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Rovella Carranza sería la favorita para quedarse con Manantiales Behr

La venta de Manantiales Behr sigue su curso y el proceso para definir a la nueva operadora entra en una etapa clave. Según fuentes consultadas, YPF habría recibido las ofertas económicas y todo parecería indicar que Rovella Carranza se ubicaría al frente para quedarse con el histórico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.

De acuerdo con la información que a la que accedió, Capsa–Capex habría ofertado alrededor de 270 millones de dólares, Pecom habría presentado una propuesta en el orden de los 300 millones, Grupo San Martín habría acercado una oferta cercana a los 350 millones y Rovella Carranza habría elevado la vara con aproximadamente 500 millones de dólares.

Los números de la histórica contratista del Estado Nacional habrían resultado contundentes y, de confirmarse, la compañía podría convertirse en un nuevo jugador del convencional. Tal como informó eolomedia, Rovella Carranza es una de las empresas líderes en ingeniería y construcción del país y, en los últimos meses, buscaría ingresar al sector energético. Incluso fue una de las cuatro firmas que recorrieron el bloque insignia de la recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés).

Las pymes reclaman crear un clúster empresarial.

La presentación de las ofertas

Fuentes del sector indicaron a este medio que Capsa, Pecom y Grupo San Martín estarían evaluando sus próximos pasos. Este último grupo empresario se habría reunido este jueves con autoridades de YPF para conocer si mejorarían o no su oferta original.

Aunque la propuesta de Rovella Carranza sería la más elevada, desde YPF mantendrían cierto nivel de cautela y habrían solicitado garantías adicionales sobre los fondos para avanzar en la eventual adjudicación del área.

En ese mismo sentido y tal como informó este medio, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut le envió una nota formal al directorio de la empresa, solicitando “evaluar cuidadosamente” la situación antes de definir al nuevo operador del emblemático yacimiento.

La venta de Manantiales Behr marcaría el retiro de YPF de Chubut.

Rovella Carranza, con impronta local

El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut se habría enterado por este medio de la visita de directivos de Rovella Carranza a Manantiales Behr. Ese recorrido generó cierto malestar entre los representantes gremiales debido a que la compañía no tiene experiencia previa en la industria petrolera. Por ese motivo, referentes sindicales ven con mejores ojos que Capsa–Capex o Pecom finalmente se queden con el bloque.

A estas dudas también se sumarían las inquietudes de empresarios de la Cuenca del Golfo San Jorge, que vincularían un eventual desembarco de Rovella Carranza en Chubut con la posible influencia del Grupo Neuss. No obstante, un actor relevante de la región habría impulsado una alianza estratégica para que la empresa pueda comprender mejor el funcionamiento del sector y competir con operadoras ya consolidadas.

Diciembre sería un mes decisivo

Quién se refirió a los plazos para conocer al nuevo operador de Manantiales Behr fue Federico Ponce. En diálogo con Radio del Sur, el ministro de Hidrocarburos de Chubut sostuvo que “para la segunda semana de diciembre se va a definir la empresa que se quedará con el área”.

Asimismo, ponderó que a la provincia de Chubut no le interesa el monto que YPF reciba, sino el plan de trabajo: “Lo que nos importa es que la compañía que tome el yacimiento comprometa la mayor inversión posible”.

Continental Resources llega a Vaca Muerta tras la compra de Los Toldos II Oeste a Pluspetrol

Pluspetrol anunció un acuerdo clave con Continental Resources. La operadora cedió el 90% de su participación en la concesión Los Toldos II Oeste, en Neuquén. El cierre definitivo de esta venta está sujeto a condiciones precedentes. Entre ellas, se requiere la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.

Este acuerdo es el resultado de un proceso competitivo organizado por Pluspetrol. Dicho proceso generó un alto nivel de interés en el mercado. Continental Resources será la nueva operadora del bloque petrolero y esta movida refleja una estrategia de optimización de portafolio para la compañía.

Tras adquirir Exxon Argentina, Pluspetrol prioriza el desarrollo de sus áreas clave. El objetivo es consolidarse como una de las empresas más relevantes de Vaca Muerta. De esta manera, la compañía reafirma su compromiso con la eficiencia operativa y la innovación. También con el desarrollo sostenible, pilares de su crecimiento en la región.

Asimismo, Pluspetrol destacó el perfil de su nuevo socio estratégico. Continental Resources es la compañía privada de Oil&Gas más grande del mundo y es un referente global en el desarrollo de recursos no convencionales. Su experiencia y tecnología serán un gran aporte para la Cuenca Neuquina.

Pluspetrol alcanza nuevos hitos operativos en Vaca Muerta

El avance comercial se complementa con hitos operativos en Vaca Muerta. Pluspetrol puso en producción su primer PAD de pozos en Bajo del Choique. Este es uno de los bloques más prometedores de la formación neuquina. El anuncio fue realizado a través de las redes sociales de la empresa.

El PAD está compuesto por tres pozos horizontales de 3.400 metros cada uno. En ellos se implementaron innovadoras soluciones técnicas de perforación. Esto logró una producción temprana que marca un punto de inflexión para la zona. La producción inicial se dirige a una Planta Modularizada de Producción Temprana.

Esta planta fue construida en un tiempo récord de solo siete meses. La compañía celebró este logro como un gran avance operativo. Este hito consolida su posición como operadora en el bloque Bajo del Choique. Demuestra su capacidad de ejecución en el corazón de Vaca Muerta.

El crecimiento se refleja en los números. En septiembre de 2025, la producción de shale oil creció 93% interanual. Se alcanzaron los 41,2 mil barriles diarios. La producción de shale gas también aumentó un 36,2% en el mismo período. Estos datos confirman el acelerado crecimiento de la empresa en la roca madre.

Pluspetrol comienza a ver la vida siguiente de Vaca Muerta.

Metas ambiciosas y una estrategia claramente definida

El impulso de Pluspetrol incluyó un récord operativo en el bloque La Calera. Allí se perforó un pozo de más de 5.900 metros de profundidad. Este trabajo se completó en un tiempo inferior al promedio histórico del área. San Antonio Internacional, a cargo de los servicios, destacó la mejora en eficiencia.

Estos hitos confirman el crecimiento acelerado tras la compra de ExxonMobil. Esa operación incluyó el bloque Bajo del Choique–La Invernada. Esta zona es una de las más productivas de toda la formación Vaca Muerta. La integración de estos activos fue un paso fundamental.

Chachahuén Sur: el caso que demuestra que bajar regalías puede aumentar la producción

La experiencia de Chachahuén Sur, operado por YPF en Mendoza, se consolidó como uno de los casos más claros de cómo una política fiscal inteligente puede destrabar inversiones en campos maduros.

Los proyectos de Recuperación Terciaria (EOR, por sus siglas en inglés), esenciales para extender la vida útil de los yacimientos, requieren altos niveles de inversión inicial y enfrentan plazos de repago extensos. Bajo un esquema tradicional de regalías, sus márgenes suelen resultar marginales.

En este contexto, la provincia tomó una decisión que modificó por completo el horizonte económico del activo. La reducción de regalías del 18% al 9%, aplicada exclusivamente sobre la producción incremental generada por el proyecto EOR, permitió que un desarrollo antes limitado se transformara en un motor productivo con impacto directo en la actividad provincial.

Según el informe de la consultora GtoG ENERGY, la medida no implicó una pérdida fiscal, sino una estrategia orientada a generar nueva producción que, de otro modo, nunca habría existido.

Un cambio fiscal que revirtió la ecuación económica

La clave del éxito de Chachahuén Sur fue la reconfiguración de riesgo y retorno. Con el régimen previo, el proyecto era marginal: los largos períodos de repago, sumados al CAPEX requerido, no permitían alcanzar niveles de rentabilidad atractivos.

La política provincial reequilibró esa ecuación, habilitando una TIR superior al 20%, un VAN positivo bajo todas las tasas y un período de recuperación del capital prácticamente reducido a la mitad.

Este cambio permitió destrabar más de 81 millones de dólares en inversiones, impulsando uno de los desarrollos EOR más relevantes del país.

El informe de GtoG ENERGY indicó que, a septiembre de 2025, la producción adicional ya llegaba a 3,5 millones de barriles, un volumen que posicionó al proyecto como el segundo más grande de su tipo en Argentina.

La política pública enfocada únicamente en la producción incremental fue el punto de inflexión que convirtió riesgo técnico en oportunidad de crecimiento.

El impacto también fue significativo en términos provinciales. El proyecto ya representa el 7% de la producción total de Mendoza y generó un movimiento económico estimado en USD 570 millones, acompañado por una recaudación fiscal que superó los USD 74 millones. El incentivo inicial tuvo un efecto multiplicador que permitió ampliar la base productiva bajo condiciones de rentabilidad real.

Lecciones de un modelo win-win

El caso de Chachahuén Sur deja aprendizajes centrales para el diseño de políticas energéticas. Los desarrollos EOR requieren un marco fiscal competitivo que incentive inversiones de riesgo en campos maduros.

La experiencia muestra que reducir la carga sobre la producción incremental no solo estimula la actividad privada, sino que también mejora la recaudación al expandir el volumen producido.

Masut: “La clave de Vaca Muerta ya no es el precio, sino los costos”

El desarrollo de Vaca Muerta avanza hacia una nueva etapa. Así lo definió Ariel Masut, presidente de la Cámara de Comercio Argentina Texana, durante su exposición en el Energy Summit organizado por Forbes, donde planteó que el desafío central del sector energético argentino ya no pasa por los precios, sino por los costos y la eficiencia.

Masut destacó que, con la infraestructura básica encaminada y los principales proyectos en marcha, el foco debe trasladarse hacia la optimización operativa. “Ahora es el momento de los pozos y, por tanto, es el momento de los costos”, señaló, al subrayar que la competitividad del shale depende de lograr una reducción sostenida del 30% en los gastos de desarrollo y producción.

Según el titular de la Cámara, la industria argentina del shale se encuentra en una fase similar a la que atravesó Texas durante su expansión. “En una economía de commodities y de supply side economics, como es el shale o la agricultura, lo importante es hacer funcionar la escala y los costos”, explicó.

Masut remarcó que la discusión sobre los precios internacionales del petróleo o del gas ya no debería ocupar el centro de la escena. “No es que nos preocupe el precio del petróleo, pero los que trabajamos en planeamiento y evaluación sabemos que nunca se mueve un flujo de caja con precios de 60 dólares el barril o 6 dólares por millón de BTU. Lo que importa es la eficiencia con la que se opera”, afirmó.

Esa mirada pone a la cadena de suministro en el corazón del debate. Para Masut, el potencial de Vaca Muerta depende tanto de la infraestructura como de la capacidad de construir alianzas estratégicas que permitan abaratar los costos de perforación, fractura y transporte.

Socios texanos para la cadena de valor

La Cámara de Comercio Argentina Texana —que preside Masut— busca precisamente fortalecer esos vínculos. Desde hace meses trabaja en la conexión entre operadores y proveedores de Texas con empresas locales, tanto para incorporar tecnología como para generar modelos de cooperación productiva.

“Estamos trabajando muy fuertemente con instituciones y compañías operadoras de Texas para comunicarnos con los off takers y usuarios de Argentina, para saber dónde hay dolor: en la perforación, en la fractura eléctrica o en el desplazamiento del diésel por gas natural”, explicó.
El objetivo, dijo, es encontrar el “partner adecuado local” que pueda integrar tecnología estadounidense en las operaciones argentinas, generando eficiencia sin perder contenido nacional.

Masut subrayó que este acercamiento no se limita al plano técnico, sino también al financiero. “Hay una cantidad de jugadores que quieren venir a Argentina y ninguno nos pregunta por el precio del crudo. Todos quieren saber si el proyecto de largo plazo del país es real”, señaló. Entre esos interesados mencionó midstreamers, empresas de trading y fondos de private equity que evalúan ingresar al mercado.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

16.000 pozos por delante: el horizonte de Vaca Muerta

Durante su presentación, Masut retomó una de las cifras mencionadas por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante el mismo encuentro: los 16.000 pozos que la compañía proyecta perforar en los próximos años.
Para el titular de la Cámara, ese número sintetiza la magnitud del desafío y el potencial de expansión que tiene Vaca Muerta.

“Esa es la noticia más relevante de todo lo que se dijo esta mañana. Hay muy pocas compañías que dicen que tienen 16.000 pozos para hacer. Eso representa una producción casi ilimitada en el tiempo”, afirmó.
Con semejante horizonte, explicó, el reto pasa por garantizar la logística, la infraestructura y los socios adecuados para sostener el ritmo de crecimiento sin perder eficiencia.

En ese sentido, Masut destacó que el desarrollo de la infraestructura debe acompañar —y en algunos casos anticiparse— al auge productivo. “Desde la Cámara tenemos un modelo de trabajo que llamamos ‘vaquita petrolera’, similar a las alianzas público-privadas del Permian Basin, que busca que la infraestructura comunitaria, social y básica se desarrolle antes del boom”, señaló.

El dirigente explicó que se trata de un esquema colaborativo entre empresas, gobiernos y comunidades, donde todos los actores aportan para generar las condiciones necesarias de desarrollo.
“Todavía es una industria donde cuesta definir quién es el primero que pone para que después se arme toda la vaquita, pero estamos proponiendo un modelo que permita acelerar ese proceso”, dijo.

Masut precisó que esta propuesta ya fue compartida con varias petroleras que operan en la cuenca neuquina, y que se están evaluando mecanismos concretos para aplicarla en proyectos de infraestructura de base.

Regulación y contenido local

En cuanto al marco regulatorio, el presidente de la Cámara consideró que hoy no representa un cuello de botella. “La regulación para la importación de maquinarias y bienes usados es más espasmódica, va ajustándose según las necesidades del sector. Pero el canal de diálogo entre las petroleras y el área de Industria es bastante fluido”, sostuvo.

Masut recordó que el contexto es muy distinto al de hace una década. “Cuando se discutía esto hace ocho o diez años, se hacían 10 pozos por mes. Hoy se están haciendo 40 y el año que viene van a ser 60 o 70”, apuntó.
Además, remarcó que Vaca Muerta tiene un contenido local cercano al 90%, lo que reduce al mínimo la dependencia de importaciones.

Finalmente, Masut insistió en que el interés por Argentina en el exterior es genuino, pero que su concreción dependerá de la previsibilidad del país. “Hay muchos jugadores mirando a la Argentina. Lo que necesitan es confianza en un proyecto de largo plazo. Si ese proyecto se consolida, los socios van a estar”, afirmó.

Para el titular de la Cámara Argentina Texana, el futuro del shale argentino dependerá de mantener la eficiencia y la escala como prioridades estratégicas. “Bajar los costos un 30% es el número mágico. Es lo que nos va a permitir competir en el mundo y sostener el desarrollo de Vaca Muerta”, concluyó.

Oldelval y Trafigura inauguran un nuevo oleoducto para exportar más crudo de Vaca Muerta

Oleoductos del Valle (Oldelval) y Trafigura pusieron en funcionamiento una nueva derivación hacia la Refinería Bahía Blanca. Se trata de una infraestructura estratégica que incrementa la flexibilidad operativa y contribuye a potenciar la capacidad exportadora del petróleo que produce la Cuenca Neuquina.

La inauguración se realizó el martes 4 de noviembre en la Unidad de Almacenamiento y Medición (UAM) de Oldelval. En el evento participaron directivos de ambas compañías y autoridades de la región. Por parte de Trafigura estuvieron presentes Gerardo Zmijak, director Comercial; Cecilia Díaz de Souza, Gerente de Proyectos y Estructuración de Negocios; y Paulo Carozzi, Gerente de Gestión y Proyectos de Refinería. En representación de Oldelval asistieron el CEO, Ricardo Hosel; el Gerente de Proyectos, Federico Zárate; y el Gerente de Construcciones, Mauro Cabrera. También formaron parte del acto el presidente del Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, Santiago Mandolesi Burgos, y el secretario de Producción municipal, Gustavo Lari.

El rol de Oldelval

Durante su intervención, Hosel remarcó que la iniciativa “comenzó a gestarse en 2020 y hoy es una realidad gracias al compromiso, la planificación y el trabajo conjunto entre el sector privado y el Estado”. También enfatizó que esta conexión directa “refuerza el compromiso con una cuenca integrada, competitiva y eficiente en la evacuación de crudo hacia el Atlántico”.

Desde Trafigura, Zmijak destacó el valor que representa este desarrollo para la industria y para Bahía Blanca. A su vez, reconoció el esfuerzo de los trabajadores que, pese a las dificultades generadas por la inundación del último 7 de marzo, lograron completar la obra dentro de los plazos previstos.

El ducto cuenta con 14 pulgadas de diámetro y recorre 11 kilómetros para unir el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la planta refinadora de Trafigura en Bahía Blanca. La construcción superó los 25 millones de dólares de inversión y fue ejecutada bajo estrictas normas de seguridad y cuidado ambiental.

Más infraestructura para acompañar la producción de Vaca Muerta

En paralelo, Oldelval avanza con el proyecto Oleoducto Duplicar Norte, uno de los más importantes para garantizar la evacuación del crudo de Vaca Muerta. La obra entrará en una instancia clave con la convocatoria a una Audiencia Pública presencial, requisito para completar la evaluación ambiental. La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro citó a la ciudadanía y al sector para el 18 de diciembre de 2025, a las 9 hs, en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente de Cipolletti.

Se trata de un paso esencial dentro del proceso regulado por las Leyes Provinciales M 3.266 y J 3.284, que promueve la transparencia y la participación social en la definición de grandes proyectos. El Estudio de Impacto Ambiental fue elaborado por Confluencia Ambiente & Seguridad S.A. e incluye medidas específicas de mitigación y control para asegurar el cumplimiento de los estándares ambientales vigentes.

Duplicar Norte surge como respuesta a la fuerte expansión de la producción shale en Neuquén, que ya supera los 600.000 barriles diarios. La infraestructura actual del segmento norte del sistema mostró niveles de saturación, lo que vuelve imprescindible una ampliación para evitar futuros cuellos de botella en el transporte de crudo desde el Hub Norte de Vaca Muerta, especialmente desde Puesto Hernández y Rincón de los Sauces.

Con una inversión estimada en 380 millones de dólares, el proyecto contempla la instalación de un oleoducto de 24 pulgadas de diámetro y aproximadamente 207 kilómetros de longitud. El trazado conectará la estación de bombeo cabecera en Puesto Hernández con la principal estación de bombeo de Oldelval en Allen, reforzando la capacidad operativa y la competitividad del sistema.

Qué impacto tendría la reforma laboral en Vaca Muerta

La industria petrolera vive un ciclo de expansión marcado por la producción récord en Vaca Muerta, la construcción de infraestructura clave y la necesidad de incorporar mano de obra calificada. El sector se apoya en mejoras de eficiencia y en la ampliación de inversiones para sostener el crecimiento. En medio de esta dinámica, el Gobierno nacional avanza con un proyecto de reforma laboral que promete cambiar reglas históricas del mercado de trabajo argentino.

El paquete propone flexibilizar la organización del empleo, reducir la litigiosidad y ofrecer incentivos fiscales para nuevos puestos. Aunque la normativa no nombra explícitamente al sector hidrocarburífero, su impacto puede ser directo, especialmente en rubros que dependen de contratistas y turnos rotativos para sostener operaciones continuas.

Las empresas de servicios y las compañías operadoras siguen de cerca el debate. La incertidumbre reside en cómo convivirán los cambios con los convenios colectivos petroleros, reconocidos por tener estándares laborales elevados y una fuerte presencia sindical.

Mayor flexibilidad laboral: ¿una ventaja para la productividad?

Uno de los ejes principales del proyecto es la capacidad de los empleadores para introducir cambios en formas y modalidades de trabajo, siempre que no afecten elementos esenciales del contrato. Esa potestad apunta a mejorar la reorganización interna, en línea con sectores donde las condiciones operativas se modifican de manera constante.

En el shale neuquino, donde la planificación diaria depende de la disponibilidad de equipos, el clima y la logística, las compañías suelen ajustar tareas y cronogramas sobre la marcha. La flexibilidad normativa podría agilizar procesos como la rotación de cuadrillas, la variación de funciones o cambios de locación dentro de un mismo bloque productivo.

No obstante, sindicatos petroleros ya expresaron preocupación por una posible transferencia de costos y riesgos hacia los trabajadores. Plantean que sin control adecuado, la flexibilización podría derivar en jornadas más exigentes, menor previsibilidad para el personal y desgaste físico.

El proyecto también habilita la creación de bancos de horas y esquemas compensatorios acordados en la negociación colectiva. En el sector hidrocarburífero, estos mecanismos son frecuentes debido a los extensos turnos de campo, tiempos de traslado y paradas técnicas. La reforma ampliaría las herramientas legales para adaptarlas a nuevos escenarios operativos, aunque siempre sujetas al pacto sindical.

Menor litigiosidad: clave de la reforma laboral

Otro punto central del texto es limitar los intereses en juicios laborales y los honorarios profesionales. Se propone un tope basado en la inflación más un 3% anual, junto con restricciones en las costas del litigio. El objetivo declarado del Gobierno es disminuir la conflictividad judicial y la imprevisibilidad en los costos laborales.

Para un sector como el petrolero, que requiere inversiones millonarias de recuperación lenta, la seguridad jurídica es determinante. La producción no convencional implica realizar pozos más costosos y operar bajo coordenadas complejas. Cualquier reducción en los riesgos asociados a reclamos judiciales es valorada como un elemento favorable para atraer capital.

Sin embargo, el impacto real dependerá de la aplicación judicial y del alcance que tengan los cambios en las resoluciones de conflictos ya iniciados. La transición entre regímenes normativos suele generar interpretaciones diversas en tribunales laborales.

La oportunidad para las proveedoras de Vaca Muerta

El proyecto incorpora beneficios fiscales para empleadores que aumenten su dotación. Micro, pequeñas y medianas empresas, que constituyen la base del entramado de servicios para las operaciones petroleras, pueden acceder a rebajas de hasta el 100% de las contribuciones patronales durante un año por cada nueva contratación. En el caso de grandes compañías, la reducción es del 25%.

En Vaca Muerta, donde los picos de actividad generan una fuerte demanda de personal en perforación, transporte y mantenimiento, los incentivos podrían promover nuevas incorporaciones. Sobre todo en empresas que enfrentan altos costos laborales y que dependen de la continuidad operativa para sostener márgenes positivos.

También se incluye la posibilidad de empalmar planes sociales con empleo registrado por un plazo de hasta 13 meses. Esa medida apunta a formalizar a trabajadores de actividades informales o estacionales, algo relevante en provincias con rotación de mano de obra entre sectores productivos.

Control del ausentismo y beneficios sociales sin impacto salarial

El ausentismo laboral es un asunto relevante para el sector energético debido a que la falta de personal calificado puede detener operaciones enteras. La reforma propone mecanismos de control más estrictos sobre las licencias por enfermedad y auditorías estatales sobre certificados médicos.

La medida podría optimizar la gestión de recursos humanos, pero también incrementar tensiones con los trabajadores, especialmente en áreas remotas como la Cuenca Austral, donde el acceso a servicios de salud no siempre es inmediato.

En paralelo, se amplía el listado de beneficios que no se consideran remunerativos, como vivienda cercana al yacimiento, guarderías, conexión a internet, clubes o gimnasios. En regiones patagónicas, donde el costo de vida es más alto y los equipos necesitan permanecer cerca de los pozos, estas prestaciones pueden mejorar la retención del talento.

Los trabajadores son el nuevo cuello de botella de Vaca Muerta.

La reforma laboral llega en un momento clave para el desarrollo energético. Argentina busca escalar la producción de hidrocarburos, construir más infraestructura de evacuación y aumentar las exportaciones. La competitividad internacional depende no solo de los recursos geológicos, sino también de la estructura de costos y de la previsibilidad del marco normativo.

Las compañías destacan como positivos los incentivos fiscales, la baja de litigiosidad y la posibilidad de adaptar procesos. Pero los sindicatos insisten en que el crecimiento del sector debe conservar derechos laborales conquistados y garantizar condiciones de seguridad, esencial en una industria que maneja riesgos elevados.

El desafío será encontrar un punto de equilibrio. Si la reforma logra acompañar la expansión de Vaca Muerta sin generar conflictividad sostenida, podría convertirse en un factor de impulso. De lo contrario, la falta de consenso podría afectar la continuidad operativa y generar costos mayores a los ahorros buscados.

Finalizó la interconexión del Gasoducto Cordillerano: más de 12 mil familias tendrán acceso al gas

La interconexión del Gasoducto Cordillerano Patagónico quedó oficialmente finalizada, marcando un avance clave para el suministro energético del sur argentino. El proyecto, que estuvo postergado por más de dos décadas, permitirá incorporar 12 mil nuevos usuarios en las provincias de Chubut, Río Negro y Neuquén, garantizando la estabilidad y ampliación del servicio de gas natural en toda la región.

El emprendimiento demandó una inversión total de 50.600 millones de pesos, financiada de manera conjunta por los gobiernos provinciales y la empresa licenciataria Camuzzi Gas del Sur S.A., con respaldo del Banco del Chubut y del Banco de la Provincia de Neuquén.

La iniciativa incluyó la conexión entre el Gasoducto Patagónico Cordillerano y el Gasoducto General San Martín, una intervención que refuerza la confiabilidad del sistema y diversifica las fuentes de inyección de gas. El proyecto se complementa con la construcción de tres plantas compresoras: una nueva en Alto Río Senguer, otra en Holdich, y la instalación de un nuevo equipo en la planta existente de Gobernador Costa.

Estas obras permitirán incrementar la presión y el caudal operativo, solucionando la falta de factibilidad técnica que durante años impidió otorgar nuevas conexiones en varias localidades del sur. La ejecución del plan fue reactivada en 2024 tras haber permanecido paralizada desde 2017, y su conclusión representa una respuesta estructural a una demanda histórica de las comunidades cordilleranas.

Cooperación regional y beneficios sociales

Durante el acto de presentación en Gobernador Costa, participaron representantes de los tres gobiernos provinciales, autoridades locales y directivos de la empresa Camuzzi. El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó el valor colectivo del proyecto y subrayó que “la Patagonia es el motor energético del país”, recordando que “las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro no solo tienen superávit energético, sino que también son las que permiten que la Argentina se calefaccione”.

Torres remarcó que esta obra “brinda una solución definitiva a la falta de factibilidad y garantiza que este será el último invierno sin acceso pleno al gas” para miles de familias. Además, puso en valor la colaboración entre los gobiernos provinciales y el sector privado, destacando la importancia de la planificación conjunta para concretar proyectos de gran escala.

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, señaló que “esta obra es una muestra de lo que podemos hacer los patagónicos cuando trabajamos unidos”, y recordó que la región produce el 98% del gas y el 96% del petróleo del país. Por su parte, el intendente de Gobernador Costa, Miguel Gómez, afirmó que “este es el último invierno sin factibilidad de gas”, destacando la respuesta a una demanda de larga data.

 

Gasoducto: detalles técnicos e impacto económico

El proyecto contempla tres grandes etapas. La primera fue la interconexión entre ambos gasoductos, que ya está finalizada y permitirá reforzar el suministro. La segunda incluye la nueva planta compresora en Alto Río Senguer y el montaje de un nuevo equipo en Gobernador Costa, con una inversión conjunta de $24.800 millones financiada por los bancos provinciales. Finalmente, la planta compresora de Holdich, actualmente en construcción, completará el esquema operativo con una inversión adicional de $25.812 millones.

El presidente de Camuzzi Gas del Sur S.A., Jaime Barba, explicó que el proyecto “se desarrolla en cuatro frentes de trabajo” y destacó que “ya se completó un gasoducto de más de cinco kilómetros y medio que está operativo, mientras los otros tres frentes brindarán una solución definitiva para los usuarios actuales y futuros”.

Con esta ampliación, el sistema gasífero cordillerano gana capacidad y previsibilidad, lo que permitirá acompañar el crecimiento urbano y productivo de la Patagonia. La finalización de la interconexión consolida, además, un modelo de gestión compartida entre provincias y empresas, enfocado en garantizar la infraestructura necesaria para el desarrollo energético regional.

PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron el primer parque renovable híbrido del país

Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron este martes la inauguración de un nuevo parque solar de 18 MW, ubicado en la localidad de Toro Negro en el departamento de General Belgrano, dentro del predio del Parque Eólico San Luis Norte, que ya se encuentra en operación desde 2024 con 112 MW de potencia instalada.

Con esta nueva incorporación, el complejo alcanza una capacidad total de 130 MW y se convierte en el primer parque híbrido de generación renovable del país, al integrar en un mismo sitio tecnología eólica y solar, y de esta forma, poniendo en valor el recurso del viento y la irradiación del sol que tiene esa región de la provincia. Esta modalidad además permite optimizar el uso de la infraestructura eléctrica, mejorar el factor de capacidad y aumentar la previsibilidad de la generación de energía limpia.

La construcción del parque solar demandó una inversión de 15 millones de dólares, completando así con los 25 aerogeneradores eólicos una inversión total de 230 millones de dólares para el desarrollo de esta etapa del Parque de Generación Renovable San Luis Norte.

La nueva capacidad de generación eléctrica renovable del parque solar podrá abastecer el equivalente a 35.000 hogares argentinos, y si se suma la potencia del parque eólico, todo el complejo estará contribuyendo al abastecimiento equivalente de 250 mil viviendas en el país, además de permitir directamente la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y el cumplimiento de los compromisos ambientales asumidos por el país.

El parque, que se despliega en un predio de 1500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 MW de potencia. Asimismo, la ampliación de su capacidad con el nuevo complejo solar implicó la instalación de 35.000 paneles solares con trackers automáticos que permiten el seguimiento de la irradiación a cada hora del día.

“Este nuevo hito refuerza nuestra visión de largo plazo: invertir en una matriz energética más limpia, diversificada y confiable. El primer parque híbrido del país es una muestra concreta de cómo la innovación tecnológica y la sostenibilidad pueden ir de la mano del desarrollo productivo nacional, haciendo una relevante contribución con la industria en la descarbonización de sus operaciones”, Martín Federico Brandi, CEO de PCR.

Por su parte, Federico Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura. Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación de energía renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones de CO2”, afirmó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar.

Argentina y OLADE firman un convenio para potenciar la integración regional

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Consejo Federal de Inversiones (CFI) de Argentina firmaron un Convenio Marco de Cooperación Interinstitucional para impulsar el desarrollo y la integración energética a través de la planificación, la asistencia técnica y el intercambio de conocimientos.

El acuerdo se formalizó durante la Jornada Federal de Planificación Energética, organizada por el CFI, que reunió a ministras y ministros provinciales del área, equipos técnicos y organismos internacionales con el objetivo de construir una mirada compartida sobre el futuro energético del país.

El secretario general del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que “pensar la planificación energética desde una perspectiva federal implica construir, junto a las provincias, una hoja de ruta común que vincule la energía con el desarrollo productivo del país. Es una tarea colectiva que requiere cooperación, continuidad y visión de largo plazo.”

Por su parte, Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLADE, subrayó que “la planificación energética es una tarea profundamente política. En este sentido, el multilateralismo y el federalismo comparten una misma lógica: articulan realidades diversas, intereses y capacidades distintas para construir estrategias compartidas y sostenibles. No se trata solo de tener un plan, sino de sostener un proceso de planificación conjunto que exprese la cooperación entre países y territorios, capaz de adaptarse y responder a contextos geopolíticos, climáticos y tecnológicos en permanente cambio.”

Maiulini presentó las principales líneas de trabajo que impulsa OLADE en América Latina y el Caribe, orientadas a fortalecer la planificación y la integración energética, como el Consejo de Planificación Energética Regional, un espacio técnico-político que promueve la armonización de metodologías y escenarios entre los países; el reciente lanzamiento de ENLACE, un hub de conocimiento energético regional, el Proyecto de Integración Gasífera del Mercosur + Chile; la Iniciativa de Integración Energética CELAC–Unión Europea; el Grupo de Trabajo de Energía Nuclear y la Iniciativa Hydro for Net Zero, entre otros.

Asimismo, Rodrigo Moreno, consultor de OLADE, presentó el caso chileno de planificación energética de largo plazo, destacando la importancia de anticipar las necesidades del sistema y articular a los distintos actores públicos, privados y territoriales en la definición de escenarios futuros. Subrayó que esta mirada proactiva permite orientar las inversiones en infraestructura, facilitar la integración de energías renovables y asegurar una transición justa y ordenada.

El Convenio Marco establece mecanismos para desarrollar proyectos conjuntos de investigación, formación y fortalecimiento institucional, con foco en planificación energética, marcos regulatorios y convergencia regional. También prevé la realización de talleres, seminarios y publicaciones técnicas, el intercambio de experiencias y datos entre equipos de ambas instituciones, y la gestión de financiamiento para proyectos conjuntos que acompañen a las provincias en el diseño de estrategias energéticas sostenibles.

Con esta firma, OLADE y el CFI reafirman su compromiso con la cooperación interinstitucional y la planificación estratégica como pilares para una transición energética justa e integrada, entendiendo que los desafíos del desarrollo energético requieren acciones coordinadas y una visión común entre los países de América Latina y el Caribe.

ProvisionesCR expande su presencia en Neuquén pese al parate del mercado

Marcelo Corbett, propietario de ProvisionesCR, analizó el panorama actual del sector industrial y energético. Su empresa, dedicada desde hace dieciocho años a la venta de equipos para la industria petrolera y minera, se ha consolidado como un actor reconocido en la Cuenca del Golfo San Jorge y recientemente amplió su presencia a Neuquén, donde Corbett viaja mensualmente para atender clientes y recorrer parques industriales.

ProvisionesCR nació comercializando hidrogrúas junto a Patronelli, pero con el tiempo amplió su cartera de productos y marcas. Actualmente, Corbett representa a Hyva, una marca holandesa con fabricación en Brasil, y se especializa en equipos específicos como hidrogrúas, carretones y volcadoras. “Comencé a ir regularmente una vez por mes a Neuquén desde marzo de 2025. Atiendo clientes nuevos, hago seguimiento de los que migraron desde Comodoro y mantengo la venta tradicional: recorrer, golpear puertas y ofrecer lo que vendo”, explicó.

Según el empresario, el objetivo es sostener la presencia territorial en ambos polos productivos. Sin embargo, la coyuntura económica y política ha ralentizado el movimiento del sector. “Hoy lo que nos está pasando es que está todo medio quieto. El mercado se detuvo por muchas variables: las elecciones, el precio del petróleo, el oleoducto que no termina, y un montón de cuestiones que influyen”, señaló.

“El parate se siente tanto en el Golfo como en Neuquén”

En diálogo con eolomedia, Corbett indicó que el freno en la actividad comenzó a evidenciarse a principios de año en la Cuenca del Golfo San Jorge y que, desde agosto, Neuquén también muestra señales de estancamiento. “Hay mucho tipo ocioso, muchos parques que no se están usando. La gente no invierte porque no hay certezas. Hasta que no se reactive realmente, no creo que nadie salga desesperado a comprar equipos”, remarcó.

El empresario destacó que este panorama afecta especialmente a quienes dependen de la venta de equipos de alto valor, cuya adquisición requiere planificación y financiamiento. “Los procesos de inversión se frenan cuando las tasas son altas. Si no tenés crédito, no podés comprar. Es muy difícil invertir sin respaldo financiero”, afirmó.

En ese sentido, sostuvo que el mercado espera señales claras de recuperación y estabilidad. “Esperemos que después de las elecciones se acomode un poco la economía. Hoy el empresario sin crédito no puede comprar. Hubo momentos en que las tasas rondaban el 30%, pero ahora están arriba del 50%. Así es imposible proyectar”, dijo.

“La minería también se desaceleró”

Aunque ProvisionesCR tiene menos vínculo directo con las operadoras mineras, Corbett observó una situación similar en ese rubro. “No tengo mucho contacto con las mineras, trabajo más con empresas de servicios. Pero no se ve un movimiento muy grande. Quizás años anteriores se vendía más. Estos últimos años fueron duros, se mantuvo lo que había, sin nuevas inversiones”, señaló.

La empresa que dirige Corbett se especializa en equipos específicos para minería y servicios, como carretones, volcadoras e hidrogrúas. En ese mercado, explicó, las ventas también se resienten por la falta de financiamiento y la escasa renovación de flota. “Todos los equipos que se usan para cualquier servicio —camiones, remolques, máquinas viales— son de valores muy grandes. Si no tenés tasas que acompañen la decisión de compra, se hace difícil vender”, agregó.

Además, advirtió que incluso las fábricas que solían ofrecer financiación propia están encontrando obstáculos. “Las tasas están tan altas que las fábricas no pueden sostener la financiación con recursos propios. Antes te daban seis o siete cheques, pero hoy negociar eso se complicó mucho”, apuntó.