Gutiérrez, quien dejará el último filón institucional que retenía en Neuquén, tras finalizar su mandato en el contexto de una derrota histórica para el partido en 2023.

Las elecciones internas estaban convocadas para el domingo 23 de agosto, pero solo se realizarán en la única seccional que presentó más de una lista para competir. El resto de los cargos serán proclamados este viernes y asumirán formalmente sus mandatos en septiembre.

Álamo quedará en la presidencia de la Junta de Gobierno, el órgano ejecutivo del partido, mientras que el histórico funcionario territorial y hoy presidente de Corfone, Jorge Lara, ocupará el liderazgo de la Convención en reemplazo de Jorge Sapag.

Las negociaciones para el armado de las listas comenzaron hace meses y se aceleraron en las últimas semanas con recorridas del propio Álamo por toda la provincia para cerrar los acuerdos. Durante el miércoles y jueves, el diputado montó una suerte de búnker partidario en la Legislatura para recibir a dirigentes de varios puntos de la provincia con intereses en la interna y terminar de sellar los lugares en la nómina.

Anoche a las 23:50, al filo del cierre del plazo establecido por la Junta Electoral, Álamo entregó en la sede partidaria de Neuquén capital las listas de la Celeste y Blanca para los 662 cargos con un total de 9.167 avales recogidos en toda la provincia.

«Estamos iniciando una nueva etapa, y es un honor para mí ser parte de un equipo que tiene como prioridad fundamental la defensa de los recursos de Neuquén y el bienestar de las familias neuquinas», afirmó el legislador.

Horas antes, el sector que había reservado el color Blanco, identificado con la histórica línea del MAPO (Movimiento de Acción Política) anunció que no competiría en la elección, luego de analizar que la convocatoria se realizó con plazos «excesivamente acotados», lo que limitó la posibilidad de recolectar los avales necesarios.

Quiénes quedarán en la conducción del MPN

Según pudo saber EN/CLAVE, la Junta de Gobierno quedará integrada por los siguientes integrantes para el período 2026-2030:

• Gabriel Álamo
• María Fernanda «Marita» Villone
• Carlos Koopmann
• María Laura Du Plessis
• Hugo Gutiérrez
• Miryan Abojer
• Ezequiel Vélez
• Alicia Comelli
• Tomás Martínez
• Jorgelina Novoa
• Claudio Moyano
• Carolina Luzuriaga
• Simón Jalil
• Gabriela Cagol
• Juan Grandi
• Claudia Urrez
• Sergio Soto
• Romina Palomo

En tanto la Convención, que reúne a 52 miembros en representación de las seccionales de toda la provincia, se conformará con:

1. Neuquén Capital – Jorge Lara
2. Neuquén Capital – Maria Elena Miglachi
3. Neuquén Capital – Luis Sanchez
4. Neuquen Capital – Ludmila Gaitán
5. Neuquén Capital – Claudio Cotro
6. Neuquén Capital – Raul Barahona
7. Neuquén Capital – Ramón Fernández
8. Neuquen Capital – Claudia Mesplatere
9. Neuquén Capital – Maria Eugenia Ferrareso
10. Neuquén Capital – Nicolás Sánchez
11. Neuquen Capital – Marisa Iantosca
12. Neuquén Capital – Mario Luis Churrarín
13. Neuquén Capital – Mariela Gutiérrez
14. Neuquén Capital – Alejandro Nicola
15. Neuquén Capital – Jorge Chaneton
16. Neuquén Capital – Sebastián Brollo
17. Centenario – Graciela Molina
18. Centenario – Juan Pablo Burd
19. Centenario – Miriam Del Carmen Quinteros
20. Centenario – Jorge Jamut
21. Cutral Có – Sonia Diaz
22. Cutral Có – Miriam Zurita
23. Cutral Có – Nestor Maldonado
24. Cutral Có – Nestor Dumigual
25. Zapala – Daniel Chasco
26. Zapala – Anita Borrini
27. Zapala – Abraam Antipan
28. Zapala – Maria Belen Aragon
29. Plaza Huincul – Marga Yunes
30. Plaza Huincul – Leonilda Paleta
31. Senillosa – Nicolas Di Fonzo
32. Senillosa – Silvia Ramírez
33. Plottier – Lorena Abdala
34. Plottier – Pablo Viluron
35. Lacar – Carlos Saloniti
36. Lacar – Natalia Vita
37. Los Lagos – Javier De Los Ríos
38. Los Lagos – Amanda Rial
39. Chos Malal – Mariela Muñoz
40. Chos Malal – Leonardo Grandon
41. Minas – Andrea Parada
42. Ñorquín – Santiago Arias
43. Rincón de los Sauces – Cecilia Sepúlveda
44. Añelo – Carina Sanhueza
45. Buta Ranquil – Antonella Aravia
46. Collon Curá – Delfa Mena
47. Picún Leufú – Alberto Gómez
48. Huiliches – Aníbal Urrutia
49. Aluminé – Natalia Manavella
50. Catan Lil – Patricio Yañez
51. Picunches – Silvana del Carmen Riquelme
52. Loncopué – Walter Fonseca

La seccional Capital quedará en manos de Martín Giusti, funcionario del EPAS. La única que tendrá competencia, si se oficializan las dos listas, será la de Centenario, donde se presentaron Claudio Elías Machado por el color Rojo y Juan Roberto Galati Rando por la Celeste y Blanca.

El rol del MPN en las elecciones 2027

Los nombres que asumirán en el MPN a partir de septiembre son aliados del gobernador Rolando Figueroa. Gabriel Álamo, exintendente de Aluminé y a quien apodan como el «recorredor» por sus constantes viajes por el interior de la provincia, viene desempeñando un rol de conciliador en la Legislatura y, ya adelantó que el objetivo de la nueva conducción será que el MPN se encolumne con el proyecto provincial.

Jorge Lara, por su parte, es un operador histórico del partido y funcionario de casi todos los gobiernos provinciales que conoce el territorio y se alineó con el gobernador tempranamente.

El MPN tiene, según los últimos registros oficiales, unos 88.666 afiliados en Neuquén, un 16% del total del padrón electoral de la provincia.

Como ya mencionó EN/CLAVE, el sello aún mantiene gravitación en localidades del interior, por lo que podría haber candidatos a intendente de este espacio dentro del menú que ofrecerá La Neuquinidad el año que viene.

Pero compartirá cartel con el sello que conformó recientemente el intendente Mariano Gaido, Primero Neuquén, cuya construcción territorial amenaza con opacar al partido sexagenario también en la disputa por las bancas de la Legislatura. Lo mismo ocurrirá con Fuerza Neuquina y Federal, el espacio que armó el sector petrolero que conduce Marcelo Rucci, también escindido del sello original.

Los pronósticos auguran una discreta representación del MPN en la composición legislativa que tendrá Neuquén a partir de diciembre del 2027, a diferencia de lo que ocurre hoy, que sin ser gobierno retiene la bancada más numerosa, con diez miembros.

, Andrea Durán

El Ministerio de Capital Humano, la Secretaría de Asuntos Nucleares de la Nación y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) lanzaron este jueves, junto con la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), la primera carrera de Ingeniería Nuclear de la provincia de Córdoba.

El lanzamiento se realizó en la Facultad Regional Córdoba de la UTN, donde se presentó el Ecosistema de Formación Nuclear, integrado por la nueva carrera de Ingeniería Nuclear, la Licenciatura en Gestión de Instalaciones Nucleares y la Tecnicatura Universitaria en Radioquímica.

Del acto también participaron representantes de Dioxitek y Nucleoeléctrica Argentina. «Participaron autoridades de CNEA y de las empresas porque la idea es que las carreras articulen prácticas en las instalaciones nucleares en la provincia», explicó una fuente a EconoJournal.

La propuesta responde a una necesidad estratégica: contar con más profesionales especializados frente a las perspectivas de crecimiento de la actividad nuclear tanto en la Argentina como a nivel internacional. El objetivo es ampliar la capacidad de formación del país preservando los estándares de excelencia que caracterizan al sistema nuclear argentino.

La iniciativa se enmarca en el Programa de Fortalecimiento de las Ingenierías y Carreras Estratégicas en las Universidades Nacionales, impulsado por la Subsecretaría de Políticas Universitarias, con foco en carreras STEM vinculadas a sectores productivos como la energía, la minería, la industria y la tecnología.

Porqué lanzan un ecosistema de formación nuclear en Córdoba

La iniciativa forma parte de uno de los ejes establecidos en los lineamientos de la nueva Política Nuclear Argentina presentada en mayo de este año: ampliar la formación nuclear especializada e incorporarla progresivamente a las universidades nacionales con tradición en ingeniería. La incorporación de la Ingeniería Nuclear a la UTN Córdoba constituye la primera experiencia concreta de esta política.

Córdoba reúne, además, un ecosistema científico, tecnológico e industrial que la convierte en uno de los principales polos nucleares de la Argentina. En la provincia tienen presencia la CNEA, que opera el Reactor de Investigación RA-0, ubicado en la Universidad Nacional de Córdoba; la Central Nuclear Embalse de Nucleoeléctrica Argentina; la planta productiva de dióxido de uranio de Dioxitek; y centros especializados en medicina nuclear.

, Nicolás Deza

La falta de capacidad de transporte en alta tensión es el principal cuello de botella que enfrenta el sistema eléctrico argentino. La saturación de las líneas de 500 y 132 kilovolt (kV) y de los nodos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) limita la incorporación de nueva potencia de generación en la mayoría de las regiones del país.

Prueba de eso es que el gobierno de Javier Milei tomó la decisión de acelerar la instalación de grandes baterías de almacenamiento —BESS, por sus siglas en inglés— para reforzar el abastecimiento de energía durante los picos de consumo ante las dificultades para incorporar nuevos proyectos de generación por las restricciones que existen en la red de transporte.

El problema no es nuevo. Desde la caída de la Convertibilidad en 2001 —en rigor, el problema viene de arrastre desde el diseño inicial del marco regulatorio eléctrico de los ‘90—, la Argentina no logró desarrollar un instrumento contractual capaz de movilizar inversión privada para financiar las grandes ampliaciones sistémicas de la red de transmisión.

Los proyectos que se concretaron durante los gobiernos kirchneristas fueron apalancados fundamentalmente con fondos públicos, una alternativa que hoy no está sobre la mesa. No sólo porque el gobierno de La Libertad Avanza no contempla que el Estado financie grandes obras de infraestructura, sino también porque el sector público tiene un margen mucho más acotado para volver a recurrir al endeudamiento como fuente de financiamiento, después del fuerte incremento de la deuda registrado durante la gestión de Cambiemos.

La experiencia de la generación

En el segmento de generación, sin embargo, el Estado fue diseñando distintos instrumentos que permitieron sumar nueva potencia eléctrica durante los últimos 25 años.

A pesar de que el mercado de contratos entre privados que existía antes de la caída de la Convertibilidad nunca terminó de normalizarse, los distintos gobiernos desarrollaron herramientas para movilizar inversión. Los contratos PPA (Power Purchase Agreements), con distintos formatos, fueron utilizados para viabilizar proyectos bajo el paraguas de las resoluciones 1281, 220, 21 y 287 de la Secretaría de Energía y, posteriormente, mediante el programa RenovAr.

Esos instrumentos permitieron incorporar nueva generación térmica y renovable. A su vez, el desarrollo del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables) logró movilizar inversiones privadas en proyectos eólicos y fotovoltaicos mediante contratos celebrados directamente entre privados. En transmisión, en cambio, la ampliación de la red de alta tensión siguió siendo la gran cuenta pendiente.

Si bien en los últimos años hubo ampliaciones financiadas por empresas privadas para resolver necesidades específicas de determinados proyectos de generación —en particular renovables—, nunca se logró consolidar un mecanismo que permitiera que un inversor privado financiara grandes obras de infraestructura con beneficios sistémicos, como AMBA I.

Uno de los antecedentes que todavía pesa sobre el sector es la construcción de la cuarta línea de transporte en alta tensión que llevó adelante Transener. El esquema de repago de aquella ampliación quedó severamente afectado por la ruptura de los contratos y las reglas económicas que siguió a la salida de la Convertibilidad en 2001, una situación que puso a la transportista al borde del quebranto.

El primer test del nuevo modelo

Con esos antecedentes negativos y ese mar de frustraciones, la Secretaría de Energía lanzó esta semana la licitación pública nacional e internacional para adjudicar AMBA I bajo la figura de la Concesión de Obra Pública (COP), un instrumento previsto por la legislación argentina desde hace décadas y recuperado dentro del nuevo marco normativo impulsado por el Gobierno a partir de la Ley Bases aprobada en 2024.

La apuesta oficial es que AMBA I funcione como el primer caso de un modelo que, si resulta exitoso, pueda replicarse para financiar unas 15 ampliaciones identificadas como prioritarias para el sistema de transporte eléctrico.

El desafío es significativo: conseguir que un inversor privado financie un conjunto de obras de infraestructura de alta tensión por alrededor de US$ 800 millones, asuma el riesgo de construcción y confíe en que recuperará la mayor parte de esa inversión una vez que la infraestructura entre en funcionamiento, a través de un esquema de repago que se extenderá durante los años siguientes.

Por eso, detrás de la licitación existe una arquitectura contractual diseñada específicamente para intentar responder a una pregunta que atravesó durante décadas al sector eléctrico argentino: ¿cómo lograr que una gran obra sistémica de transmisión resulte bancable sin que el Estado tenga que financiar directamente su construcción? Encontrar una respuesta a ese interrogante fue, durante décadas, una de las experiencias fallidas del sector eléctrico argentino.

Un contrato inspirado en los PPA

El corazón del esquema es el Contrato de Concesión de Obra Pública (COP) que firmará el Ministerio de Economía con la empresa que resulte adjudicataria. El modelo intenta trasladar a la transmisión algunos conceptos que funcionaron para atraer capital privado a la generación.

Una de las principales innovaciones es que la Remuneración COP que cobrará el adjudicatario estará denominada en dólares y se actualizará mediante el índice PPI de los Estados Unidos. Es la primera vez que se recurre a un diseño de estas características para un contrato de transmisión eléctrica en la Argentina.

Es una diferencia relevante frente a los esquemas tradicionales de remuneración del transporte eléctrico, que funcionaron bajo contratos COM (Construcción, Operación y Mantenimiento) expresados en pesos y actualizados mediante un canon sujeto a fórmulas polinómicas de ajuste que, a lo largo de los años, los distintos gobiernos incumplieron de manera recurrente.

El objetivo de fondo es construir un flujo contractual en moneda dura que pueda servir como respaldo para conseguir financiamiento. “Es una especie de intento de replicar aquello que funcionó con los PPA en generación, pero en transmisión”, explicó a EconoJournal una fuente que participó directamente del diseño del esquema.

El valor de referencia de la inversión de AMBA I ronda los US$ 800 millones y el concesionario podrá recuperar la inversión mediante la Remuneración COP durante un período de siete años. Esa remuneración será abonada por CAMMESA bajo el paraguas de la transacción económica mensual del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El contrato de AMBA I contará, además, con la misma prioridad de pago que reciben actualmente los transportistas, que tienen un orden de prelación anterior al de los generadores.

Ese punto retoma una modificación implementada por el gobierno de Javier Milei en 2024. Hasta entonces, transportistas y generadores compartían el mismo orden de prelación. El cambio otorgó prioridad a las empresas de transporte y ese mismo criterio fue incorporado al contrato de AMBA I para reducir el riesgo de cobro. En otras palabras, dentro del orden de pagos del mercado eléctrico, la Remuneración COP tendrá una posición prioritaria.

Pero existe otra cláusula todavía más relevante para analizar el riesgo político del contrato: la obligación de pagar la Remuneración COP no desaparece si en algún momento el Estado decide no trasladar íntegramente a los usuarios la tarifa necesaria para financiarla.
El contrato diferencia así la obligación de pago al concesionario de la decisión de política tarifaria que adopte cada gobierno.

El proyecto está diseñado para financiarse mediante una tarifa específica, pero una eventual decisión futura de no trasladar ese costo a los usuarios implicará que la diferencia deberá cubrirse mediante subsidios, es decir, con una inyección de fondos del Tesoro a CAMMESA.
La lógica es sencilla: si un gobierno decide cobrarle menos al usuario, deberá encontrar los recursos para cubrir la diferencia, pero la obligación contractual de pagarle al concesionario continuará vigente.

Quién pagará AMBA I

CAMMESA realizó un estudio para determinar quiénes reciben los beneficios eléctricos de AMBA I. El universo fue dividido conceptualmente entre beneficiarios directos e indirectos. Entre los primeros se encuentran fundamentalmente los clientes de Edenor, Edesur y Eden, cuyas redes se beneficiarán de manera directa con la nueva infraestructura.

Pero AMBA I también produce beneficios sistémicos: al reforzar uno de los principales nodos de consumo del país, mejora las condiciones de funcionamiento del conjunto del SADI. Por eso, el costo recaerá principalmente sobre los usuarios directamente beneficiados por la obra en el AMBA y el norte de la provincia de Buenos Aires, pero también será afrontado, en una proporción menor, por otros usuarios del sistema que reciben sus beneficios sistémicos.

El ENREG, el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, deberá determinar la estructura tarifaria y someterla al correspondiente proceso de audiencia pública, que deberá realizarse antes de fin de año.

El riesgo argentino: BID, RIGI y bancos

La segunda gran capa del diseño regulatorio intenta atacar lo que quienes trabajaron en el proyecto denominan “la pata soberana” o el riesgo argentino, derivado de los recurrentes incumplimientos de las reglas establecidas bajo el paraguas de la Ley 24.065 —la Ley de Energía Eléctrica— durante los últimos 25 años.

¿Qué ocurre si en 2027, cuando se celebren las próximas elecciones presidenciales, cambia el Gobierno y una nueva administración decide desconocer, renegociar o alterar las condiciones económicas del Contrato COP firmado durante la administración de Javier Milei? Una de las principales herramientas diseñadas para reducir ese riesgo es la participación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El organismo multilateral analiza otorgar una garantía destinada a respaldar los pagos al concesionario. Según la documentación de la licitación, el instrumento podría tener una vigencia de hasta 25 años y cubrir hasta seis meses de la Remuneración COP.

Pero la relevancia del BID excede el monto concreto de la garantía. Su participación introduce también un respaldo institucional y reputacional. Un eventual incumplimiento obligaría al Estado argentino no sólo a enfrentar al concesionario, sino también a dar explicaciones ante un organismo multilateral integrado por países de toda la región.

Existe un antecedente reciente que permite dimensionar el peso de ese tipo de respaldo. En los albores del gobierno de Javier Milei, cuando el ministro de Economía, Luis Caputo, aplicó una quita sobre los pagos que CAMMESA debía realizar a los generadores con contratos vigentes, quedaron exceptuados los proyectos de RenovAr respaldados por garantías del Banco Mundial. El Gobierno evitó así abrir un conflicto con un organismo multilateral clave, con fuerte peso de Estados Unidos entre sus accionistas, en momentos en que la Argentina también negociaba cuestiones sensibles con el Fondo Monetario Internacional.

Ese antecedente ayuda a explicar la lógica que existe detrás de incorporar al BID en AMBA I: romper el contrato dejaría de constituir solamente un conflicto entre el Estado argentino y una empresa privada.
A esa protección se suma la posibilidad de que el adjudicatario solicite la adhesión de AMBA I al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), incorporando las garantías de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria previstas por ese régimen.

Existe además una tercera barrera diseñada para proteger la integridad del contrato: la figura del acreedor garantizado. Si el concesionario financia la obra mediante project finance o mediante un financiamiento concreto otorgado por una entidad crediticia, podrá identificar al banco o institución financiera que aporte los fondos como acreedor garantizado. A partir de ese momento, ese financiador adquiere determinados derechos dentro de la relación contractual.

Algunas modificaciones, cesiones o adendas no podrán realizarse sin su consentimiento. Si existe una causal que pueda derivar en la rescisión del contrato, el acreedor deberá ser informado y contará con herramientas para intervenir en el proceso. El efecto práctico es relevante: una eventual administración que pretenda modificar arbitrariamente el contrato ya no estaría afectando solamente al accionista de la concesionaria, sino también a los bancos u organismos multilaterales que financiaron el proyecto.

El contrato contempla además mecanismos para preservar su ecuación económico-financiera y habilita, ante determinadas controversias, el acceso a arbitraje internacional bajo las reglas de la Cámara de Comercio Internacional. Son distintas capas de una misma arquitectura destinadas a lograr que incumplir o modificar arbitrariamente el contrato tenga un costo institucional y financiero suficientemente elevado

Cobrar mientras se construye

AMBA I tiene, además, un segundo riesgo que no depende de la macroeconomía ni de la política argentina: es una obra técnicamente compleja. El trazado atraviesa zonas con diferentes dificultades urbanas, ambientales, de permisos y servidumbres. En rigor, la obra atraviesa desde barrios residenciales y countries de la zona norte de la provincia de Buenos Aires hasta asentamientos y barrios populares del conurbano.

Para evitar que un problema localizado paralice todo el proyecto y obligue al inversor a financiar durante años la totalidad de la construcción sin percibir ingresos, el Gobierno diseñó un esquema novedoso de ejecución y repago. La obra fue dividida en dos etapas técnicamente funcionales. La primera representa aproximadamente el 65% del proyecto y responde a las necesidades consideradas más urgentes para el sistema. A su vez, cada etapa fue subdividida en lotes: seis lotes para la Etapa 1 y cuatro para la Etapa 2.

El concesionario tendrá libertad para organizar el avance de los distintos lotes dentro de los plazos máximos establecidos, pero la innovación central está en el mecanismo de remuneración. A medida que complete cada lote, comenzará a habilitarse una porción del flujo mensual correspondiente a la Remuneración COP.

De esa manera, el inversor no necesita esperar hasta terminar los US$ 800 millones de infraestructura para comenzar a recuperar capital. Si durante el primer año consigue completar uno de los lotes, comienza a percibir una parte del flujo. Cuando completa otro, incorpora una nueva porción, y así sucesivamente hasta alcanzar la habilitación comercial de cada etapa. El esquema produce, de esa manera, una suerte de curva ascendente de ingresos durante la construcción.

“Se buscan dos cosas: primero, que exista un flujo frente a una obra larga; y segundo, que si aparece un problema en un lote se pueda avanzar sobre otros que no fueron afectados”, explicó una fuente que participó del diseño del esquema.

La flexibilidad tiene, de todos modos, un límite importante. Los lotes individualmente no son autosuficientes y la habilitación comercial completa tiene una ponderación significativa dentro de la remuneración. Si el concesionario no termina la obra dentro de los plazos comprometidos, comenzarán a aplicarse reducciones sobre el plazo y la remuneración.
El contrato intenta así resolver dos objetivos potencialmente contradictorios: dar liquidez al constructor durante la ejecución sin quitarle el incentivo económico para terminar la infraestructura completa.

A ese mecanismo se agrega un adelanto financiero inicial a cargo del Estado de hasta US$ 55 millones, proveniente de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista administrado por CAMMESA.

Abrir el juego a nuevos inversores

El Gobierno enfrentó otro problema al diseñar la licitación: cómo exigir experiencia suficiente para construir líneas de 500 kV sin convertir esa exigencia en una barrera de entrada que limite la competencia a un puñado de compañías.

El pliego establece un filtro financiero importante. Los oferentes deberán acreditar un patrimonio neto mínimo equivalente al 25% del valor de referencia de la inversión y constituir una garantía de mantenimiento de oferta de US$ 40 millones.

Pero los requisitos técnicos fueron estructurados de una manera más flexible. La experiencia en esa área podrá ser acreditada directamente por el oferente, mediante empresas relacionadas, a través de contratistas especializados o incluso incorporando personal clave que reúna los antecedentes técnicos exigidos.

Eso significa que un fondo de infraestructura, una compañía energética o un inversor que no tenga antecedentes propios construyendo líneas de alta tensión podría igualmente presentarse si arma un vehículo societario y contrata empresas o profesionales que sí cuenten con la experiencia requerida.

El adjudicatario deberá constituir además un Vehículo de Propósito Único (VPU), que será el titular de la concesión y concentrará los activos, las obligaciones y el financiamiento del proyecto. Los plazos de la licitación son exigentes. La presentación de ofertas está prevista para el 8 de diciembre de 2026, aunque fuentes cercanas al proceso no descartan posibles prórrogas en caso de que existan consultas o pedidos de mayor plazo por parte de empresas e inversores interesados.

No se esperan demasiadas ofertas para una obra de esta magnitud y complejidad. El objetivo del Gobierno es lograr que dos o tres empresas o consorcios compitan por la adjudicación de AMBA I.

, Nicolas Gandini

La petrolera de mayoría estatal YPF presentó este jueves la adhesión del proyecto Argentina LNG al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El proyecto, impulsado por YPF, la italiana Eni y XRG (Adnoc), prevé una inversión acumulada de US$ 51.000 millones, constituyendo la mayor inversión privada de la historia argentina y la más
elevada para un proyecto RIGI hasta el momento.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, espera que las empresas tomen la decisión final de inversión (FID) de Argentina LNG antes de que finalice este año. «El año que viene tenemos que tener el VMOS en actividad, 21 rigs de perforación constantes y empezar las obras de LNG«, vaticinó Marín en el Supplier Day, evento organizado esta semana por EconoJournal.

El proyecto contempla el desarrollo de una cadena de valor integrada que permitirá transformar los recursos de gas natural de Vaca Muerta en exportaciones de GNL destinadas a los mercados internacionales.

Su diseño incluye la producción de gas rico en Neuquén, infraestructura dedicada de transporte, plantas de procesamiento, trenes de fraccionamiento de líquidos y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cuya capacidad será de 12 millones de toneladas por año (MTPA) en conjunto, que operarán frente a la costa de Río Negro, en el Golfo San Matías.

«La adhesión al RIGI es un paso fundamental para avanzar con un proyecto que abrirá una nueva etapa para la Argentina como exportador global de energía. Estamos hablando de una plataforma de crecimiento que
generará empleo, desarrollo tecnológico, proveedores locales y una inserción internacional inédita para nuestro país”, afirmó Marín en el comunicado difundido por YPF.

Argentina LNG: el plan de inversión presentado por YPF al RIGI

El plan de inversiones contempla un desembolso total estimado de US$ 51.000 millones a lo largo de todo el proyecto. Hasta 2031, fecha prevista para la puesta en operación de las dos unidades flotantes de licuefacción, se estima un nivel de inversión cercano a los US$ 29.000 millones.

De ese monto, aproximadamente US$ 24.000 millones estarán destinados al desarrollo de infraestructura estratégica, incluyendo los complejos industriales, ductos dedicados, instalaciones portuarias y las dos unidades FLNG, mientras que alrededor de USD 5.000 millones se invertirán en el desarrollo del upstream y la perforación de los pozos necesarios para
alcanzar el nivel de producción que permitirá abastecer a plena capacidad ambas unidades de licuefacción.

Durante la etapa de construcción del proyecto, una parte sustancial de la inversión será financiada bajo un esquema de Project Finance, obtenida en los mercados internacionales, una de las soluciones más utilizadas a nivel mundial para grandes proyectos de infraestructura energética. Este financiamiento estará respaldado por contratos de exportación de largo plazo con compradores internacionales con calificación “investment grade”.

El plan de inversión supera inclusive al proyecto LLL Oil, presentado también por YPF al RIGI en mayo de este año. LLL Oil contempla una inversión de US$ 25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta. YPF prevé la perforación de 1152 pozos para producir y exportar unos 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Generación de empleo y desarrollo local

En la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generará aproximadamente 20.000 puestos de trabajo anuales,
entre directos, indirectos e inducidos, alcanzando picos de hasta 40.000 trabajadores durante los períodos de mayor actividad, previstos
para el tercer año del proyecto.

Mientras que para la fase de operación y a lo largo de toda su vida útil, el proyecto sostendrá alrededor de 8.000 puestos de trabajo anuales, entre empleos directos e indirectos, contribuyendo al desarrollo económico de Neuquén, Río Negro y de toda la cadena de valor energética nacional.

Asimismo, se prevé una fuerte participación de proveedores nacionales, con una contratación estimada de USD 15.000 millones en bienes y servicios, impulsando el crecimiento de la industria local y el desarrollo de capacidades productivas asociadas al sector energético.

, Nicolás Deza

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

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

Desarrollo de la inteligencia artificial

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

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

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

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

Impacto de los data centers en la construcción

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

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

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

Demanda de energía eléctrica y daño ambiental

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

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

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

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

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

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

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

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

Protestas de pobladores locales

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

El reparto de un barril

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

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

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

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

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

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

«El Estado nacional ha hecho mucho»

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

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

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

Conflicto con Halliburton: «Rebaja desmedida»

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

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

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

Lamelas puso inversiones y financiamiento sobre la mesa

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

Manifestación de interés de Challenger Energy Group

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

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

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

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

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

De la ronda de 2018 a un esquema más dinámico

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

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

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

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

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

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

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

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

El desafío ambiental continúa vigente

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

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

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

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

Del interés a la inversión

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

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

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

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

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

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

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

, Verónica Tito (*)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

El máster plan entre IMPSA y CORPOELEC en Venezuela

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

La infraestructura vial y el transporte, entre los principales desafíos

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

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

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

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

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

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

Arena de cercanía para reducir la presión logística

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

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

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

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

El reclamo por mayor previsibilidad

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Parque Solar El Quemado: el aporte de BLC Power Generation

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Una obra que avanza en frente simultáneos

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

Ahorrar o hacer

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

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

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

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

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

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

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

«Un legado para nuestros hijos»

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

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

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

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

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

Deuda de infraestructura y deuda «moral»

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

Automatizar procesos con IA: facturación y logística

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

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

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

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

El desafío de dar el primer paso

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

Un nuevo servicio de Tenaris para perforación en Vaca Muerta

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

La tecnología como herramienta en la mejora de la competitividad

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proyecciones de las pymes

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

El gran cambio será que la productividad sea una cultura

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

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

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

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

El desafío de los grandes proyectos con la cadena de valor

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

La gente como cuello de botella

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

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

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

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

Logística: el punto más débil

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Con menos exposición a los campos maduros baja el lifting cost

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

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

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

Una decisión que pasó inadvertida

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

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

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

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

Qué cambió en 2024

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

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

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

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

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

El debate por la calidad del servicio

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

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

Un leading case regulatorio

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

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

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

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

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

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

Las sinergias entre Edenor y Metrogas

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

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

Una intimación y una venta que se demoró 10 años

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

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

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

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

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

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

Un activo estratégico

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

«Bajarles el tono»

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

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

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

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

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

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

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

Los planes de CALF con Huawei

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

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

Cómo es la nueva «Ruta de las Arenas»

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

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

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

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

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

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

Planifican la creación de un nuevo instituto de formación

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

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

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

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

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

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

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

, Laura Hevia