VMOS concretó el cruce del río Negro

El viernes, en el extremo de la margen norte del río Negro, se realizó una presentación del proyecto encabezada por el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, y la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini.

Del encuentro participaron referentes clave de la industria energética, como Marcelo Mindlin (presidente de Pampa Energía), Damián Mindlin (CEO de Sacde), junto a autoridades del proyecto VMOS y representantes de Pluspetrol.

La obra del cruce dirigido tiene una extensión de 800 metros, con 700 metros de cañería de 30 pulgadas de diámetro, instalada a una profundidad de 26 metros por debajo del lecho del río Negro. Los trabajos demandaron cinco meses en la zona, mientras que la perforación se completó en 28 días.

Cómo funciona el cruce horizontal dirigido

El cruce horizontal dirigido es una tecnología clave en la construcción de oleoductos, ya que permite instalar ductos sin abrir zanjas a cielo abierto. Este sistema facilita atravesar obstáculos como ríos, rutas o zonas urbanas sin afectar la superficie.

El proceso comienza con un túnel piloto que define la trayectoria, el cual luego se amplía progresivamente hasta alcanzar el diámetro necesario para la tubería. Durante la perforación se utilizan lodos biodegradables que permiten remover el suelo, estabilizar el túnel y facilitar la instalación del ducto.

Esta técnica es fundamental para proyectos como Vaca Muerta Oil Sur, donde la infraestructura energética debe cumplir con altos estándares ambientales y de seguridad.

Avance de obra y potencial exportador

La construcción del VMOS presenta un avance total del 58%, con progreso en distintos frentes: el oleoducto Vaca Muerta–Río Negro, la estación cabecera Allen, la estación de bombeo Chelforó, la estación Santa Rosa y la terminal en Punta Colorada.

El proyecto Vaca Muerta Oil Sur es impulsado por las principales empresas de la industria oil & gas y permitirá a Argentina generar exportaciones de petróleo por más de 15.000 millones de dólares, consolidando el desarrollo de Vaca Muerta como motor energético del país.

Oldelval inició la construcción del Proyecto Duplicar Norte

Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció el inicio de la etapa constructiva del Proyecto Duplicar Norte, que contempla la construcción de un nuevo ducto troncal de 24 pulgadas y 207 kilómetros entre la Estación de Bombeo Auca Mahuida y la Estación de Bombeo Allen. Los trabajos previos a la obra comenzaron a fines de 2025 y estiman una puesta en marcha en marzo de 2027.

El proyecto Duplicar Norte permitirá incrementar progresivamente la capacidad operativa del sistema troncal hasta alcanzar valores cercanos a los 74.000 m3 diarios de crudo transportado hacia Allen, acompañando el crecimiento proyectado de producción en la Cuenca Neuquina.

La obra se estructura sobre tres ejes principales: la construcción del nuevo ducto troncal entre Auca Mahuida y Allen; repotenciación del sistema de bombeo; y la instalación de una nueva Unidad Automática de Medición (UAM ALVS) en el nodo Allen – CABO VMOS.

Los tres ejes de trabajo de Duplicar Norte

En cuanto a la construcción del nuevo ducto se ejecutará en dos etapas. En una primera instancia se desarrollará el tramo inicial, lo que permitirá incrementar el volumen transportado bajo condiciones operativas seguras. En una segunda etapa se completará el trazado restante, permitiendo alcanzar mayores capacidades de transporte y optimizar la operación del sistema en su conjunto.

Por su parte, la repotenciación del sistema de bombeo, incorporará adecuaciones en infraestructura operativa e integración a los sistemas de automatización existentes a lo largo de la traza.

Infraestructura para Vaca Muerta

Asimismo, se instalará una nueva Unidad Automática de Medición en Allen como parte del sistema de derivación hacia CABO VMOS. Esta instalación permitirá medir, controlar y asegurar la calidad del crudo derivado, garantizando precisión operativa y confiabilidad en la medición de los volúmenes transportados. La unidad comenzará operando con dos líneas de medición, con previsión de ampliación futura.

Con el inicio de la etapa constructiva de Duplicar Norte, Oldelval reafirma su compromiso con el desarrollo de infraestructura energética estratégica, consolidando su rol como operador clave para el crecimiento sostenible de la Cuenca Neuquina y el fortalecimiento del sistema de transporte de crudo a nivel nacional.

Adhesión al RIGI

En el marco del avance del Proyecto Duplicar Norte, Oldelval constituyó la sucursal dedicada “Oleoductos del Valle SDE”, que desde el 1 de marzo de 2026 se encuentra formalmente activa. La creación de esta sucursal constituye un paso clave en el proceso de adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), cuya presentación ya fue realizada ante las autoridades competentes.

Mega busca aumentar 27% su producción de líquidos de gas

Compañía Mega S.A. líder del mercado del midstream de NGLs argentino, presentó un proyecto de inversión por USD 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), destinado a ampliar de manera significativa su capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos (NGLs) asociados al petróleo y gas natural de Vaca Muerta. La iniciativa fue presentada ante el Ministerio de Economía y forma parte del plan estratégico de la compañía.

“El nuevo plan de inversiones que presentamos para su calificación en el RIGI reafirma la solidez de nuestra estrategia y el respaldo permanente de nuestros tres accionistas. Esta iniciativa nos permite seguir ampliando una infraestructura clave para transformar en realidad el enorme potencial de Vaca Muerta y acompañar el desarrollo energético de la Argentina. Con esta inversión consolidamos el compromiso de largo plazo que nos trazamos: impulsar proyectos e infraestructura que agreguen valor al gas natural y a los líquidos asociados, fortalecer la matriz energética nacional y contribuir de manera creciente a la generación de divisas para el país, a través de una operación sostenible, segura y confiable”, afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.

El proyecto permitirá incrementar en aproximadamente un 27% la producción total de la compañía, acompañando el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta y la mayor disponibilidad de líquidos asociados al gas natural. Del volumen adicional generado, alrededor del 80% estará destinado a los mercados de exportación, principalmente en forma de GLP (propano – butano) y gasolina natural, mientras que el 20% se orientará al mercado interno, fundamentalmente en forma de etano para la industria petroquímica local.

La iniciativa de Compañía Mega

El proyecto prevé un plan de obras de tres años de ejecución (2026–2028) que se desarrollará en cuatro provincias. La iniciativa incluye la construcción de dos nuevas plantas de rebombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), destinadas a incrementar la capacidad de transporte de líquidos del gas natural (NGLs) del poliducto que une la Cuenca Neuquina con Bahía Blanca. Asimismo, contempla nueva infraestructura para el acondicionamiento de gas natural y gas asociado al petróleo crudo en la Planta Separadora Loma La Lata (Neuquén) y un conjunto de adecuaciones complementarias en la Planta Fraccionadora de Bahía Blanca.

Estas obras se ajustan adecuadamente al propósito de acompañar las necesidades de crecimiento de la producción de los recursos hidrocarburíferos de la Cuenca Neuquina, acondicionamiento del gas natural para su inyección a los Sistemas de Transporte, evacuación y monetización de la producción de NGLs en crecimiento.

En términos de producción incremental, el proyecto permitirá incorporar nuevos volúmenes de líquidos del gas natural (NGLs), con una producción adicional estimada superior a 500.000 toneladas anuales, compuesta por etano, propano, butano y gasolina natural. Esta ampliación incrementará de manera significativa la disponibilidad de productos destinados a la exportación.

Una vez finalizado el ciclo de construcción, la compañía estará en condiciones de elevar su capacidad total de producción de NGLs a más de 2,5 millones de toneladas por año, consolidándose como un actor relevante en el desarrollo energético y en la oferta exportadora del país.

Un paso más para la producción de Vaca Muerta

Durante la etapa de construcción, el proyecto tendrá además un impacto significativo en la generación de empleo, con una demanda de picos de 600 puestos de trabajo (directos e indirectos) asociados a toda la cadena de valor que brindará servicios varios y actividades de ingeniería, logística, construcción y provisión de nuevos equipos.

Mega es el único operador en la Argentina de un poliducto dedicado al transporte de líquidos de gas natural (NGLs), que conecta la Cuenca Neuquina con el polo petroquímico y el puerto de aguas profundas de Bahía Blanca. Esta infraestructura integrada permite evacuar de manera eficiente y confiable los líquidos asociados al petróleo y gas natural, asegurando un acondicionamiento óptimo para el consumo del mercado local y la exportación a diferentes países de la región y del mundo.

El proyecto de ampliación incorpora, además, un enfoque tecnológico orientado a mejorar la eficiencia operativa y a ampliar las alternativas de captación de gas y líquidos, fortaleciendo la flexibilidad del sistema y su capacidad de adaptación al crecimiento de la producción hidrocarburífera de Vaca Muerta.

La presentación del proyecto en el marco del RIGI se inscribe en una estrategia de largo plazo orientada a consolidar la competitividad del midstream argentino, promover nuevas inversiones y acompañar el crecimiento sostenido del sistema energético nacional.

Transporte de gas: Nación reorganiza contratos para adaptarlos al peso de Vaca Muerta

El Gobierno nacional dispuso modificaciones en el sistema de transporte de gas natural a través de la Resolución 66/2026, con el objetivo de adecuar los contratos y rutas a la actual distribución de la producción en el país.

El esquema vigente había sido diseñado en un contexto en el que las cuencas Norte y Austral concentraban una parte significativa de la oferta de gas. Sin embargo, la declinación estructural de esas regiones derivó en contratos y rutas firmes asociados a volúmenes que actualmente no están disponibles.

Esta situación generó, según se explicó en la normativa, casos de capacidad contratada que no podía utilizarse y trayectos técnicamente inactivos dentro del sistema. También se registraron mayores costos de abastecimiento para algunas regiones, particularmente en el Litoral y el centro del país, además de dificultades en la asignación eficiente de la capacidad de transporte.

En paralelo, la producción de gas natural en Argentina se ha concentrado en los últimos años en la Cuenca Neuquina, impulsada principalmente por el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta. En ese contexto, la reorganización busca alinear el sistema de transporte con la actual localización de la oferta.

El nuevo esquema ajusta los contratos para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca. De acuerdo con lo establecido, las distribuidoras contarán con rutas de transporte asociadas a cuencas con producción vigente —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina— con el objetivo de asegurar el abastecimiento de la demanda prioritaria y, posteriormente, del resto de la demanda ininterrumpible.

La normativa también aclara que los contratos de los cargadores directos con las empresas transportistas no serán modificados dentro de este proceso de reorganización.

En paralelo, la resolución establece que Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) suspendan los contratos de transporte firme asociados al esquema anterior. El objetivo es optimizar el uso de la capacidad existente dentro del sistema, especialmente en el Gasoducto Perito Moreno.

Como parte del proceso de adecuación regulatoria, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocará además a una consulta pública para evaluar la implementación de los cambios y avanzar en la aprobación de los nuevos cuadros tarifarios vinculados al sistema.

De acuerdo con el planteo oficial, la reorganización busca mejorar el funcionamiento del sistema de transporte de gas mediante la eliminación de rutas que actualmente no pueden utilizarse y la corrección de desajustes derivados del esquema anterior.

La medida se inscribe en un proceso más amplio de actualización del sistema gasífero, con el objetivo de adaptarlo a la actual estructura productiva del sector y a la evolución de la oferta de gas natural en Argentina.

tgs anunció la mayor inversión de la historia para un proyecto de NGL’s en Argentina

El Proyecto NGL’s, será el mayor de la región y busca industrializar los líquidos del gas natural asociados a la producción de hidrocarburos, a través del desarrollo de infraestructura de procesamiento, transporte, fraccionamiento y exportación. tgs ya firmó acuerdos con varias de las principales operadoras de Vaca Muerta y mantiene negociaciones avanzadas con otras compañías.

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, empresa co-controlante de tgs, afirmó: “Hace más de 25 años que Argentina no concreta un proyecto de procesamiento de líquidos y este el de mayor magnitud de la historia. Es una inversión clave para solucionar unos de los cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el salto exportador del país”. Y agregó: “Con proyectos estratégicos como este, tgs y sus accionistas están demostrando su compromiso, invirtiendo para que el enorme potencial energético argentino se transforme en crecimiento, exportaciones y desarrollo para el país”.

Marcelo Sielecki, de la familia Sielecki co-controlante de tgs, afirmó: “El Proyecto NGL’s es una iniciativa central dentro de nuestra visión de largo plazo. Llevarlo a cabo nos permitirá consolidar un proyecto de escala, con impacto positivo en la balanza comercial y en el desarrollo energético e industrial del país”.

Oscar Sardi, CEO de tgs, señaló: “Estamos impulsando una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo energético de Argentina, que se extenderá a lo largo de cuatro provincias con un plazo de ejecución de 45 meses. Nuestra prioridad es el impacto socioeconómico, porque estimamos la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 empleos indirectos, fortaleciendo el empleo local.” Y agregó, “Esta inversión generará exportaciones por 1.200 millones de dólares anuales, consolidando una fuente genuina de divisas y reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.

El proyecto contempla nuevas instalaciones de Procesamiento de Gas en nuestra Planta Tratayén; construcción de un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así, obras complementarias en la terminal marítima para su exportación. Se trata de un proyecto clave para fortalecer la posición de Argentina en los mercados energéticos regionales e internacionales.

En las próximas etapas, tgs continuará trabajando en los aspectos técnicos, ambientales, regulatorios y económicos del proyecto, de acuerdo con los procesos de aprobación correspondientes.

El 60% del mercado de GNL está cambiando: la infraestructura digital decide quién lidera

Un nuevo ciclo de inversión en Gas Natural Licuado (GNL) está cobrando impulso, pero la ventana hacia el éxito es estrecha y solo los actores más rápidos triunfarán.

Esta aceleración está siendo impulsada por los cambios globales en la seguridad energética. En un mundo afectado por la volatilidad de las cadenas de suministro y la geopolítica cambiante, el gas natural licuado se ha convertido en una fuente energética crucial, ayudando a amortiguar las perturbaciones de la oferta al tiempo que permite la descarbonización al desplazar al carbón y otros combustibles con alto contenido de carbono.

La reciente inestabilidad cerca del Estrecho de Ormuz -por donde fluye aproximadamente el 20% del petróleo mundial y volúmenes significativos de GNL- no hizo más que poner de relieve esta vulnerabilidad. Las tarifas de transporte se dispararon más del 50% intermensual tras las interrupciones regionales, lo que puso de manifiesto la fragilidad de la infraestructura energética tradicional y generó impactos de costes en las economías sensibles a los precios.

Estados Unidos lidera actualmente las exportaciones mundiales de GNL, seguido de Australia y Catar, que juntos abastecen alrededor del 60 % del mercado global. Se espera que la capacidad de licuefacción estadounidense supere los 16 mil millones de pies cúbicos por día para 2026. Desde 2019, Estados Unidos ha representado más de la mitad de todas las decisiones finales de inversión (FID) en licuefacción de GNL a nivel mundial, con Catar contribuyendo con cerca del 20%.

En toda la industria, la expansión del GNL está atrayendo más de 90 mil millones de dólares en capital, a medida que los operadores se esfuerzan por implementar un nuevo suministro. Las FID están en auge y se prevé que un aumento repentino de la capacidad de licuefacción llegue al mercado entre 2026 y 2028.

Pero el juego del GNL se basa tanto en el tiempo como en el volumen. “Llegar al primer cargamento lo más rápido posible es crucial; es entonces cuando comienzan los ingresos”, es una opinión compartida por todo el sector.

El gas del buque Hilli Episeyo saldrá del sistema actual.

Velocidad es igual a valor

En el sector del GNL, el tiempo realmente es dinero. Una planta de licuefacción moderna puede costar fácilmente entre 30 y 40 mil millones de dólares y su construcción puede tardar entre tres y cinco años. Una vez en funcionamiento, cada semana de retraso puede costar decenas de millones de dólares.

Los accionistas y las juntas directivas lo entienden. Sin embargo, a pesar de décadas de experiencia en la ejecución de megaproyectos, los retrasos en los plazos siguen siendo la norma.

Los proyectos se enfrentan a dificultades derivadas de los plazos de entrega de los equipos, la disponibilidad de mano de obra calificada y los procesos regulatorios, factores que en gran medida escapan al control directo de los operadores. Pero el riesgo de ejecución también se deriva de la gestión interna de los proyectos.

Más a menudo de lo que parece, surgen retrasos controlables en la forma en que los equipos de ingeniería, construcción y operaciones trabajan juntos.

Estados Unidos sufre una caída en sus exportaciones de GNL

Dónde fallan los proyectos y cómo la infraestructura digital lo soluciona

El punto más débil del GNL suele esconderse en las brechas entre departamentos, en particular entre ingeniería, adquisiciones, construcción (EPC) y operaciones.

La construcción de GNL actual sigue estando fuertemente impulsada por EPC. Sin embargo, la incompatibilidad de los datos de ingeniería, la información aislada de los activos y la falta de contexto operativo obligan habitualmente a los equipos a dedicar meses a conciliar información en lugar de aumentar la producción. Este tipo de escenario suele resultar en retrabajo, retrasos en la estabilización y pérdida de valor.

Pero en la tensa carrera actual por el primer gas, estas ineficiencias ya no son viables. Para competir en un mercado comprimido, los operadores están recurriendo a plataformas de datos unificadas y gemelos digitales como infraestructura de ejecución central.

Los operadores están creando una “única fuente de información veraz” que abarca el diseño, la construcción y las operaciones. Los modelos de ingeniería, los marcos de activos y los datos operativos en tiempo real se conectan desde el principio, lo que permite a los equipos colaborar con la misma información durante todo el ciclo de vida del proyecto.

El enfoque transforma los resultados de forma práctica. Las decisiones de diseño se basan en el contexto operativo. El progreso de la construcción contribuye directamente a la preparación para la puesta en marcha. Los equipos de operaciones obtienen activos con datos estructurados, modelos validados y visibilidad en tiempo real, en lugar de carpetas y hojas de cálculo obsoletas.

Río Negro suma apoyo para que la planta de GNL se instale en el Golfo San Matias.

Digitalización en acción

La empresa brasileña AP Consultoria e Projetos es un ejemplo de cómo se puede mejorar estructuralmente la velocidad de ejecución. Esta firma multidisciplinaria de EPC adoptó plataformas de ingeniería unificadas para abordar los cuellos de botella que habitualmente obstaculizan la ejecución de los proyectos de capital.

Al igual que muchas empresas EPC, se enfrentaba a datos fragmentados, poca visibilidad entre disciplinas, iteraciones de diseño lentas y largas entregas, todo lo cual prolongaba los plazos de entrega.

Al trasladar los flujos de trabajo de ingeniería a la nube, AP Consultoría creó un entorno de datos único y compartido donde los equipos de ingeniería civil, mecánica, de tuberías e instrumentación podían trabajar en paralelo en lugar de secuencialmente.

Esta colaboración en tiempo real redujo la falta de comunicación y permitió que las disciplinas posteriores comenzaran a trabajar antes, acortando así los plazos generales del proyecto.

La introducción de la IA y el aprendizaje automático en tareas de diseño complejas también tuvo un impacto directo en la velocidad de lanzamiento al mercado. El diseño de soportes de tuberías se automatizó utilizando modelos de IA entrenados con experiencia histórica en ingeniería. Esto redujo el tiempo de análisis de soportes de tuberías en 90 % y el tiempo de revisión del análisis de tensiones en 60 %, eliminando una importante fuente de retrasos.

Una documentación más rápida, menos revisiones de diseño y menos retrabajos permitieron que los proyectos avanzaran con mayor fluidez desde el diseño hasta la fase de construcción.

AP Consultoría pudo entregar los proyectos a sus clientes con mayor rapidez, lo que permitió una puesta en marcha más temprana, ingresos más rápidos y mejores resultados comerciales.

Argentina LNG: YPF, Eni y XRG avanzan hacia la inversión final para exportar gas al mundo

Una ventana cada vez más estrecha

El sector del GNL entra en una década crítica con miles de millones de dólares en juego.

Con la entrada simultánea de gran capacidad en funcionamiento en los próximos dos años, existe una oportunidad limitada para que las empresas con mayor capacidad se vean recompensadas con contratos a largo plazo y precios premium.

Las empresas que consideran la tecnología digital como infraestructura esencial, al mismo nivel que las plantas y equipos físicos, avanzarán con mayor rapidez y protegerán el valor para los accionistas. En este entorno único, la rapidez en la entrega del primer cargamento marca la diferencia entre monetizar el capital y ponerlo en riesgo.

VMOS cruza el Río Negro y acelera la exportación del shale oil

Durante años, el potencial de Vaca Muerta estuvo atado a un problema concreto: la falta de infraestructura para sacar el crudo a los mercados internacionales. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) nació para terminar con ese cuello de botella y, semana a semana, demuestra que va camino a lograrlo.

La UTE conformada por Techint y Sacde inició la maniobra de cruce del Río Negro, uno de los desafíos técnicos más complejos del proyecto. La operación se lleva adelante con tecnología de perforación horizontal dirigida (HDD), un método que permite instalar tuberías subterráneas sin intervenir el cauce natural del río. En total, se insertan aproximadamente 700 metros de tubería de 30 pulgadas conectando ambas márgenes.

El HDD tiene más de cuatro décadas de evolución tecnológica y es considerado el método más seguro y sustentable para este tipo de obras. Funciona con herramientas de perforación dirigidas y lodos biodegradables que estabilizan el terreno. En este caso, el sistema incluye 660 metros de túnel subterráneo, monitoreo electromagnético en tiempo real y pruebas de integridad con cero tolerancia a fugas.

Con este cruce, el VMOS conecta físicamente la producción de petróleo de Neuquén con el sistema de transporte y exportación de Río Negro, completando un eslabón clave de los 437 kilómetros de ducto que unirán Vaca Muerta con el Mar Argentino, en la terminal portuaria de Punta Colorada.

54% de avance y miles de empleos en marcha

El proyecto acumula un 54% de avance total y trabaja simultáneamente en todos sus frentes. En Punta Colorada, dos de los seis tanques de almacenamiento ya registran una importante progresión. Estas estructuras tendrán dimensiones inéditas en el país, con una capacidad total de 720.000 metros cúbicos, suficiente para sostener operaciones de exportación a gran escala de forma continua.

El impacto humano del proyecto es igual de significativo. Más de 2.500 personas trabajan de forma directa en la obra, mientras que otras 7.500 lo hacen de manera indirecta. Además, 500 aprendices ya fueron capacitados y recalificados, en una apuesta concreta por el desarrollo de talento local. En ese marco, el proyecto inauguró nuevas oficinas en Sierra Grande, afianzando su presencia en la provincia de Río Negro.

A fin de año, el sistema comenzará a operar con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, con proyección de alcanzar los 550.000 barriles en 2027. El VMOS, primer proyecto RIGI de la industria petrolera argentina, es el resultado del trabajo conjunto de las principales productoras del país y tiene en la mira más de 15.000 millones de dólares anuales en exportaciones de shale oil.

Tras años de parálisis, se reactivan las represas hidroeléctricas de Santa Cruz

En el marco de la reunión de Directorio realizada este jueves, Energía Argentina S.A. (ENARSA), acordó la resolución de controversias históricas con los contratistas a fin de destrabar el proyecto y comprometer a la reanudación de las obras de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.

El entendimiento alcanzado busca ordenar un conflicto que se arrastraba desde hace años y que había frenado el avance del proyecto. En particular, la represa Jorge Cepernic, la de menor tamaño dentro del complejo, es la que presenta el mayor grado de ejecución y alcanza actualmente un 46% de avance, por lo que su reactivación es prioritaria para acelerar resultados concretos y recuperar el ritmo de obra.

Las represas fueron licitadas en 2013 y debían estar listas en 2023. Sin embargo, las represas de Santa Cruz se originaron en decisiones adoptadas durante administraciones anteriores y su ejecución quedó atravesada por incumplimientos contractuales, falta de actualizaciones de precios frente al aumento de costos y una acumulación de reclamos que derivaron en la ralentización y posterior virtual detención del proyecto. En ese marco, desde 2016 no se había cumplido el contrato, ni se habían efectuado redeterminaciones de precio.

Como consecuencia, la contratista acumuló reclamos por más de USD 700 millones, mientras que entre ambas represas sólo se ejecutaron aproximadamente USD 1.800 millones. Para completar las dos obras, se estima que aún se requieren USD 5.000 millones de inversión.

Con esta decisión, ENARSA avanza en la regularización de condiciones y el encauzamiento de disputas heredadas para asegurar que se retome la construcción con un cronograma verificable, comenzando por los frentes asociados a la represa Jorge Cepernic. En este marco, se prevé que la represa Jorge Cepernic podría finalizarse en 2030, aportando 1860 GWH al Sistema Argentino Interconectado (SADI) y con una potencia instalada de 360 MW.

La medida se enmarca en el proceso de normalización del sector y en la decisión del Gobierno Nacional de ordenar contratos y resolver controversias pendientes, respetando los compromisos asumidos por el país.

La estrategia de MEOPP ART Mutual para reducir a la mitad las licencias médicas en Vaca Muerta

El desarrollo acelerado de Vaca Muerta consolidó en los últimos años una nueva etapa de crecimiento para la industria energética. La expansión de los proyectos de infraestructura, el aumento de perforaciones y la llegada constante de inversiones demandan cada vez más mano de obra calificada, especializada y con acceso a sistemas de cobertura médica acordes a la complejidad del sector.

En ese escenario, la salud laboral se volvió un factor estratégico. La intensidad del trabajo, los turnos extensos y los riesgos propios de la actividad petrolera hacen que cada accidente tenga impacto en la vida del trabajador y en la operación de las empresas. Reducir los tiempos de recuperación se transformó en un objetivo central.

En este marco, MEOPP ART Mutual decidió avanzar con la compra de un edificio propio en Neuquén para instalar un centro médico integral. La iniciativa busca concentrar prestaciones, reducir demoras y fortalecer un modelo de atención directa, sin intermediarios, orientado a mejorar la calidad del servicio.

El gerente general de la entidad, Gonzalo de la Sierra, explicó que el proyecto forma parte de un proceso más amplio de fortalecimiento institucional, iniciado hace más de un año, con el foco puesto en la eficiencia operativa y la mejora de la atención a los trabajadores.

“Seguimos trabajando ya hace un año y medio en un plan de fortalecimiento institucional donde por un lado se mejore la calidad del servicio a los asociados, empresas y trabajadores, y al mismo tiempo lograr una eficiencia operativa. Esto es mejorar costos para dar más prestaciones y eliminar ciertos intermediarios”, destacó en diálogo con eolomedia.

La iniciativa cuenta con el respaldo del presidente de la mutual y secretario general del sindicato, Marcelo Rucci, quien destacó la importancia de articular esfuerzos entre las distintas áreas vinculadas a los trabajadores para garantizar respuestas concretas en un contexto laboral cada vez más exigente.

Prestaciones propias y reducción de tiempos

El nuevo centro contará con consultorios médicos, área de kinesiología, rehabilitación, gimnasio terapéutico y atención psicológica. Según estimaciones de la entidad, cerca del 80% de las prestaciones habituales podrán resolverse en el propio edificio, especialmente las vinculadas a traumatología, que son las más frecuentes en la industria.

De la Sierra explicó que el objetivo central es mejorar los tiempos de atención y recuperación. “Lo primero es mejorar la calidad de la atención del trabajador. Al dar la prestación directa, pensamos también en mejorar los tiempos, que el trabajador tenga su atención en el momento oportuno”, afirmó.

“Buscamos que los procesos de curación sean los reales, los razonables, los óptimos, para que el trabajador vuelva en la mejor condición y en el mejor tiempo posible. Eso mejora la atención y también los tiempos en que vuelve a trabajar para el empleador”, agregó.

Trabajo integrado en Vaca Muerta

En ese sentido, remarcó que muchas demoras no están vinculadas a la gravedad de las lesiones, sino a problemas administrativos. “En algunas clínicas los procesos tardan meses por una demora en la gestión de los turnos. Nosotros queremos acercarnos a los plazos que marcan los protocolos”, explicó.

“Básicamente, nosotros lo que tratamos de hacer con dar las prestaciones propias es que sea exclusivo de los accidentados que damos cobertura. Si por protocolo un esguince son quince días, estaremos cerca de esos quince días para que retorne al trabajo, y no como nos ha pasado en algunos lugares que está rodando los cuarenta y cinco o cincuenta días”, añadió.

Desde MEOPP consideran que esta reducción de tiempos impacta directamente en los costos laborales. Menos ausencias prolongadas implican menos reemplazos, mayor continuidad operativa y mejores condiciones para sostener equipos de trabajo capacitados en un sector altamente especializado.

La estrategia también dialoga con el enfoque planteado por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien sostuvo que el crecimiento del shale requiere sistemas que acompañen el desarrollo productivo con responsabilidad, formación y condiciones laborales adecuadas.

Salud integral y prevención como ejes

Además del abordaje físico, el centro médico incorporará espacios destinados a la salud mental. De la Sierra remarcó que los accidentes también generan efectos emocionales y psicológicos que deben ser atendidos dentro del proceso de recuperación.

“Vemos no solo la carga física del trabajo, sino la carga global. Tiene mucho que ver la carga psicológica y emocional. Por eso también vamos a tener consultorios psicológicos y psiquiatras”, señaló.

“Dentro de este centro médico no solo vamos a atender lo traumatológico, que es el ochenta por ciento de las prestaciones. También vamos a atender torceduras, esguinces, quebraduras, golpes, y todo lo que tiene que ver con la carga emocional del trabajador, para acompañarlo en todo el proceso”, consideró.

La inversión supera los 400 millones de pesos y se prevé que el centro esté operativo en los próximos meses. Una vez puesta en marcha esta etapa, la mutual planea avanzar en nuevos proyectos vinculados a accidentología y prevención.

Vaca Muerta y la mirada sobre la reforma laboral.

El siguiente paso para MEOPP

En ese marco, De la Sierra adelantó el desarrollo de programas de “prevención 4.0”, orientados a incorporar tecnología en los procesos de seguridad. “Ya tenemos un proyecto de tecnología aplicada a prevención para mitigar riesgos y que lleguen menos trabajadores accidentados”, explicó.

Actualmente, MEOPP brinda cobertura a más de 22.000 trabajadores, principalmente en la Patagonia, Vaca Muerta y la cuenca del Golfo San Jorge. La estrategia apunta a consolidar un modelo basado en prestaciones propias, gestión eficiente y cercanía con el trabajador.

“Nuestra intención es seguir siendo la ART de la Patagonia, la ART del petróleo y la ART mutual, en manos de los trabajadores. Trabajar antes del accidente, mejorar la atención y que el trabajador vuelva en las mejores condiciones posibles”, afirmó De la Sierra.

YPF invertirá más de U$S 4 mil millones en Vaca Muerta

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció este viernes que la compañía proyecta invertir aproximadamente 6000 millones de dólares durante este año con el objetivo de posicionarse como un operador shale de clase mundial.

Durante la presentación de los resultados 2025 ante inversores y analistas, Marín señaló que el 70% de dicha inversión estará destinado a Vaca Muerta con un objetivo de producción diaria de 215.000 barriles, lo que representa un crecimiento del 120% respecto a diciembre 2023, cuando asumió la actual gestión.

Además, Marín estimó que la compañía podría alcanzar un EBITDA de 6000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo cercanos a los 60 dólares promedio, un 50% más que en 2023.

En el marco del Plan 4×4, el presidente adelantó algunas definiciones sobre los principales proyectos estratégicos que lidera la compañía que le permitirán generar exportaciones por más de 30.000 millones de dólares y más de 40.000 nuevos puestos de trabajo.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

El impulso del GNL

Tras la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante con Eni y XRG, el proyecto Argentina LNG buscará este año cerrar el financiamiento y lanzar las licitaciones para la construcción de las primeras líneas de transporte. El proyecto implica una inversión en infraestructura de 20 mil millones de dólares a lo que se suman 10 mil millones de dólares en el desarrollo de los Bloques de gas en Vaca Muerta. En esa nueva sociedad, YPF tendrá una participación del 35%. En paralelo, avanza el proyecto que lidera Southern Energy, del cual YPF forma parte, con la construcción del gasoducto y la firma de los primeros contratos de exportación en firme.

Con la puesta en funcionamiento del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la industria dará una un salto cuantitativo en sus exportaciones de crudo. A un precio promedio de 65 dólares el barril, el proyecto podría generar 13.000 millones de dólares adicionales de exportaciones por año, con una capacidad de transporte de 550.000 barriles día para 2027. La obra registra un 54% de avance.

La capacitación y la seguridad de las personas son un pilar central en esta estrategia de crecimiento que describió el presidente de YPF. El Instituto Vaca Muerta es una realidad con más de 13.000 inscriptos para los primeros cursos de los futuros trabajadores de la industria.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

YPF y la búsqueda de la eficiencia

En Downstream, se esperan finalizas las obras NEC en la Refinería Luján de Cuyo y seguir trabajando en la optimización de las Refinerías que este año registraron niveles récord de procesamiento de crudo. A su vez, la compañía avanza en la transformación de su red de estaciones de servicio, con un rediseño integral de la experiencia del cliente y el desarrollo de nuevas tiendas.

El 2026 será un año clave para la concreción y puesta en marcha de los principales proyectos exportadores del país y consolidar a YPF como un actor clave del sector energético a nivel internacional.