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3 febrero, 2026

Phoenix suma un perforador en Vaca Muerta

Phoenix Global Resources dio un salto cualitativo en su capacidad operativa al incorporar un segundo equipo de perforación en sus operaciones en Vaca Muerta. La decisión se apoya en el reciente éxito de un pozo que alcanzó una producción superior a los 3.100 barriles diarios en el borde de la cuenca, en territorio rionegrino, marcando un hito para la compañía.

Según informó +e, la nueva torre incorporada integra el sistema de control OMROM en su versión más avanzada y se destaca por haber sido convertida íntegramente en la Argentina, bajo estándares tecnológicos de la firma H&P. Este desarrollo local refuerza la estrategia de Phoenix de combinar eficiencia operativa con proveedores y capacidades nacionales.

El equipo cuenta con el perforador automático Autodriller Pro 2.0, que permite un monitoreo permanente mediante un sistema de cámaras de transmisión en tiempo real y una cabina diseñada para optimizar la ergonomía del operario. La empresa apunta así a reducir tiempos muertos, mejorar la seguridad y optimizar costos por pozo.

Con esta incorporación, Phoenix busca incrementar la velocidad de perforación y consolidar un esquema de trabajo más previsible. La automatización de procesos se convirtió en una herramienta central para sostener el crecimiento productivo, especialmente en áreas con desafíos geológicos como las que opera la compañía en el límite oriental de la cuenca.

El impacto del pozo de Confluencia Sur

El dato más relevante de la reciente actividad de Phoenix se concentra en el bloque Confluencia Sur, donde el pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) superó los 3.100 barriles diarios de petróleo. El resultado sorprendió al mercado por tratarse de un yacimiento ubicado en el extremo de la formación Vaca Muerta, en una zona históricamente considerada marginal.

Este “superpozo” permitió validar el potencial geológico del sector este, una región que Phoenix logró dinamizar tras inversiones superiores a los 110 millones de dólares en los bloques Confluencia Norte y Sur. En conjunto, estos activos aportan cerca de 9.000 barriles diarios a partir de apenas siete pozos productivos.

El área Confluencia presenta condiciones particulares que exigen un alto nivel de precisión técnica. En este sector rionegrino, la formación se adelgaza hasta unos 40 o 50 metros, muy por debajo del espesor promedio del centro de la cuenca, y exhibe una mayor presencia de carbonatos.

Además, las presiones son aproximadamente un 10% más bajas que en Mata Mora, el principal yacimiento de la compañía en Neuquén. Estas variables obligaron a Phoenix a desarrollar estrategias específicas de geonavegación, diseño de pozos y esquemas de fractura adaptados a una roca más rígida.

La combinación de perfiles especiales, análisis de laboratorio, sísmica de detalle y diseños de completación diferenciados permitió alcanzar productividades superiores a las previstas. De este modo, la empresa logró romper paradigmas técnicos y extender la frontera de desarrollo de Vaca Muerta hacia nuevas áreas.

Nueva infraestructura y proyección productiva

El aumento de la producción en boca de pozo requiere una respuesta inmediata en superficie. En ese marco, Phoenix prevé inaugurar en abril una nueva Planta de Tratamiento de Crudo en Mata Mora Norte. Esta instalación permitirá procesar hasta 40.000 barriles diarios, duplicando la capacidad actual de la compañía.

Actualmente, la operadora cuenta con un hub integrado entre sus áreas de Neuquén y Río Negro que genera más de 22.000 barriles diarios. Esta base productiva constituye el punto de partida para un ambicioso plan de expansión apoyado en infraestructura, eficiencia operativa y mayor ritmo de perforación.

El plan de negocios de Phoenix apunta a alcanzar un plateau de producción de entre 50.000 y 60.000 barriles por día en los próximos años. La combinación de nuevos equipos, automatización y obras estratégicas busca consolidar a la compañía como uno de los actores de mayor crecimiento sostenido en la cuenca neuquina.

21 diciembre, 2025

Vaca Muerta y el dilema exportador: potencial enorme, riesgo político persistente

Vaca Muerta enfrenta una tensión estructural en su política energética: necesita acelerar exportaciones para generar divisas y reducir subsidios, pero la incertidumbre política, fiscal y regulatoria frena inversiones estratégicas.

Esa tensión quedó expuesta en el informe Energy Insights del Baker Institute, que analiza la relación entre potencial exportador y riesgo político en jurisdicciones con recursos no convencionales. El documento concluye que la geología argentina es competitiva, pero las condiciones institucionales continúan siendo el talón de Aquiles.

Vaca Muerta aparece como el caso testigo de este dilema. Con reservas abundantes, aprendizajes operativos y costos decrecientes, podría posicionarse como proveedor regional y global de LNG. Sin embargo, el riesgo país, la volatilidad cambiaria y la fragilidad de reglas de largo plazo desalientan proyectos de inversión intensiva.

El informe describe una paradoja: aun con retornos teóricos atractivos, la exposición al riesgo político reduce la disposición del capital global a comprometer inversiones por décadas. La necesidad de dólares obliga a pensar en exportaciones; el riesgo institucional, en cautela.

El potencial exportador de Vaca Muerta y su ventana temporal

El Baker Institute subraya que la demanda global de gas licuado podría crecer en las próximas dos décadas, antes de un eventual declive asociado con la transición energética. Para Argentina, esa ventana no es indefinida.

Los proyectos de licuefacción requieren inversiones multimillonarias, acuerdos contractuales estables y acceso garantizado a divisas para repago de deuda.

El informe advierte que mientras otros productores consolidan posiciones competitivas, países con recursos pero sin estabilidad institucional corren riesgo de perder la oportunidad. En ese escenario, el potencial exportador argentino se vuelve un activo condicionado por decisiones administrativas.

El crecimiento reciente de producción en Vaca Muerta demuestra capacidad técnica, pero el salto exportador exige infraestructura: gasoductos, plantas de LNG y regulaciones previsibles.

El tiempo aparece como variable crítica. Si Argentina no avanza antes de que la transición energética reduzca el horizonte del gas, el potencial se diluirá.

Riesgo político: la variable que redefine las inversiones

El informe señala que el riesgo político impacta en cuatro dimensiones: acceso a divisas, continuidad contractual, volatilidad tributaria y controles a exportaciones.

Las empresas evalúan no solo retornos esperados, sino probabilidad de que esos retornos puedan realizarse. En ese sentido, un entorno regulatorio cambiante pesa más que la calidad geológica del recurso.

El riesgo país encarece financiamiento externo y eleva los costos de capital. Esto obliga a proyectos a requerir tasas de retorno más altas o contratos con garantías soberanas que Argentina históricamente evitó.

La incertidumbre electoral aumenta la percepción de riesgo. El informe indica que la falta de consensos políticos transversales limita la previsibilidad necesaria para inversiones con horizontes de 20 o 30 años.

Incluso con incentivos fiscales, la ausencia de estabilidad complica la viabilidad de grandes proyectos de LNG.

Infraestructura y estrategias para reducir riesgo

El Baker Institute plantea que algunos mecanismos podrían atenuar el riesgo político percibido. Entre ellos, se destacan contratos dolarizados con garantías internacionales, esquemas de gobernanza corporativa transparentes y participación de organismos multilaterales en financiamiento.

El desarrollo de infraestructura modular aparece como alternativa. Los sistemas FLNG, señala el informe, reducen costos hundidos porque permiten trasladar unidades ante cambios regulatorios. Esta flexibilidad mitiga el riesgo soberano y podría acelerar inversiones.

Los gasoductos internos y plantas de tratamiento también requieren planificación coordinada. La fragmentación de proyectos aumenta costos y multiplica riesgos. Un marco integral, independiente del ciclo electoral, es condición para atraer capital sostenido.

Los consensos legislativos, la independencia regulatoria y la estabilidad macro son elementos claves para reducir la percepción de riesgo en el sector del gas.

Un camino posible para Argentina

El país enfrenta una disyuntiva histórica. Si logra reducir riesgo político y fortalecer instituciones, podría aprovechar el momento y consolidarse como exportador de LNG.

Si no lo hace, el potencial de Vaca Muerta permanecerá restringido a ciclos internos, sin acelerar el salto exportador.

El informe del Baker Institute enfatiza que cambiar la percepción internacional es tan importante como construir infraestructura. La credibilidad regulatoria, la estabilidad fiscal y el acceso garantizado a divisas son condiciones tan esenciales como el recurso geológico.

El potencial está. La oportunidad existe. Pero el riesgo político define el ritmo y la dirección de la inversión.

Ante esto, Argentina deberá optar entre continuidad estratégica o improvisación coyuntural. La respuesta marcará el futuro energético y macroeconómico del país.

11 noviembre, 2025

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.

¿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.

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.

15 octubre, 2025

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arenas al corazón de Vaca Muerta

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arena al yacimiento Bajada del Palo, en Vaca Muerta. Con esta reubicación, la compañía busca optimizar la logística y garantizar un suministro más eficiente de arenas a las operaciones en la Cuenca Neuquina.

La empresa cambiará su modelo operativo para poder tomar arenas de distintas locaciones, incorporando arenas de cercanía.

Los trabajos de traslado comenzarán en el cuarto trimestre de 2025, y se prevé que la planta entre en operación en su nueva localización durante el primer trimestre de 2026.

Aluvional opera una planta de procesamiento que, a través de sistemas de atrición, lavado y filtrado en húmedo, permite eliminar impurezas —como la arcilla— y obtener arenas silíceas con la granulometría requerida para la estimulación hidráulica de pozos no convencionales. Actualmente, la planta procesa unas 130 toneladas de arena cruda por hora.

Aluvional, un actor clave en Vaca Muerta

La fractura hidráulica en Vaca Muerta, al igual que en otras cuencas productoras, se basa en inyectar agua, arena y aditivos a alta presión para abrir microcanales en la roca madre. En ese proceso, la arena cumple un rol clave: mantiene abiertos esos conductos para que el petróleo y el gas puedan fluir hacia la superficie.

Uno de los cambios más importantes en esta etapa operativa es la sustitución de la arena seca por arena húmeda. A diferencia de la primera, que debe someterse a un costoso proceso de lavado y secado en hornos alimentados a gas, la arena húmeda conserva hasta un 6 % de agua, evitando así todo ese circuito industrial previo.

La mejora genera un doble beneficio. Por un lado, reduce las emisiones de gases de efecto invernadero al eliminar el uso de hornos para el secado. Por otro, implica un ahorro económico significativo para las operadoras. Hoy, el costo de una tonelada de arena ronda los 180 dólares cuando proviene de Entre Ríos y cerca de 140 dólares si llega desde Río Negro. Con la adopción de arena húmeda, las proyecciones apuntan a reducir el valor a unos 115 dólares ya colocada en el pozo.

A gran escala, ese cambio representa cifras concretas: cada pad de cuatro pozos demanda alrededor de 45.000 toneladas de arena, lo que podría traducirse en un ahorro de medio millón de dólares por pozo y hasta 2 millones por pad.

Una técnica probada en EEUU

La fractura hidráulica en Vaca Muerta se realizó tradicionalmente con arena seca. Sin embargo, desde 2019 en Estados Unidos y en los últimos dos años en Argentina, comenzó a probarse con arena húmeda, una alternativa más económica y sustentable.

La pionera en incorporar esta tecnología en el país fue Vista Energy, que perforó sus primeros pozos bajo esta modalidad. A partir de esa experiencia, la compañía optimizó sus operaciones: reemplazó las sand boxes iniciales, incorporó camiones tolva para el transporte y rediseñó el sistema dosificador de arena, lo que mejoró la fluidez y la eficiencia en cada etapa del proceso de fractura.

14 octubre, 2025

PECOM designa a Horacio Bustillo como nuevo CEO

PECOM anunció la designación de Horacio Bustillo como nuevo CEO de la compañía, cargo que asumirá a partir del 1° de noviembre. Bustillo es ingeniero industrial graduado con honores en la Universidad Austral y cuenta con un MBA de la Universidad de Harvard. Posee más de 20 años de trayectoria nacional e internacional en el sector energético, con experiencia en liderazgo, crecimiento y transformación de empresas de servicios petroleros y energía en América Latina, Estados Unidos, Asia y África.

A lo largo de su carrera, se desempeñó en posiciones de conducción en SLB (Schlumberger) y Pacific Drilling, donde lideró equipos en distintos mercados del mundo. Más recientemente, fue CEO regional de Bond Energy Solutions en Colombia y Chile, y anteriormente Gerente General de AESA Servicios Petroleros, donde lideró su posicionamiento como contratista principal en Vaca Muerta.

Con una fuerte orientación a la eficiencia, la innovación y la gestión del cambio, la llegada de Horacio Bustillo representa un paso clave en el proceso de transformación que PECOM viene impulsando para consolidar su modelo de negocios enfocado en tres verticales estratégicos:

Upstream: producción eficiente en campos maduros, aplicando tecnologías de recuperación terciaria.
Servicios y Soluciones Integrales: operación y mantenimiento, artificial lift y tratamientos químicos.
Ingeniería y Construcciones: obras de infraestructura en Vaca Muerta, energía eléctrica y minería.

“Estamos convencidos de que el liderazgo de Horacio aportará una nueva energía y una mirada estratégica clave para continuar fortaleciendo nuestro crecimiento”, afirmó Luis Pérez Companc, presidente de PECOM.

14 octubre, 2025

YPF avanza hacia un FID histórico con tres petroleras para un megadesarrollo de GNL

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, reveló que tres gigantes energéticos participarán en la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para un megaproyecto de gas natural licuado (GNL) que promete transformar la matriz exportadora de la Argentina.

“Es un acuerdo muy importante. Para lo que hemos firmado con Eni es un proyecto que puede tener el tamaño de todo lo que produce Vaca Muerta hoy de gas. Es decir, duplicar lo que produce hoy Vaca Muerta, que es 75 millones de metros cúbicos”, explicó Marín en diálogo con Infobae.

El CEO subrayó que la magnitud económica es difícil de dimensionar: “A veces firmás algo que puede valer 300 mil millones de dólares de exportaciones entre 2031 y 2050. Con esto tenemos allanado el objetivo de YPF de que Argentina exporte más de 30 mil millones de dólares a partir de 2031 si se ejecuta el proyecto”.

Shell, ENI y otra supermajor se suman al FID

Marín precisó que se firmó un “technical FID”, es decir, la decisión técnica que define el proyecto. “Ahora falta que ingresen las empresas. Espero que lo haga Shell, con la que venimos trabajando, y una compañía más el mes que viene. Hay otras que quieren entrar, pero serán cuatro”, afirmó.

Una vez cerrada esa etapa, el paso siguiente será conseguir financiamiento. “La envergadura del financiamiento es gigante. Si el VMOS fue el más grande de la historia con 20 mil millones de dólares en exportación, este proyecto también va a dar 20 mil millones. Por eso digo que nos da 50 mil millones de dólares”, comparó.

Asimismo, el directivo explicó que se recurrirá a un esquema de project finance. “Para la gente, un project finance es como una hipoteca. Los bancos toman riesgo de proyecto, no está en el balance de la compañía y no hay garantía corporativa”, detalló. El monto que buscan es de 25 mil millones de dólares para infraestructura, de los cuales YPF deberá conseguir unos 17.500 millones.

“Es diez veces más grande que el VMOS”

Marín fue enfático: “Si el VMOS, con dos mil millones, fue el más grande de la historia, este es diez veces más. Soy optimista de que se va a dar. Las empresas argentinas no tienen espalda para conseguir ese dinero, pero YPF, junto con Eni, Shell y otra compañía, lo vamos a lograr”.

Para reforzar su optimismo, citó a Rystad Energy: “No lo decimos nosotros. Ellos afirman que los proyectos energéticos de Argentina son mejores que los americanos. Estamos desarrollando el proyecto en la ventana de gas y condensado, por eso hablo de 300 mil millones de dólares: 150 mil de gas y 150 mil de petróleo”.

Marín explicó que esta ventana permite ubicar el proyecto “entre los más rentables del mundo”. “Con el RIGI más la solidez del proyecto, estoy convencido de que vamos a conseguir la guita”, sostuvo con tono directo.

YPF y un marco legal que da confianza

El CEO subrayó que los inversores miran el largo plazo. “Si yo soy banco y me vienen con el RIGI más Vaca Muerta, yo no tendría mucha duda. Quisiera estar ahí porque Vaca Muerta es solvente y el RIGI es otra cosa”, dijo.

“Cuando trabajamos en proyectos petroleros de tan largo plazo, las coyunturas son ruido. Lo importante es el marco legal, el marco impositivo, las leyes provinciales, la calidad de Vaca Muerta, la rentabilidad y ponerlo a precios promedio bajos. Si ves que resiste, invertís sin dudar”, explicó Marín.

“Eso es lo que están haciendo estas compañías. Si no, no estarían viniendo”, afirmó el CEO de YPF. Además, adelantó que se sumará una supermajor “del tipo Shell” al consorcio que impulsará uno de los desarrollos más ambiciosos de la historia energética argentina.

11 octubre, 2025

Un clúster para reactivar la industria: el plan de las pymes para volver a crecer

La industria de servicios y provisión para el sector energético de Chubut enfrenta uno de los contextos más desafiantes de las últimas décadas. Menor actividad, falta de incentivos y altos costos operativos impactan directamente en la competitividad de las pymes locales. En este escenario, Fernando González, socio gerente de Nuevo Sur, propuso avanzar en la creación de un clúster empresarial que permita sostener y diversificar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Durante mucho tiempo estuvimos acostumbrados a que los negocios estaban en Comodoro. Hoy necesitamos aprovechar el conocimiento local para operar otras regiones desde acá. Pero para eso tienen que existir incentivos. Si no, es difícil competir con zonas donde los costos son más bajos”, advirtió González en el marco de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia.

Con 40 años de trayectoria y presencia en cinco provincias, la empresa familiar que lidera pasó de ser un proveedor local a convertirse en un actor logístico y de servicios con alcance regional. “El entorno cambia y uno tiene que cambiar. Las nuevas generaciones tenemos el desafío de dar continuidad y reinventarnos todo el tiempo en un país que no es sencillo de operar”, agregó.

González destacó que uno de los principales desafíos actuales es competir en un mercado abierto, donde las barreras comerciales prácticamente desaparecieron tras la pandemia. “Hoy es muy fácil acceder a un proveedor desde cualquier parte del mundo. Por eso hay que ser muy eficientes. La única forma de ser rentables es implementar procesos”, remarcó.

La firma gestiona 24.000 artículos en stock y automatizó buena parte de sus operaciones logísticas. “Reponer 24.000 artículos implica un sistema sofisticado. Tenemos procesos automáticos de reposición y mapas internos para reducir tiempos de preparación de pedidos. La logística es clave, tanto la controlable —dentro de la empresa— como la no controlable, que depende de terceros y de la infraestructura existente”, explicó.

En este punto, González subrayó que mejorar la logística en la región también requiere obras e inversión. “Medimos el movimiento de la zona por las toneladas que trasladan los transportistas. Si no hay obras ni negocios, es difícil sostener frecuencias y servicios logísticos de calidad”, apuntó.

“La ley de Compre Local es clave para Chubut”

Otro de los ejes planteados por González fue la necesidad de generar incentivos provinciales para retener y potenciar la actividad local. “En Santa Cruz, Neuquén y Río Negro existe la ley de Compre Local. En Chubut no. Nunca la necesitamos, pero ahora sí. No se trata de encarecer, sino de dar prioridad a quienes operan desde acá”, señaló.

Para el empresario, este tipo de instrumentos son fundamentales para competir en igualdad de condiciones con compañías de otras regiones. “Un esquema de incentivos puede hacer que empresas quieran instalarse en Chubut. Si no, seguirán operando desde lejos y nos costará cada vez más sostener empleo y actividad local”, advirtió.

En ese marco, consideró que la creación de un clúster empresarial permitiría articular esfuerzos entre pymes, grandes operadoras y el Estado. “La idea del clúster es generar sinergia, apoyarnos y hacer cosas juntos. Todos juntos somos más. Lo vi en otras provincias que ni siquiera son petroleras y ya tienen clúster funcionando. Nosotros, que sí lo somos, no estamos ahí”, planteó.

Incentivos, inversión y previsibilidad

Para González, la creación de un clúster no debe confundirse con el rol de las cámaras empresariales: “Son cosas distintas pero complementarias. El clúster genera sinergia y trabajo conjunto. La cámara ayuda a crear condiciones impositivas y de inversión. Si logramos que ambas líneas avancen en paralelo, podemos generar un cambio real”.

También destacó la importancia de programas de desarrollo de proveedores locales, como el impulsado por Pan American Energy y Comodoro Conocimiento. “Todas las empresas grandes tienen planes de desarrollo de proveedores. Eso es clave. Nosotros apoyamos capacitaciones porque eso mejora nuestra competitividad”, dijo.

La diversificación es otra de las estrategias que Nuevo Sur viene impulsando para sostener su actividad. “Hoy tenemos operaciones en Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires. Inauguramos un centro logístico en Neuquén hace 90 días. Tenemos que movernos y reconvertirnos todo el tiempo para subsistir y crecer”, explicó González.

Mirada optimista hacia 2026

El empresario también se refirió al panorama económico y energético de la región. “Este año fue muy complicado. Pero soy optimista. Creo que el 2026 va a ser mejor que el 2025. Tiene que haber obras, inversión y previsibilidad. Si no hay obras, no hay negocios”, sostuvo.

“La cuenca es madura, pero no senil. Todavía tiene potencial. Necesitamos previsibilidad para planificar los próximos 24 meses y sostener la cadena de proveedores que da soporte a toda la industria”, agregó.

González enfatizó que, más allá del contexto, la estrategia de largo plazo debe centrarse en reforzar las capacidades locales. “Hay mucha gente capacitada en Comodoro. Si generamos incentivos, si armamos un clúster y si tenemos una política clara de Compre Local, podemos seguir siendo competitivos”, resumió.

19 diciembre, 2024

Vaca Muerta apunta al doble: más pozos, optimización y nueva infraestructura

Vaca Muerta está en plena transformación. Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén, proyecta un crecimiento significativo en la actividad, impulsado por un aumento en la cantidad de pozos perforados y la implementación de nuevos modelos de trabajo e infraestructura.

“Hoy, 2024, vamos a terminar por arriba de los 400 pozos perforados y entendemos que la capacidad de producción de la cuenca, más los ductos de evacuación que se están formando, van a demandar un crecimiento. Es posible que terminemos rápidamente en los próximos años en 800 pozos por año”, declaró Medele.

Sin embargo, el funcionario aclaró que este salto no puede abordarse de manera lineal. “No podemos crecer con el doble de recursos o el doble de gente trabajando. Tenemos que buscar modelos de optimización”, enfatizó.

Hacia la optimización de procesos

El Gobierno de Neuquén implementó un plan de normalización de los flujos de trabajo, en colaboración con el Instituto de Regulación y Gestión. “Revisamos el flujo de permisología para coordinar que las empresas nos pidan los distintos permisos de actividad de la misma manera. Normalizar y coordinar estos pedidos ya es un logro significativo”, explicó Medele.

En paralelo, la provincia avanzó en la implementación de una nueva ley y su reglamentación, que redefinen el marco para las concesiones no convencionales (CENCH). Este cambio, según el ministro, brinda mayor claridad a las empresas sobre el tratamiento de las concesiones, especialmente en temas relacionados con autorizaciones de transporte y habilitaciones de procesamiento.

Vaca Muerta y las exportaciones

Otro pilar destacado por Medele es la posibilidad de celebrar contratos de exportación en firme, un avance que considera crucial para fomentar las inversiones a largo plazo. “Una empresa que no puede vender su producto de forma constante enfrenta grandes dificultades para invertir. Ahora, con la posibilidad de contratos en firme de largo plazo, creemos que el cambio es sustancial”, afirmó.

El nuevo marco reglamentario otorga a la Secretaría de Energía un plazo de 30 días para aprobar los contratos, tras lo cual, de no pronunciarse, estos quedarán firmes. Aunque aún quedan puntos por reglamentar, Medele destacó que este avance impacta directamente en la actividad upstream, ya que brinda estabilidad a las inversiones en perforación y completación de pozos.

Un pilar para el futuro

En línea con las demandas del gobernador, Neuquén también ha enfocado sus esfuerzos en la planificación de infraestructura clave para el desarrollo hidrocarburífero. “Las regalías de recursos no renovables deben generar flujos que, una vez agotado el recurso, permitan sustentar la provincia con nuevos desarrollos”, explicó Medele.

La propuesta de la provincia incluye una colaboración con las operadoras para que la inversión en infraestructura acompañe el crecimiento de la actividad. En las mesas de trabajo de Vaca Muerta, se definieron prioridades en áreas como redes eléctricas, gasíferas, hidráulicas y viales. Estos proyectos están en marcha y apuntan a un plan integral que podría comenzar a implementarse en 2025.

“Rutas, redes eléctricas, generación de energía, todo lo que soporte la actividad de la industria es clave. Este es el enfoque con el que trabajamos junto a las operadoras”, subrayó el ministro.