Raia: el proyecto con el que Equinor expande su presencia en Brasil

La compañía Equinor inició la perforación de los primeros pozos productores e inyectores del proyecto Raia, uno de los desarrollos de gas natural offshore más relevantes de Brasil. La empresa confirmó que el avance marca una etapa clave hacia el inicio de operaciones previsto para 2028, consolidando a Brasil como uno de los destinos prioritarios dentro de su portafolio global de inversiones.

Veronica Coelho, country manager de Equinor en Brasil, destacó que el país sudamericano ocupa hoy un lugar central en la estrategia corporativa: “Brasil es el país donde más invertimos después de Noruega”, afirmó. Según la ejecutiva, Raia está diseñado para abastecer alrededor del 15% de la demanda interna de gas una vez que alcance su capacidad comercial.

El proyecto, que involucra una inversión total cercana a U$S 9.000 millones, prevé producir 16 millones de metros cúbicos de gas y 126.000 barriles diarios entre petróleo y condensado. Con esta iniciativa, Equinor refuerza su presencia en la zona del presal brasileño, donde ya opera el campo Bacalhau, actualmente en proceso de ramp-up.

Un proyecto de peso

La nueva campaña de perforación se está ejecutando con el drillship Valaris DS-17, que comenzó sus operaciones el 24 de marzo. El plan incluye seis pozos ubicados a unos 200 kilómetros de la costa y en profundidades cercanas a los 2.900 metros, lo que convierte a Raia en la operación de aguas ultraprofundas más exigente del portafolio de la compañía.

Geir Tungesvik, vicepresidente ejecutivo de Proyectos, Perforación y Abastecimiento, subrayó que Raia es hoy el mayor proyecto de Equinor en ejecución. “Estamos aplicando tecnología de clase mundial y décadas de experiencia offshore para avanzar hacia un inicio seguro en 2028”, sostuvo.

El primer pozo del proyecto Argerich fue realizado por el buque Valaris DS-17.

El desarrollo contempla la producción a través de un FPSO, encargado de procesar petróleo, condensado y gas. Este último será transportado por un gasoducto submarino de 200 kilómetros hasta la terminal de Cabiúnas, en Macaé, estado de Río de Janeiro. Según Equinor, el FPSO será uno de los más eficientes del mundo, con una intensidad de emisiones estimada en 6 kg de CO₂ por barril equivalente.

Un consorcio liderado por Equinor

Raia se ejecuta mediante una sociedad integrada por Equinor (35%), Repsol Sinopec Brasil (35%) y Petrobras (30%), combinando la experiencia técnica de las tres compañías en operaciones de aguas profundas.

Paralelamente, la empresa planifica nuevas actividades exploratorias en la cuenca Santos, incluyendo un pozo en el bloque S-M-1378 para 2027 y la evaluación de otro en el S-M-1617, ambos próximos a un descubrimiento anunciado por BP en 2023.

Equinor estima que el proyecto podría generar hasta 50.000 empleos directos e indirectos durante su ciclo de vida de tres décadas y convertirse en un pilar de la seguridad energética brasileña.

Los límites del gas de Vaca Muerta para abastecer al corazón industrial de Brasil

Mientras avanzan los proyectos de GNL, los actores de la industria apuntan a cubrir la demanda regional. Chile es el primer gran mercado para Vaca Muerta mientras que el polo industrial de Brasil es la apuesta para todo el aparato productivo del shale. Sin embargo, las perspectivas para la región muestran un margen de crecimiento limitado en el corto plazo.

En diálogo con eolomedia, Ernesto Díaz, vicepresidente para América Latina de Rystad Energy, señaló que existen oportunidades puntuales para aumentar envíos hacia el sur de Brasil y hacia Chile, aunque se trata de volúmenes acotados y dependientes de inversiones específicas en infraestructura existente.

“Ahí obviamente hay espacio para crecer de manera acotada, con envíos puntuales al sur de Brasil y todavía creciendo también un poco en Chile, dependiendo de la reversión del Gasoducto Norte y algunos tramos adicionales de la infraestructura de transporte”, explicó Díaz al referirse a las alternativas más inmediatas para el gas argentino.

El especialista aclaró que estas oportunidades requieren inversiones complementarias y de escala moderada, lo que limita el impacto que pueden tener sobre el desarrollo general del shale gas. “Eso es infraestructura complementaria, inversiones acotadas y obviamente la oportunidad no es grande”, afirmó Díaz.

El desafío de conectar Vaca Muerta con el corazón industrial de Brasil

Según Rystad Energy, la conexión entre la producción argentina y el anillo industrial de São Paulo representa una oportunidad de largo plazo que aún está lejos de concretarse. Si bien existen diferentes alternativas técnicas para avanzar en esa integración, las opciones demandan inversiones significativas y plazos extensos.

“La gran oportunidad es desarrollar toda la infraestructura para conectar con el anillo de São Paulo en Brasil, con distintas opciones que hay, ya sea directo Argentina-Brasil o vía Paraguay o Bolivia”, detalló Díaz.

Sin embargo, el vicepresidente para América Latina de Rystad Energy advirtió que este tipo de proyectos todavía carecen de señales concretas que permitan avanzar hacia su ejecución. “Son inversiones considerables de más largo plazo, por lo cual eso todavía está por verse, más allá de todo lo que se habla y de los anuncios y el interés que muestran las compañías y los gobiernos”, destacó.

Asimismo, Díaz reconoció que existen conversaciones a nivel gubernamental entre Argentina y Brasil, pero remarcó que aún no se tradujeron en definiciones operativas. “Con inversiones puntuales en infraestructura como la reversión del Gasoducto Norte, hay oportunidades para volúmenes adicionales para el sur de Brasil y para Chile, pero está muy acotado”, explicó.

Demanda atomizada y falta de contratos en firme

Para Díaz, el principal obstáculo que enfrenta el shale gas argentino para llegar a São Paulo es la ausencia de compromisos de demanda en firme del lado brasileño. Sin contratos que aseguren la compra de grandes volúmenes a largo plazo, resulta inviable financiar la infraestructura necesaria.

El especialista fue contundente al describir la magnitud de la obra necesaria. “Hay que hacer prácticamente un ducto nuevo desde Neuquén hasta Brasil, por lo cual no es poca cosa”, afirmó, y agregó que ese nivel de inversión exige garantías sólidas de demanda sostenida en el tiempo.

Según Díaz, el problema no radica en la falta de interés político o empresarial, sino en la estructura del mercado brasileño. “Más allá de los acuerdos entre los países, declaraciones de intención y la visita de las empresas, sin un contrato firme de demanda por un volumen alto desde el lado de Brasil no es posible financiar semejante infraestructura”, advirtió.

El ejecutivo explicó que la demanda potencial proviene principalmente del sector industrial y de algunas distribuidoras, lo que genera una fragmentación significativa. “No es que va a venir un Petrobras y va a comprometer la compra de grandes volúmenes a largo plazo, no hay un solo comprador”, indicó.

“Son muchos compradores individuales que hay que juntarlos, y ahí es donde entra el trabajo de la distribuidora de gas de Brasil para comprometer esa demanda en firme por contrato”, aseveró Díaz.

Halliburton se prepara para un posible regreso al mercado venezolano

Halliburton superó las estimaciones de los analistas en su beneficio del cuarto trimestre de 2025, impulsada por una sólida demanda de sus servicios y equipos en mercados internacionales.

La empresa con sede en Houston informó un beneficio ajustado de 69 centavos por acción para el trimestre cerrado el 31 de diciembre. Se ubicó por encima de los 55 centavos esperados por el mercado. Al mismo tiempo, reportó unos ingresos de 5,700 millones de dólares, también superiores a las previsiones.

El crecimiento internacional fue un motor clave: los ingresos provenientes de fuera de Norteamérica aumentaron gracias a mayores ventas de herramientas de completación en Brasil, el Mar del Norte y el Caribe, junto con fuertes ventas de software en México.

Asimismo, el incremento de la actividad de pozos en África y la estimulación en Angola contribuyeron a los resultados positivos.

En contraste, la actividad en Norteamérica se mantuvo relativamente estancada, con ingresos de 2,2 mil millones de dólares y expectativas de un descenso de un solo dígito en 2026 debido a la baja en la actividad de perforación y servicios en esa región.

Tras presentar resultados, las acciones de Halliburton registraron un alza significativa, reflejando la confianza de los inversionistas en la fortaleza de su negocio internacional y en su capacidad operativa global.

Un foco de atención clave para la compañía es su posible reingreso al mercado venezolano. Halliburton ha señalado que está lista para regresar a Venezuela “rápido” una vez que se resuelvan los términos comerciales y legales, incluida la certeza de pago, y que podría mover equipos con agilidad para retomar operaciones. Este interés se produce en un contexto más amplio de conversaciones entre empresas energéticas y autoridades estadounidenses sobre inversiones en Venezuela tras recientes cambios políticos.

La compañía destacó que, aunque el mercado venezolano es actualmente más pequeño que el que representaba hace una década, existe un alto interés por parte de clientes en contar con sus servicios. El director ejecutivo, Jeff Miller, afirmó que están evaluando cómo y dónde empezarían las operaciones en el país sudamericano, subrayando la potencial rapidez de su despliegue una vez obtenido el marco regulatorio y comercial adecuado.

Con estos resultados, Halliburton inicia 2026 con expectativas de estabilidad en sus ingresos internacionales, aunque anticipa desafíos en Norteamérica, y con la mirada puesta en nuevas oportunidades de crecimiento global, incluida una posible reentrada al mercado venezolano.

YCRT vuelve al juego: el carbón de Río Turbio ya viaja rumbo a Brasil

La reactivación productiva de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT) alcanzó un punto culminante en el complejo ferroportuario de Punta Loyola. En el marco del plan estratégico impulsado por la intervención para dotar de previsibilidad económica a la empresa, se ejecutan las maniobras finales para completar un embarque de 30.000 toneladas de carbón mineral con destino a Brasil. Esta operación refuerza el compromiso de la gestión con la eficiencia operativa y la apertura de nuevos horizontes comerciales para Santa Cruz.

El interventor de YCRT, Pablo Gordillo Arriagada, supervisó el operativo en el muelle y precisó que el proceso se encuentra en un 80% de finalización. “Estamos pasando las 23.000 toneladas y nos queda una actividad de 7.000 más, en dos bodegas, ya casi tres bodegas están listas”, detalló.

Un engranaje logístico integral

El éxito del cargamento es el resultado de una coordinación que une la extracción en mina, la depuración, el transporte ferroviario y la estiba final. El equipo en Loyola, conformado por más de 90 operarios, se encarga de la preparación en patio, el apilamiento con rotopala y la carga sistemática en cintas.

“Estamos orgullosos de este trabajo que conlleva, en el equipo de YCRT, desde la planificación, en la extracción del carbón en la mina, después lo que es el movimiento y su depuración hasta la logística del transporte por ferrocarril”, afirmó Gordillo Arriagada, quien además adelantó que ya se proyectan nuevos embarques para marzo y abril del próximo año. Por su parte, el jefe de Puerto, Alfredo Heim, destacó que la labor se realiza en turnos de 12 horas con una sinergia total entre las delegaciones de Buenos Aires, Río Turbio y el personal portuario. “La verdad que todos los trabajadores, tanto de la delegación de Buenos Aires como del complejo ferroportuario, están muy felices con el ritmo que llevamos”, comentó, subrayando que su rol es coordinar mientras que el mérito reside en quienes ejecutan la tarea.

Seguridad y profesionalismo en territorio

La operatividad en Punta Loyola también destaca por la integración de cuadros profesionales del yacimiento. Itatí Santos, enfermera de YCRT que se trasladó desde Río Turbio, forma parte del dispositivo de salud que custodia las maniobras. “Es otra parte del servicio productivo; aquí nos adaptamos a nuevos riesgos, como el trabajo en altura y las condiciones climáticas del puerto”, explicó la profesional, subrayando que se mantienen los mismos estándares de seguridad que rigen en el interior de la mina.

Contexto de modernización y paz social

Este despliegue productivo se alinea con la política de transparencia y agilidad que promueve el Gobierno Provincial en todos sus organismos. Mientras YCRT dinamiza su esquema de exportación, el Ejecutivo mantiene una postura de prudencia y defensa de los derechos laborales ante el escenario nacional, priorizando la estabilidad y el esfuerzo salarial en la provincia.

La gestión de YCRT cierra el año cumpliendo metas de producción y garantiza la paz social. “Nuestro compromiso es que mañana por la mañana estemos en condiciones de haber cumplido la tarea para que los trabajadores pasen las fiestas con sus familias”, concluyó Gordillo Arriagada.

Consorcio brasileño analiza comprar gas de Vaca Muerta en un proyecto estratégico a 30 años

A fin de destacar el potencial energético de Neuquén y construyendo alianzas estratégicas que impulsen el desarrollo de Vaca Muerta, el gobernador Rolando Figueroa recibió hoy a directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, recientemente conformado y que representa a empresas industriales del sector productivo de San Pablo; Garantía Capital Ltd., y Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB).

En el encuentro en Casa de Gobierno, también estuvieron presentes el ministro de Energía, Gustavo Medele; la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; y el vicepresidente de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Alejandro Monteiro.

El objetivo de la visita de la delegación brasileña es conocer de cerca la actividad que se está desarrollando en la provincia y poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro.

El ministro Medele explicó que “desde Brasil, conformaron un consorcio de empresas consumidoras. Es decir, son empresas que consumen gas y le compran gas al mercado. Ya con ese conglomerado decidieron venir acá a Neuquén”.

Agregó que “GásBra está compuesta por distintos empresarios, empresas e industrias del complejo productivo de São Paulo. El objetivo de ellos es entender un poco cuánto volumen podrían comprar a la industria local, a las operadoras locales. También entender cómo podrían llevarlo, si pueden llevarlo por los gasoductos existentes o tendrían que mejorar alguna parte. Además de entender la cadena de valor completa”.

El ministro precisó que “la industria petrolera neuquina tiene muchos años y está muy acostumbrada al petróleo. Eso tiene mucho valor, porque no es una actividad nueva, no es una actividad que hay que aprender”. “Nuestra gente sabe cómo debe trabajarse en el petróleo y eso también los empresarios que vienen de otros países lo aprecian mucho”, resaltó.

Medele sostuvo: “Entendemos que ahora nuestro trabajo es salir a buscar mercados, como Chile, Brasil y Uruguay; mercados de la región a los que se pueda llegar rápidamente y que podamos tener planes de inversión en el corto plazo”.

En tanto el CEO de GásBra, Marco Maia, expresó la satisfacción de “poder participar de este proyecto que dialoga con intereses brasileños que necesitan gas, necesitan energía para su desarrollo, para su crecimiento y también para los intereses de Neuquén, que dispone de este gas, de esta energía para Brasil. Es un proyecto muy interesante que tiene conexión con los intereses de ambos lados”.

Además, destacó que “estamos extremadamente satisfechos con esta posibilidad, con este proyecto y con todo aquello que Neuquén nos ha presentado en este momento”.

Maia adelantó que “mañana vamos a ir a visitar Vaca Muerta y hoy por la tarde tendremos un encuentro donde discutiremos el proyecto en sí, presentaremos todas las ideas y todas las cuestiones que envuelven un proyecto de esta magnitud”.

Agregó que “estamos trabajando para algo de 30 años, por lo tanto, es estratégico tanto para Neuquén como para el Brasil”. Por último, indicó que “hoy nos damos un plazo de seis meses para montar toda la estructura del proyecto”.

Cabe recordar que este encuentro surgió a partir de la visita a Río de Janeiro en octubre, con motivo de la Offshore Technology Conference (OTC) Brasil 2025, donde el gobernador Rolando Figueroa se reunió con distintos grupos de empresas que mostraron interés en gas de Vaca Muerta.

TGN advirtió que Bolivia cobra hasta cuatro veces más por mover gas que Argentina

El transporte de gas natural se convirtió en un tema clave para la integración energética regional. En un contexto donde Argentina busca ampliar sus exportaciones hacia los países vecinos, las condiciones económicas del tránsito internacional pueden marcar la diferencia entre la viabilidad o el freno de un proyecto.Así lo expresó Daniel Ridelener, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), durante su participación en el Energy Summit organizado por Forbes.

El ejecutivo fue claro: Bolivia cobra tarifas que cuadruplican los valores locales por el uso de sus gasoductos. Esa diferencia, sostuvo, representa una barrera significativa para avanzar en nuevos proyectos de integración.

“No hay razones para que el precio sea distinto”

Durante su intervención, Ridelener explicó que Bolivia exige un precio de 1,9 dólares por millón de BTU para el transporte de gas a través de su red de ductos, que en muchos casos supera los 25 años de antigüedad y atraviesa más de 1.200 kilómetros.

“Si hoy tocás el timbre en Bolivia y querés mover gas, te van a pedir 1,9 dólares por millón de BTU para un ducto que tiene más de 25 años y recorre 1.200 kilómetros”, señaló.

El contraste con el mercado argentino es contundente. “En nuestro país, transportar gas en una distancia similar y con una red de antigüedad comparable cuesta entre 40 y 50 centavos por millón de BTU. No veo razones por las cuales el precio tenga que ser distinto”, afirmó el titular de TGN.

Para el directivo, el valor que pretende Bolivia no responde a criterios técnicos ni de amortización de infraestructura, sino a una política tarifaria que limita la competitividad del comercio energético regional. “Una cosa es si hay que repagar inversiones nuevas; pero cuando se trata de sistemas existentes, con más de 20 o 25 años, no debería haber grandes diferencias”, añadió.

El contexto: gasoductos activos y exportaciones en crecimiento

Más allá de las diferencias tarifarias, Ridelener destacó que el panorama del gas argentino cambió de manera notable en los últimos años. “Todos los gasoductos de exportación, salvo el vínculo con Uruguaiana, están siendo utilizados”, aseguró, al recordar que durante mucho tiempo la red permaneció ociosa por la falta de producción.

Hoy, la situación es distinta. Argentina exporta gas a Chile, Brasil y Uruguay, reactivando conexiones que habían estado cerradas. “Estamos exportando a la zona de Concepción y Santiago en Chile, al sur de Brasil y a Uruguay. Lo que en algún momento fueron ductos cerrados, hoy están abiertos y funcionando, lo cual es una excelente noticia”, celebró el directivo.

En paralelo, el país mantiene conversaciones para ampliar el comercio energético. “El norte de Chile tiene interés en comprar capacidad de transporte, y el centro de Chile muestra señales de crecimiento. Brasil quiere comprar gas argentino y está perdiendo a Bolivia como proveedor”, explicó Ridelener.

TGN pidió la extensión del servicio de transporte de gas.

Brasil y Paraguay, las nuevas alternativas de integración

Ante las dificultades para negociar con Bolivia, TGN analiza rutas alternativas que permitan a Argentina colocar su gas en los mercados vecinos con mayor competitividad. Una de las opciones es cerrar un anillo de gasoductos en el sur de Brasil, uniendo las localidades de Uruguaiana y Porto Alegre con una extensión de unos 580 kilómetros.

“Esa conexión permitiría vincular el sistema argentino con nuevos centros de consumo en Brasil, sin depender del tránsito por Bolivia”, explicó Ridelener.

Otra posibilidad que gana terreno es Paraguay, un país que mostró interés en incorporarse al mapa del gas regional no solo como corredor de tránsito, sino también como consumidor directo. “Paraguay nos ha expresado interés en consumir gas natural a partir de 2030 o 2032, tanto para generación térmica como para plantas de fertilizantes”, detalló el director de TGN.

La propuesta paraguaya se apoya en el fuerte crecimiento del agro en los últimos años y la necesidad de contar con energía confiable y competitiva para industrializar parte de esa producción.

Un nuevo gasoducto para el futuro energético argentino

En paralelo, TGN evalúa la construcción de un nuevo ducto entre Neuquén y el sur de Córdoba, con el objetivo de conectar la producción de Vaca Muerta con la demanda local y las futuras exportaciones.

“Estamos viendo un proyecto muy interesante que junta demanda de Argentina con demanda de exportación para construir un nuevo ducto entre Neuquén y el sur de Córdoba, y ahí vincularnos a nuestro sistema de transporte”, adelantó Ridelener.

La obra implicaría una inversión estimada de 2.000 millones de dólares para transportar hasta 20 millones de metros cúbicos diarios, aunque la empresa estudia variantes con menores volúmenes que reducirían los costos.

El proyecto se presenta como una alternativa estratégica para aumentar la capacidad de exportación y aprovechar el excedente de gas de Vaca Muerta en mercados regionales, especialmente en Brasil, que busca diversificar su matriz energética tras la declinación del suministro boliviano.

Ridelener consideró que la integración energética sudamericana debe basarse en criterios de eficiencia y precios razonables. “Si queremos una verdadera red regional de gas, los valores de transporte tienen que reflejar costos reales y no posiciones dominantes”, afirmó.

Para el ejecutivo, la oportunidad está al alcance, pero depende de acuerdos comerciales que favorezcan tanto a los productores como a los consumidores. “Brasil necesita asegurar el suministro y Argentina tiene la capacidad de ofrecerlo. Solo hace falta un marco de tarifas que haga sentido para ambas partes”, concluyó.

Cómo se ve el progreso medible en sostenibilidad

Cada año, la historia de la sostenibilidad se repite: nuevas promesas, avances en los titulares y la misma inquietante conclusión de que el progreso se estanca.

Pero ¿y si ese diagnóstico fuera erróneo? ¿Y si el problema no fuera la falta de progreso, sino que estamos buscando en los lugares equivocados?

La infraestructura que no acapara titulares

Mientras el mundo espera soluciones milagrosas, ya se están produciendo avances reales. No en anuncios llamativos, sino en la modernización de las redes eléctricas, el auge de los clústeres industriales digitales y las discretas transformaciones de la infraestructura que rara vez llegan a primera plana. Estos cambios están acelerando los resultados a gran escala.

No nos falta progreso. Simplemente necesitamos una perspectiva diferente.

La verdadera limitación no es la innovación. Es si la infraestructura puede seguir el ritmo. Y en ningún lugar es esto más evidente que en la red eléctrica. Porque cuando la infraestructura se convierte en el cuello de botella, los próximos avances no se basan en nuevos inventos. Se basan en conexiones más inteligentes.

Los motores ocultos del impulso

No se trata solo de la red eléctrica. Los clústeres digitales que integran datos, energía y operaciones están empezando a transformar la forma en que operan las industrias, a menudo de forma discreta. A nivel mundial, los operadores de la red eléctrica se ven presionados para gestionar el aumento de la demanda de energías renovables y, al mismo tiempo, equilibrarla en tiempo real. Sin una coordinación más inteligente, la energía limpia se desperdicia en lugar de utilizarse. Al mismo tiempo, el aumento de los costes de la energía está frenando el crecimiento industrial en muchas zonas, especialmente en Europa. Allí, el impulso hacia la electrificación está intensificando la presión sobre la infraestructura existente. Las herramientas digitales están ayudando a abordar ambos desafíos, mejorando la visibilidad, optimizando los flujos y liberando capacidad en todo el sistema para fortalecer la eficiencia energética industrial.

Y los resultados se están acumulando. En Energy Queensland, el mayor distribuidor de electricidad de Australia, los operadores de la red utilizaron clasificaciones dinámicas y datos en tiempo real para aprovechar la capacidad de red no utilizada. El resultado fueron mejoras potenciales en la utilización de activos de más del 20% . Mientras tanto, en Schneider Electric, la gestión energética digitalizada permitió una reducción del 26% en el consumo de energía y un ahorro del 20% en el consumo de agua en todas las operaciones.

Estos ejemplos no son casos aislados. Señalan un cambio más profundo. Un cambio donde la sostenibilidad se integra en las operaciones, en lugar de sumarse como un añadido. Se convierte en parte del funcionamiento de las industrias, no en una iniciativa secundaria. Pero dado que este impulso se manifiesta en capacidades, no solo en reducciones de emisiones, las métricas tradicionales no están diseñadas para captarlo.

La importancia de un lubricantes ambientalmente aceptable.

¿Por qué las métricas lineales no detectan el progreso no lineal?

La sostenibilidad no avanza en línea recta. Sin embargo, muchas de las métricas actuales la miden como si lo hiciera.

Varios paneles de control ESG se basan en gran medida en totales anuales y líneas de base estáticas, en lugar de captar el impulso en tiempo real. Los avances reales se producen cuando se eliminan las limitaciones de la red eléctrica, los flujos de datos predictivos permiten la optimización en tiempo real y la colaboración entre clústeres industriales aumenta los ahorros. Estos cambios son no lineales por naturaleza. Generan transformaciones radicales, no tendencias lineales.

Pero también introducen complejidad, lo que dificulta la coordinación en una economía interconectada y basada en datos. Por eso la digitalización se vuelve tan esencial.

Permite a las industrias gestionar un sistema de sistemas cada vez más complejo, que constituye la base de nuestra economía industrial conectada.

Es fácil ver que para reconocer esta magnitud de progreso, necesitamos cambiar nuestra perspectiva sobre el problema. Necesitamos una que analice cómo evolucionan los sistemas, no solo cómo disminuyen las emisiones. De lo contrario, corremos el riesgo de confundir el verdadero impulso con una desaceleración y de pasar por alto las lecciones que pueden replicarse en sectores enteros.

Vaca Muerta apuesta a las arenas de cercanía.

Repensando qué significa progreso

La COP30 no será como siempre. Celebrada en Belém, Pará, al borde de la Amazonía, la cumbre ya está cambiando el enfoque de las promesas a las pruebas y de la ambición a los resultados. El objetivo es construir infraestructura que no solo descarbonice, sino que también se adapte y perdure. El llamado de Brasil a un mutirão, un esfuerzo colectivo, refleja lo que observamos en toda la industria: un progreso estructural, no simbólico, sustentado en una colaboración radical.

El reto ahora es verlo. Los avances que están transformando la energía, la manufactura y las cadenas de suministro rara vez son noticia, pero están ocurriendo. Los clústeres digitales, la coordinación de la red eléctrica y el intercambio de datos operativos están impulsando silenciosamente el cambio en todos los sectores.

Lograr este tipo de transformación depende de una integración más inteligente. Esto significa conectar datos, infraestructura y operaciones a lo largo de toda la cadena de valor. Lo hemos visto de primera mano en AVEVA, donde una mejor integración de datos está ayudando a los proveedores de energía y a los fabricantes a mejorar la visibilidad y coordinar recursos en tiempo real. El resultado: las energías renovables pueden escalar más rápidamente, las mejoras en la eficiencia se multiplican y la descarbonización se acelera en segundo plano, donde se realiza el trabajo fundamental.

Un ejemplo proviene de Brasil. El operador del sistema nacional ONS utilizó el Sistema PI de AVEVA, integrado con una plataforma de gestión energética, para recuperar 211.000 MWh de energía renovable. Esto equivale al consumo eléctrico promedio de aproximadamente 20.000 hogares durante un año. La mayor visibilidad también contribuyó a evitar pérdidas por valor de 11,4 millones de dólares estadounidenses al maximizar el aprovechamiento de la energía limpia.

De las promesas a las pruebas

La sostenibilidad no se detiene. Está pasando de la intención a la infraestructura, de los titulares al cableado, de la ambición a la ejecución.

Este cambio ya está transformando las expectativas, y la COP30 lo pondrá de relieve. En Belém, el debate se centrará en la implementación, abordando cómo financiar la resiliencia climática, digitalizar la transición energética y construir la infraestructura que impulse tanto el crecimiento como la descarbonización.

Cumplir con estos objetivos dependerá de la eficacia con que conectemos los sistemas que ya impulsan el cambio. Porque el verdadero progreso en la transición energética depende interconectar de sistemas industriales que funcionan, coordinar los próximos pasos y avanzar en soluciones que perduren.

Neuquén y GásBra avanzan en un acuerdo para exportar gas de Vaca Muerta a Brasil

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, encabezó este miércoles en Río de Janeiro la firma de una Declaración Conjunta de Entendimiento entre el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y el Consorcio GásBra SA.

Forma parte de un proyecto integral que impulsa la provincia para exportar gas natural de Vaca Muerta hacia el mercado brasileño.

La delegación neuquina se encuentra en Brasil para participar de la Offshore Technology Conference (OTC), que se desarrolla del 28 al 30 de octubre. De la actividad participó el ministro jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset; el ministro de Energía, Gustavo Medele; la secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; y el intendente de Neuquén, Mariano Gaido.

Según el documento firmado, las partes acordaron cooperar en el diseño de un proyecto orientado al aprovechamiento sostenible de los recursos gasíferos neuquinos y a la integración de la infraestructura energética regional.

El entendimiento busca establecer mecanismos de producción, transporte y comercialización que consoliden una relación de largo plazo entre productores y consumidores de gas natural.

Figueroa había anticipado que su propósito en este viaje era avanzar en acuerdos energéticos y su deseo de que el gas neuquino sea una fuente estratégica de abastecimiento para dicho país.

Según la Transportadora de Gas del Norte (TGN), el potencial de Vaca Muerta podría cubrir una demanda de entre 45 y 50 millones de metros cúbicos diarios en el mercado brasileño, especialmente en el polo industrial de San Pablo.

El acuerdo, de carácter no vinculante, establece además el compromiso de promover la inversión, la transferencia tecnológica y la cooperación industrial, bajo principios de transparencia, equidad y sostenibilidad ambiental.

 

Neuquén y las rutas disponibles para llegar a Brasil

La alternativa más utilizada en esta primera fase es la ruta boliviana, que aprovecha la infraestructura existente y permite una operación rápida sin grandes obras adicionales. El gas argentino llega a la frontera a través del norte del país y luego se conecta con Gasbol para abastecer ciudades como Corumbá.

Sin embargo, Bolivia presenta riesgos regulatorios y políticos que generan incertidumbre sobre los costos y la seguridad jurídica del tránsito. Empresas argentinas han planteado reparos frente a tarifas originalmente consideradas elevadas y que aún están en negociación.

Otra opción en evaluación es el paso por Paraguay, que impulsa activamente un proyecto de conexión con Brasil. El país sostiene que podría desarrollar demanda propia, aunque por ahora se considera limitada.

Uruguay, conectado por infraestructura subfluvial con Argentina, también aparece como alternativa, pero sin gran interés ni consumo relevante, por lo que se lo considera un camino menos probable.

Finalmente, la ruta conocida como Uruguayana evitaría un tercer país y permitiría un corredor directo entre Argentina y Brasil. Requiere la construcción de un gasoducto hasta Porto Alegre estimado en poco más de USD 1.000 millones, pero es el trazado preferido por las autoridades brasileñas por su menor exposición a riesgos intermedios y por abastecer una zona con importante generación termoeléctrica.

En todos los escenarios, los actores del sector sostienen que el costo total —incluyendo transporte— no debería superar los USD 5 por MMBTU para garantizar competitividad, mientras que el precio en boca de pozo no debería exceder los USD 2,5 en Neuquén.

 

Qué exige Brasil para consolidar el abastecimiento

Durante el CAMBRAS Business Day, autoridades y empresas brasileñas remarcaron que la integración “no será fácil ni automática” y requiere contratos de largo plazo, precios competitivos y seguridad de suministro.

Desde Transportadora de Gas del Norte explicaron que la infraestructura de gasoductos solo se justifica con compromisos a 15 o 20 años. También señalaron beneficios adicionales para la Argentina, como reducir costos internos de abastecimiento en regiones del norte y centro del país.

Para el caso específico de Brasil, TotalEnergies remarcó que se debe apuntar a un precio final de USD 7 por MMBTU en el mercado industrial brasileño, lo que implica optimizar tarifas y eficiencia logística.

Autoridades del Ministerio de Minas y Energía de Brasil insistieron en una “convergencia regulatoria” y la necesidad de reglas claras para dar previsibilidad a inversores. También destacaron el trabajo bilateral que involucra a Uruguay, Paraguay, Bolivia y Chile para definir la mejor salida hacia el mercado brasileño.

A eso se suma otra vía complementaria: la exportación de GNL desde Argentina por barco, una alternativa que permitiría flexibilidad frente a la variabilidad hidrológica del sistema eléctrico brasileño.

Petrobras concreta la primera importación de gas de Vaca Muerta

La empresa estatal brasileña Petrobras concretó por primera vez una importación de gas natural no convencional desde la formación Vaca Muerta, en la cuenca neuquina. La operación marcó un paso significativo en la integración energética del Cono Sur tras un año de negociaciones entre los gobiernos de Argentina, Bolivia y Brasil.

Según detalló la compañía, el viernes pasado se transportaron 100.000 metros cúbicos de gas natural mediante la red de gasoductos que vincula Argentina con Bolivia y, desde allí, con Brasil. El envío se realizó en colaboración con Pluspetrol, dentro de un acuerdo que habilita importaciones interrumpibles de hasta 2 millones de metros cúbicos.

Petrobras y una nueva ruta de abastecimiento energético

El director de Transición Energética y Sustentabilidad de Petrobras señaló que esta solución “abre una nueva posibilidad para la importación de gas natural en Brasil” y refleja el compromiso de la empresa con la expansión del suministro energético y el desarrollo sostenible del mercado gasífero.

La operación se concretó utilizando la infraestructura de gasoductos existente entre Argentina, Bolivia y Brasil, sin requerir inversiones adicionales. Este esquema representa un avance logístico y operativo que optimiza los corredores energéticos de la región.

No es la primera vez que el gas neuquino llega a Brasil. En abril, TotalEnergies abasteció a Matrix Energia, en São Paulo, con 500.000 metros cúbicos diarios durante diez días, utilizando los mismos ductos. Esa experiencia inicial permitió validar la capacidad técnica del sistema para exportaciones de mayor escala.

Potencial exportador de Vaca Muerta

El acuerdo entre Petrobras y Pluspetrol apunta a profundizar la integración energética regional y consolidar a Vaca Muerta como proveedor competitivo de gas natural en América del Sur. El envío experimental permitió evaluar aspectos técnicos, logísticos y comerciales, fundamentales para el desarrollo de un esquema de exportaciones regulares.

Para Brasil, esta alternativa amplía la diversificación de su matriz energética y reduce su dependencia del gas natural licuado importado. Además, aprovecha una infraestructura ya operativa que facilita la recepción de gas argentino sin nuevos desarrollos de transporte.

Para Argentina, la operación es un paso estratégico para posicionar a Vaca Muerta como un polo exportador regional. La posibilidad de aumentar los volúmenes enviados a mercados vecinos refuerza su rol dentro del mapa energético sudamericano y genera oportunidades para futuras inversiones en infraestructura de producción y transporte.

Mindlin cada vez más cerca de quedarse con Loma Negra

La Asamblea de acreedores de InterCement, una de las empresas líderes en producción de cemento en Brasil y controladora de Loma Negra en Argentina, aprobó este lunes casi por unanimidad su Plan de Reestructuración y de ser homologado por la justicia y cumplirse las condiciones precedentes allí previstas, dará lugar a la entrada de estos tres grupos como accionistas principales de la compañía. A ellos se suman otros importantes acreedores que también capitalizarían sus acreencias en la compañía.

Además, este plan permitiría una reducción considerable de las deudas de la sociedad. También se sumaría una nueva línea de crédito aportada por los nuevos accionistas para fortalecer el capital de trabajo y afrontar los gastos de la reestructuración, dejando a InterCement con una sólida estructura de capital.

Mindlin y Loma Negra

De esta manera, Intercement finalizaría la situación de estrés financiero en la que se vio envuelta en los últimos dos años y podría volver a cumplir el rol estratégico que la empresa tuvo históricamente dentro del sector cementero en Brasil y Argentina.

Esta operación marcaría el inicio de una nueva etapa para la compañía, que contará con: una estructura de capital sólida y sostenible, sin vencimientos significativos por los próximos cinco años. También otorgaría capacidad de inversión y sostenibilidad a largo plazo, sumado a una visión estratégica enfocada en el desarrollo y crecimiento.

El plan aprobado se estructuró de forma tal que, durante el período de transición hasta la efectiva incorporación de los nuevos accionistas, se asegurará la continuidad operativa de la empresa y de su controlada Loma Negra. Las operaciones de ambas compañías seguirán desarrollándose con total normalidad, manteniendo los estándares de calidad, el empleo y las relaciones con clientes, proveedores y comunidades.

Los nuevos accionistas

Los nuevos accionistas reúnen capitales argentinos, regionales e internacionales, con amplia experiencia en transformación empresarial, reestructuración financiera y generación de valor, respaldados por un firme compromiso para consolidar y expandir el negocio.

Latcem es una sociedad controlada por el empresario argentino Marcelo Mindlin, conocido por ser el fundador y presidente de Pampa Energía, la mayor generadora de energía eléctrica y la cuarta productora de gas de Argentina. Además, es accionista controlante de SACDE, una de las principales empresas constructoras del país, y co-controlante de Orígenes Seguros, una de las más grandes aseguradoras de Argentina.

Redwood Capital Management es un fondo de inversión global con sede en Nueva York y Miami que maneja más de US$10 billones y se especializa, entre otras cosas, en ayudar a empresas a solventar sus estructuras de capital y trabajar con su liderazgo para mejorar y solidificar sus operaciones. El fondo tiene una larga trayectoria invirtiendo en Brasil y Argentina.

Moneda Patria Investments forma parte de Patria Investments, firma líder en manejo de activos alternativos en Latinoamérica con más de 35 años de historia y US$48 billones bajo administración. Los fondos de crédito de Moneda Patria Investment, con más de US$7 billones y un historial de 25 años, son un referente en el mercado de deuda corporativa en la región, habiendo participado en decenas de reestructuraciones en Latinoamérica.