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Intermodal 2026 y la 28° Reunión Logística APLA: el encuentro que conecta a la logística latinoamericana

Intermodal South America vuelve a reunir a la logística regional en un momento de fuerte transformación del comercio exterior. La edición 2026 se realizará del 14 al 16 de abril en São Paulo Expo, y marcará los 30 años de la feria más influyente del hemisferio sur para logística, intralogística, transporte de cargas, tecnología y comercio exterior.

La escala confirma su liderazgo: más de 500 marcas y una audiencia proyectada de 49.000 profesionales.

Intermodal funciona como un espacio donde se anticipan tendencias, se conectan actores clave y se generan negocios que impactan en toda la cadena de suministro. La feria refleja la digitalización acelerada del sector, el avance de la multimodalidad y el rol creciente de América Latina en los flujos globales.

Los participantes de la 28° Reunión Logística APLA tendrán acceso libre a Intermodal South America. El beneficio amplía el networking y permite sumar contenido estratégico en un ecosistema que reúne a operadores portuarios, navieras, 3PL, tecnológicas, terminales y autoridades públicas.

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Los socios de APLA también acceden a 20% de descuento en el Interlog Summit y 50% de descuento en el registro de visitante. Los códigos pueden solicitarse a comunicacion@apla.lat.

El 4th Interlog Summit, que se desarrolla en paralelo, abordará temas que hoy definen la competitividad logística: multimodalidad, infraestructura, cabotaje, digitalización, ESG, automatización y los desafíos de la intralogística frente al crecimiento del e‑commerce. La agenda combina visión estratégica y soluciones prácticas, con foco en eficiencia y nuevas tecnologías.

Intermodal llega a su 30° edición con una región que gana protagonismo en el comercio internacional. La feria muestra más integración entre modos de transporte, inversiones crecientes en infraestructura y una demanda global que mira a América Latina como un socio confiable. Para las empresas, es un espacio donde se construyen relaciones de largo plazo y se abren oportunidades reales de negocio.

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Exclusivo FES Argentina: El gobierno pone fecha al pliego técnico de una de las grandes obras de transmisión

El Gobierno nacional publicará los pliegos técnicos del proyecto de transmisión AMBA I entre fines de marzo y principios de abril de 2026, paso previo a la difusión del pliego económico y la apertura formal de la licitación. 

La confirmación se realizó en exclusiva durante el desayuno de networking de Future Energy Summit (FES) Argentina, en donde participaron el director nacional de Generación Eléctrica de la Nación, Maximiliano Bruno, y el gerente general de CAMMESA, Juan Luchilo, junto a empresarios y autoridades del sector renovable regional.

“Seguramente primero se publiquen los pliegos técnicos y luego el pliego completo con toda la parte económica. La idea es publicar la licitación del proyecto de transmisión AMBA I este año 2026 y luego, probablemente en 2027, otras dos líneas”, aseguró Bruno.

El alcance incluirá la línea de 220 kV y 500 kV, la estación transformadora, entre toda la infraestructura que conlleva el proyecto que contempla más de 500 kilómetros de líneas eléctrica para mejorar la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, considerando que la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional.

“El proyecto de transmisión AMBA I incorporar una cuarta estación transformadora al oeste, entre Ezeiza y General Rodríguez y, a su vez, esa estación transformadora, vincularla con Atucha por el norte y la ET Ezeiza con con dos líneas de 500 kV de 25 kilómetros hacia el sur. Y desde esa estación transformadora alimentará a la ciudad de Buenos Aires con dos líneas de 220 kV”, detalló Luchilo.

“Es decir que es un proyecto destinado específicamente a darle más confiabilidad y abastecer la demanda del área del Gran Buenos Aires (GBA). Además, tiene otro componente que es una estación transformadora a 132 kV, y una salida de líneas de 132 kV para alimentar la zona del norte de la provincia de Buenos Aires”, agregó. 

En paralelo, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, ya había anticipado en la inauguración de FES Argentina que las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del gobierno para 2026, con respaldo del Banco Interamericano de Desarrollo como garante, y que estas iniciativas podrían participar del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.

Puntualmente, será una licitación para una concesión al sector privado, donde los oferentes deberán ofertar a través de una tarifa que servirá como el recupero de la inversión, por un plazo estipulado de concesión de la infraestructura.

Obras complementarias y conexión con renovables

El lanzamiento de AMBA I se inscribe dentro de un paquete más amplio de ampliaciones en 500 kV orientadas a facilitar la evacuación de nueva generación desde distintas regiones del país.

Entre ellas se encuentra la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá evacuar nueva generación desde la región de Cuyo, además de transportar parte de la producción eléctrica proveniente del sistema Comahue.

“Esas líneas son una especie de cierre de anillo este – oeste que permitirá dar confiabilidad e incorporación de potencia renovable, especialmente solar”, señaló Luchilo

También fue priorizada la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, destinada a fortalecer la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal de transmisión, lo que permite generación renovable en el sur.

En paralelo, la entrada en operación de la central hidroeléctrica Jorge Cepernic —antes denominada La Barrancosa— agregará 360 MW de potencia, que exigirá nueva infraestructura y, en consecuencia, se evalúa la necesidad del desarrollo de la línea de transmisión 500 kV Vivoratá – Plomer, según confirmaron las autoridades de gobierno.

“En resumen, las obras son una ET y líneas para abastecimiento de la demanda de Gran Buenos Aires y un par de vínculos para complementar la posibilidad de incorporar nueva oferta renovable, térmica, hidroeléctrica o la que fuera”, afirmó el gerente general de CAMMESA.

“Además, como las líneas tienen un salto y pueden incorporar 1000 MW de capacidad, siempre da un poco de tiempo adicional de mejora de confiabilidad porque tenemos que tener un sistema más confiable”, subrayó.

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Licitación renovable en Panamá: siete generadoras compiten por contratos a largo plazo para hidro y eólica

Panamá reactivó su esquema de contratación estructurada con la licitación pública internacional LPI ETESA 01-25, y la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) llevó adelante el acto de recepción de ofertas hidroeléctricas y eólicas.

Del total de participantes, seis empresas presentaron propuestas para energía y una exclusivamente para potencia, reflejando competencia efectiva en el segmento renovable.

Las compañías que entregaron ofertas en el marco de la LPI ETESA 01-25 fueron UEP III Panamá S.A.; UK Parque Eólico La Colorada S.A.; Hidronorth Corp.; Los Naranjos Overseas S.A.; Santa Cruz Wind S.A., que presentó dos propuestas; y Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A.

La convocatoria respondió a una recomendación formal de la Secretaría Nacional de Energía orientada a cubrir las obligaciones contractuales de las empresas distribuidoras. Y en términos técnicos, la contratación busca reforzar la potencia firme disponible, un componente esencial para garantizar confiabilidad ante variabilidad hidrológica y crecimiento de la demanda.

Según informó la Secretaría Nacional de Energía de Panamá a Energía Estratégica, la adjudicación está prevista para el 24 de abril, fecha en la que se conocerá qué proyecto asegurará los contratos dentro de esta convocatoria estratégica.

Panamá posterga su licitación de renovables: qué aspectos clave del pliego cambian

“ETESA revisará las ofertas, emitirá un informe de evaluación y una resolución con la adjudicación de la empresa ganadora”, precisó Dayana Fernández, directora de Gestión Comercial de ETESA.

Marco regulatorio y planificación energética ampliada

La LPI ETESA 01-25 se desarrolló bajo el paraguas de la Ley 43 del 9 de agosto de 2012, que reformó la Ley No. 6 de 1997 y estableció un pliego especial para la compra de potencia y energía a generadoras, autogeneradoras y cogeneradoras nacionales y extranjeras.

El acto fue transmitido en vivo a través del canal institucional, reforzando estándares de transparencia en una convocatoria que impacta directamente en la estructura de abastecimiento del sistema eléctrico panameño.

Esta licitación se inserta además en una planificación de mediano plazo que Panamá extendió recientemente, incorporando el almacenamiento energético como nueva prioridad estratégica para complementar la expansión renovable y fortalecer la confiabilidad operativa.

Con siete actores en competencia, un proceso que retoma su curso tras la postergación y un cronograma definido hacia abril, Panamá refuerza su esquema de contratación para asegurar suministro, previsibilidad a las distribuidoras y mayor participación de generación renovable en su matriz eléctrica.

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Colombia reglamenta la autogeneración remota y redefine la conexión de grandes usuarios

Colombia reguló dos normas claves para el mercado eléctrico: la Resolución CREG 101 099 de 2026, que regula integralmente la autogeneración remota y al productor marginal remoto, y la resolución de la UPME que define el procedimiento para resolver las solicitudes de conexión de usuarios finales al STN y STR.

La novedad no es menor, ya que por primera vez, la autogeneración remota queda plenamente integrada bajo criterios de simetría regulatoria frente al Mercado de Energía Mayorista, con reglas comparables a las de una planta convencional en materia de conexión, operación y responsabilidades.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado en OGE ENERGY, el nuevo marco no desplaza los mecanismos existentes de expansión renovable: «Es un complemento que abre más oportunidades para las FNCER”.

Mientras las subastas de largo plazo continúan siendo el instrumento para incorporar grandes bloques de oferta renovable con contratos bancables, la autogeneración remota se consolida como herramienta estratégica para la demanda corporativa distribuida.

La Resolución CREG 101 099 desarrolla el principio de simetría establecido en el Decreto 1403 de 2024 y, en términos prácticos, autogeneradores y generadores deberán cumplir exigencias técnicas similares cuando utilicen la red, incluyendo contratos de respaldo para gran escala y eventuales condiciones de participación en mecanismos como el Cargo por Confiabilidad.

“Opera bajo el principio de simetría regulatoria frente al MEM, en el MEM generadores o autogeneradores deben cumplir las mismas exigencias”, explicó Suárez Lozano.

En paralelo, la resolución de la UPME introduce un calendario formal de recepción de solicitudes en dos ciclos anuales —enero y mayo— y plazos definidos para la emisión de conceptos de conexión. Como consecuencia, la asignación de capacidad deja de ser un proceso abierto y pasa a estar estructurada bajo ventanas regulatorias claras.

Nuevo rol para la demanda industrial

El impacto de las resoluciones se concentra en los grandes consumidores. Con el nuevo marco, empresas industriales podrán estructurar esquemas de autogeneración remota con mayor previsibilidad jurídica y técnica.

Algunos proyectos podrán evitar determinados trámites ambientales o procesos de consulta comunitaria propios de desarrollos de gran generación centralizada, dependiendo de su configuración. Además, el esquema abre la puerta a señales de confiabilidad bajo reglas simétricas.

“Estamos ante una oportunidad para grandes grupos industriales de migrar de simples compradores de energía a gestores activos de portafolios energéticos corporativos”, sostuvo el directivo.

Call centers, data centers y estaciones de recarga para vehículos eléctricos aparecen como perfiles naturales para adoptar el modelo, especialmente en un contexto donde el Sistema Interconectado Nacional enfrenta restricciones de expansión y congestión en algunos nodos.

Las resoluciones también aclaran el tratamiento para autogeneradores sin excedentes, quienes no requerirán autorización formal de conexión ante la UPME, aunque deberán cumplir todos los requisitos técnicos, operativos y de seguridad exigidos por la regulación vigente y el RETIE.

Uno de los puntos que generaba mayor debate era el contrato de respaldo. Desde la perspectiva de Suárez Lozano, la exigencia no constituye una barrera estructural sino una fase de consolidación del mercado.

“Es poco a poco. No los veo como barreras; los veo como mecanismos de maduración del mercado”, afirmó.

Con estas dos resoluciones, Colombia avanza hacia un modelo eléctrico híbrido más sofisticado, donde conviven subastas centralizadas, generación tradicional y autogeneración remota bajo reglas homogéneas.

La publicación simultánea de ambas normas no solo ordena técnicamente el mercado. Marca un punto de inflexión: la demanda corporativa deja de ser un actor pasivo y pasa a integrarse formalmente en la planeación y operación del sistema eléctrico nacional.

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Acciona pide replicar la agilidad alemana en permisos y revisar el PNIEC en España

Acciona pone el foco en la agilidad regulatoria como condición estructural para sostener nuevas inversiones renovables en España.

Durante su intervención en FES Iberia 2026, Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de ACCIONA, señaló a Alemania como referencia en materia de permisos y planificación energética, y planteó la necesidad de revisar el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para adaptarlo a la realidad actual del mercado.

“La parte de la permisología renovable es algo estratégico dentro del sistema alemán, con lo que no se duda que se puede hacer. Tú lo haces y luego se pregunta, que quizás eso también tiene un punto de abusividad en un momento dado, pero la realidad es que están desarrollando y que están implementando renovables, tanto eólica, fotoovoltaica, como baterías, de una forma especialmente ágil», analizó.

«Y me quedo con que sí existen sistemas que pueden permitir que esa permisología, donde nos estancamos y donde todos hemos reflejado que es una caja negra con la cual no podemos predecir cuándo tenemos que estar», agregó.

Reviva FES Iberia 2026

En contraste, en el mercado español el desarrollo de proyectos continúa enfrentando demoras persistentes. Esteban reconoce que se trata de un problema largamente señalado por el sector y aún sin resolver. “Se ha tardado demasiado en desarrollar plantas energéticas renovables y eso no ha tenido una mejoría especial”, sostuvo.

El planteo, sin embargo, va más allá de la tramitación administrativa. El ejecutivo introduce un concepto central para cualquier inversor institucional: la predictibilidad regulatoria. Los activos renovables requieren décadas para amortizarse y operar bajo marcos estables.

“Hacemos cosas que tardan mucho tiempo en hacerse, mucho tiempo en desarrollarse y luego que tienen que durar muchísimo tiempo”, remarcó.

La falta de esa estabilidad, explicó, genera debate permanente en los comités de inversión respecto a “qué invertir, dónde invertir y en qué invertir”, especialmente cuando se trata de compromisos financieros a 30 años. En esa línea, la actualización del PNIEC se vuelve ineludible. El directivo considera que el documento quedó desalineado respecto al contexto actual del mercado.

“Me encantaría que se revisara el PNIEC a un entorno más realista. Creo que se ha quedado desfasado”, afirmó.

Y aunque reconoció la complejidad del contexto político y electoral, insistió en que el sector necesita una hoja de ruta clara que permita proyectar decisiones estratégicas.

Mientras tanto, el sistema eléctrico enfrenta una nueva tensión estructural: la congestión en el acceso de la demanda. Si en años anteriores el foco estaba puesto en habilitar generación, hoy el desafío se traslada al consumo, según apuntó el ejecutivo.

En el lado de la demanda estamos justo donde estábamos antes, hay una barbaridad de solicitudes de conexión de demanda”, advirtió.

Por lo que resolver ese cuello de botella es clave para dimensionar la siguiente ola de inversiones, a tal punto que el especialista lo remarcó como “crítico» para la evolución de la electrificación y para entender qué tecnologías deberán incorporarse en función de los consumos futuros.

En este contexto, ACCIONA adopta una estrategia prudente en el mercado español. La compañía prioriza repotenciaciones, y prueba de eso es la reciente repotenciación del parque eólico Tahivilla, de 84,4 MW, en Tarifa, cuya puesta en marcha está en fase final. La operación refleja una apuesta por optimizar capacidad instalada y capturar mayor eficiencia antes de asumir nuevos desarrollos en un entorno regulatorio aún incierto.

En fotovoltaica, el enfoque es selectivo. “La fotovoltaica, estamos hiper oportunistas”, explicó Esteban, señalando que solo avanzan proyectos con alto nivel de seguridad. El despliegue, añade, se da “con relativa calma”.

Por otro lado, Esteban explica que la compañía analiza en detalle las hibridaciones sobre activos existentes antes de avanzar en nuevas inversiones; decisión que responde a evaluaciones técnicas y financieras exhaustivas.

Si bien las baterías se presentan como solución a la sobrepenetración solar, el directivo cuestiona la asignación actual de riesgos.

Estamos pagando el pato de que el sistema no ha funcionado”, afirmó, al referirse a inversiones adicionales que los generadores deben incorporar para proteger sus activos principales frente a desequilibrios del mercado.

Desde su perspectiva, el esquema requiere una revisión profunda. “Eso hay que dar una vuelta más conceptual de fondo”, remarcó, planteando la necesidad de redefinir el rol del almacenamiento y su encuadre dentro de la cadena de valor eléctrica, particularmente en relación con transmisión y operación del sistema.

Con presencia en Estados Unidos, España, República Dominicana, Chile, Sudáfrica, Italia, Croacia, Filipinas, Tailandia y Australia, ACCIONA aplica una estrategia tecnológica similar basada en eólica, fotovoltaica y baterías donde resultan competitivas. Sin embargo, el mensaje central trasciende geografías.

Hay que reevaluar dónde estamos, definir un nuevo plan energético”, concluyó Esteban. Para el directivo, replicar la agilidad alemana implica asumir la transición como política estratégica de Estado y dotar al sector de la previsibilidad necesaria para sostener inversión de largo plazo.

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“Por la Ley de Glaciares, la Argentina perdió 15 años de desarrollo cuprífero” 

Santiago Bulat, Flavia Royón y Juan José Aranguren, junto a Nicolás Gandini en la primera edición de la tercera temporada de Dínamo.

La modificación de la Ley Nacional de Glaciares (Ley 26.639) fue uno de los grandes ejes temáticos que monopolizó el intercambio de ideas en el debut de la tercera temporada de Dínamo – Charlas de Energía, bajo la conducción periodística de Nicolás Gandini

Consultada al respecto, la senadora nacional Flavia Royón explicó por qué resulta tan importante clarificar la normativa sancionada en 2010. “La Ley de Glaciares protege, justamente, los ambientes glaciar y periglaciar. Con los glaciares descubiertos, como el Perito Moreno, no hay discusión alguna: representan reservas hídricas estratégicas que deben cuidarse. En el ámbito periglaciar, en tanto, hay que diferenciar el caso de los llamados ‘glaciares de escombro’, que son rocas con un contenido de agua muy variable, por lo que no siempre está claro que tengan una función hídrica”, distinguió. 

En función de lo estipulado en la legislación, indicó, se encaró la realización del Inventario Nacional de Glaciares (IANIGLA) a partir de imágenes satelitales. “Sin embargo, para determinar de manera fehaciente la función hídrica de los glaciares de escombro a lo largo de la cordillera, faltaron tomas de muestras y estudios territoriales y de laboratorio que claramente son más onerosos”, advirtió. 

En ese sentido, destacó la decisión de San Juan que resolvió evaluar sus propias áreas periglaciares y logró demostrar que no tenían función hídrica. «La controversia pasa por cómo desafectar esas geoformas del inventario y si las provincias que teóricamente manejan los recursos están facultadas para llevar a cabo esa labor», señaló.

Con la adecuación de la Ley de Glaciares, resaltó, se aclarará que todo el ambiente periglaciar se encuentra protegido hasta tanto las provincias demuestren mediante evaluaciones técnico-científicas que las zonas que suscitan dudas carecen de función hídrica. “Así como está hoy, la norma incluso inhabilita hacer estudios de impacto ambiental”, cuestionó la legisladora salteña. 

Ley de Glaciares: un Frankenstein legal 

Juan José Aranguren aseguró que la Ley de Glaciares original tenía contradicciones internas en sus artículos.

A criterio de Juan José Aranguren, no debe perderse de vista que la Ley de Glaciares actual nunca fue reglamentada y que existen contradicciones internas en sus artículos. “La norma es un ‘Frankenstein’. Hay una parte que dice ‘se puede’ y otra que dice ‘se prohíbe’. Además, al ser una Ley de Presupuestos Mínimos, va en contra del artículo 124 de la Constitución Nacional, que establece que las provincias son las dueñas originarias de los recursos. Lo que ahora se está modificando -en buena hora- es devolverles a las provincias lo que la Constitución dice”, manifestó el ex ministro de Energía de la Nación. 

Obviamente, añadió, todas las decisiones deben tomarse con base en estudios que las avalen. “No creo que ninguna provincia quiera afectar sus recursos hídricos estratégicos en función de una explotación minera. Viene bien una aclaración para las zonas con glaciares de escombro, donde hay muchos emprendimientos de clase mundial cuyo desarrollo se encuentra impedido. Lo que indica la modificación de la ley es que esas zonas deben analizarse y comprobar si está bien explotarlas o no”, argumentó. 

Tal como están las cosas, advirtió, la Argentina -pese a contar con abundantes recursos- aún no tiene en marcha ningún proyecto del principal mineral de transición: el cobre. En su opinión, este escenario deriva en gran medida de las restricciones que impone la actual Ley de Glaciares, la cual carece de precedentes en el resto del mundo. 

Así lo evidencia la evolución en los últimos 15 años de la industria de Oil & Gas, que pese al cepo cambiario y los controles de precio se fue desarrollando de la mano de liberaciones parciales, como el Decreto 929 de 2013, la Resolución 46 de 2017, el Plan Gas.Ar, la Ley Bases y ahora el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)”, comparó. 

La antigua Ley de Glaciares y el tiempo perdido 

Tanto Royón como Bulat hicieron hincapié en las diferencias sustanciales de la minería en Chile y Argentina, a pesar de tener una fisonomía semejante.

Tal como sostuvo Royón, desde una perspectiva minera Chile posee una fisionomía parecida a la de la Argentina, e inclusive cuenta con más glaciares en su zona cordillerana. “Sin embargo, no tiene Ley de Glaciares. Y sus exportaciones mineras son 10 veces mayores que las nuestras”, remarcó. 

En el caso del cobre, en particular, el economista Santiago Bulat le puso cifras concretas a la brecha exportadora entre ambos países limítrofes. “Mientras que Chile exporta el recurso por u$s 55.000 millones anuales, para la Argentina ese valor es actualmente cero”, cuantificó. 

Además de no poseer una redacción clara, intervino Royón, la vigente Ley de Glaciares desconoció el marco jurídico previo, como el Código Minero (que dispone de un capítulo ambiental), la Ley General del Ambiente y la Ley de Aguas. “Teniendo en cuenta toda esa legislación preexistente, podría decirse que su sanción fue un exceso”, calificó la ex secretaria de Minería de la Nación. 

La normativa fue fruto de una negociación política, señaló Aranguren, más que de una planificación coordinada. “Bajo mi gestión quisimos reglamentarla y aportar claridad, pero ni siquiera la pudimos discutir internamente. Cada parte tenía su propio interés y había artículos que entraban en conflicto con otros”, recordó. 

En definitiva, resumió Royón, lo que se procura con la aclaración de la Ley de Glaciares es proteger el agua. “Se trata de instalar que con esta modificación legislativa se está entregando el agua, entre otras barbaridades. Lo que se busca, en verdad, es determinar dónde hay función hídrica para garantizar su protección. No se va a autorizar ninguna actividad minera que ponga en riesgo el recurso”, subrayó. 

Este paso que se está dando ahora, completó Aranguren, tiene una trascendencia fundamental. “Con los limitantes de esta ley, perdimos 15 años de desarrollo minero en la Argentina”, sentenció. 

, Lorena Alem

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MEGSA-CAMMESA: 29,9 MMm3/d para la 2Q de marzo. PPP U$S 3,14 en el GBA

El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 16/03/2026 al 29/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 39 ofertas por un volumen total diario de 29,9 millones de metros cúbicos, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,38 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,14 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST fueron desde U$S 1,91 hasta U$S 2,52 el MBTU, en tanto que fueron desde U$S 2,51 hasta U$S 3,50 el MBTU en el GBA.

Desde Neuquén llegaron 13 ofertas que totalizaron 12,0 MMm3/día. Desde Santa Cruz llegaron 8 ofertas por un total de 3,8 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego se realizaron 8 ofertas que sumaron 7,1 MMm3/día, Desde la cuenca Noroeste llegaron 5 ofertas que totalizaron 2,4 MMm3/día, y desde Chubut otras 5 ofertas por un total de 4,6 MMm3/día.

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Pluspetrol aportará USD 1 M para las Becas Gregorio Álvarez

La compañía ratifica, por tercer año consecutivo, su acompañamiento al programa educativo de la Provincia del Neuquén.

Pluspetrol firmó un nuevo convenio de adhesión al programa de Becas “Gregorio Álvarez”, por el cual destinará USD 1 millón para fortalecer esta iniciativa impulsada por el Gobierno de la Provincia de Neuquén. De esta manera, la compañía reafirma su compromiso con el desarrollo educativo provincial por tercer año consecutivo.

Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol aseguró: “El desarrollo sostenible comienza con educación. Por eso, decidimos acompañar por tercer año consecutivo las Becas ‘Gregorio Álvarez’, ya que estamos convencidos de que invertir en la formación de los jóvenes neuquinos es invertir en el futuro de la provincia y en más oportunidades de crecimiento para toda la comunidad”.

El aporte forma parte del plan de Responsabilidad Social previsto por Pluspetrol para 2026 en Neuquén, que totaliza USD 4.2 millones. Este monto incluye además USD 1 millón destinado al Instituto Vaca Muerta y el resto para programas de inversión social con foco prioritario en Añelo y Rincón de los Sauces, reafirmando el compromiso de la compañía con el desarrollo local.

Las Becas Gregorio Álvarez están dirigidas a estudiantes desde jardín de infantes hasta educación superior que demuestren necesidad económica y se encuentren cursando carreras en universidades o institutos terciarios. El programa contempla apoyo financiero para cubrir matrícula, materiales de estudio, transporte y otros gastos asociados a la formación académica.

A través de esta iniciativa, Pluspetrol consolida su estrategia de Responsabilidad Social, alineada con las políticas públicas provinciales y enfocada en generar oportunidades educativas y de desarrollo profesional para las comunidades donde desarrolla sus operaciones.

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El crudo se dispara: la tensión en Irán pone en jaque al mercado

El mercado petrolero acaba de recibir un fuerte sacudón. Este jueves, los precios del crudo saltaron más de un 3%, impulsados por un conflicto entre EE. UU. e Irán que ya no solo es retórica, sino una amenaza real a los suministros globales.

Las cifras del día

El panorama en las pantallas de trading es de un verde intenso. Para el mediodía, el Brent subía casi tres dólares situándose en $84.32 por barril. Por su parte, el WTI estadounidense dio un salto aún más agresivo del 5.89%, rozando los $79.06. Es su nivel más alto en más de un año.

Un estrecho bajo fuego y tanques vacíos

¿Por qué el pánico? La clave está en la logística. El Estrecho de Ormuz, por donde pasa una quinta parte del petróleo mundial, está prácticamente paralizado. Analistas de JPMorgan advierten que, si este bloqueo persiste, el mercado perderá unos 3.3 millones de barriles diarios en cuestión de una semana.

La situación sobre el terreno es crítica:

  • Irak ya recortó su producción en 1.5 millones de barriles porque no tiene dónde guardarlos ni por dónde sacarlos.
  • Qatar declaró “fuerza mayor” en sus exportaciones de gas; volver a la normalidad les tomará, al menos, un mes.
  • En el puerto iraquí de Khor al Zubair, un petrolero de bandera de Bahamas reportó daños en su casco tras una explosión.

El factor político: Trump entra en escena

Mientras los misiles caen cerca de Teherán y las sirenas suenan en Dubái, la política añade leña al fuego. Donald Trump declaró a Axios que planea involucrarse personalmente en la elección del próximo líder iraní, rechazando tajantemente al hijo de Jamenei. “Queremos a alguien que traiga armonía”, afirmó, comparando la situación con sus movimientos previos en Venezuela.

¿Qué significa esto para el sector?

No es solo un problema de gráficas en Wall Street. Al reducirse la oferta, los derivados del petróleo también suben: el diésel en EE. UU. ya alcanzó su precio más alto desde principios de 2023. Con casi 300 petroleros atrapados en la zona de conflicto y refinerías cerrando en Asia y Medio Oriente, la presión al alza parece lejos de terminar.

La guerra ha entrado en su sexto día y, tras el hundimiento de un buque iraní y el intercambio de misiles de esta mañana, el mundo de la energía aguanta la respiración.

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Genneia cerró financiamiento por US$ 320 millones para la construcción de 4 parques solares y almacenamiento de baterías

Genneia y BID Invest sellaron el primer tramo del financiamiento por US$ 185 millones.

Genneia, la principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país, cerró un acuerdo con el BID Invest por un financiamiento total de US$ 320 millones para la construcción de cuatro nuevos parques solares y la instalación de centrales de almacenamiento de baterías de energía eléctrica.

Genneia y BID Invest sellaron el primer tramo del financiamiento por US$ 185 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años para el desembolso completo. “Este acuerdo no solo consolida el liderazgo de Genneia en la transición energética, sino que se posiciona como un catalizador fundamental para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas”, señaló la compañía en un comunicado.

El acuerdo facilitará la ejecución de los parques solares San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW), en la región de Cuyo, y de los parques Lincoln y Junín (de 20 MW cada uno) en la provincia de Buenos Aires. Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en Buenos Aires para optimizar la estabilidad de la red frente a picos de demanda.

El alcance del financiamiento obtenido por Genneia

El acuerdo facilitará la ejecución de los parques solares San Rafael y San Juan Sur, en la región de Cuyo, y Lincoln y Junín, en Buenos Aires.

Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).

Desde Genneia explicaron que esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló que «este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable».

Genneia cuenta con un 23% del total de la potencia instalada de energías renovables, alcanzando el 21% en energía eólica y un 26% en solar. La reciente entrada en operación de los parques solares en San Rafael y Anchoris, ambos en Mendoza, y el Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, elevaron la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.580 MW. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur (129 MW).

, Redaccion EconoJournal

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Cómo la minería argentina pasó de una postura reactiva al debate enriquecedor

La industria minera local cambió su forma de comunicar y logró destrabar un debate dicotómico dejando atrás su postura reactiva.

Por Guadalupe Muñoz (*)

La comunicación institucional, en particular la que concierne a sectores con una gran interacción con el entorno ambiental y social como la minería, ha experimentado una metamorfosis profunda en los últimos cinco años en Argentina. Este cambio responde a una reorientación estratégica impulsada por el desarrollo tecnológico, la madurez del sector, la presión y el interés genuino de la sociedad de entender el impacto de la minería y la necesidad imperante de legitimación y de desmitificación de la industria.

Giro estratégico de la minería: del silencio a la transparencia activa

Históricamente, la comunicación minera solía caracterizarse por una postura reactiva, enfocada sobre todo en la defensa ante críticas y crisis. Era común que las empresas priorizaran el bajo perfil, comunicando solo lo estrictamente necesario y, a menudo, en un lenguaje técnico inaccesible. Esta estrategia, generó, además de una suspicacia y sospecha por parte de la opinión pública que sentía que algo se le ocultaba, un vacío informativo que fue rápidamente ocupado por narrativas activistas que rechazan la minería en todas sus formas, creando un ciclo de desconfianza.

Sin embargo, en los últimos cinco años, hemos observado un quiebre fundamental. Las principales compañías mineras del mundo han adoptado un modelo de comunicación proactiva y multidimensional. Este cambio se debe a varios factores convergentes:

  1. El imperativo del desarrollo: Existe en la sociedad un trade off entre la generación de empleo y la intervención en el medio ambiente, donde se vislumbra un crecimiento de las comunidades con una demanda genuina de nuevas verticales de crecimiento y generación de empleo.
  2. La visibilidad del contexto global: En un contexto geopolítico cada vez más convulsionado, el mundo demanda una forma de reserva de valor, y el oro ocupa ese espacio. Además, la minería de metales críticos (litio, cobre y plata) se ha posicionado como un pilar en la transición energética global. Esta relevancia obliga a las empresas a comunicar su rol no solo como extractores de recursos, sino como proveedores de soluciones para el cambio climático.
  3. La madurez de la comunicación institucional y la autocrítica: La experiencia demostró a las empresas mineras que la estrategia del rígido bajo perfil y el silencio informativo no sólo era ineficaz, sino perjudicial, generando un vacío ocupado, entonces, por el activismo antiminero. Este autodiagnóstico impulsó una apertura proactiva, reconociendo que la única forma de fortalecer la licencia social es a través de la transparencia y la pedagogía social.
    Las compañías asumieron el rol de explicar e incluso mostrar de qué se trata la minería, destacando los beneficios concretos que trae al desarrollo local y a nivel país, y la rigurosidad de los estándares de seguridad y regulación que la posicionan como una de las industrias más controladas. Esta comprensión de la importancia de la comunicación, como eje estratégico, es un factor clave que ha fortalecido la aceptación social de la industria.

La evidencia de la transformación: el data analytics suite (DAS)

Guadalupe Muñoz, Directora de Asuntos Corporativos LLYC Argentina

Un estudio reciente, como el Data Analytics Suite (DAS), desarrollado por la consultora de Asuntos Corporativos y Marketing LLYC para analizar la conversación digital sobre el sector, ilustra con claridad esta tendencia. La disposición de la industria a comunicar más proactivamente, favorece a la construcción de una sociedad más informada y eso a su vez favorece a que, como demuestran estos análisis, el debate público haya evolucionado hacia un escenario más constructivo y de mayor volumen de diálogo en las redes.

El DAS detalla que, si bien la conversación total aumentó en mensajes y usuarios únicos (lo que implica un incremento en los mensajes positivos), lo más relevante es que la discusión mutó de una dicotomía simple minería sí o minería no») a un debate más enriquecedor sobre cuál es la mejor manera de desarrollar la actividad en el país.

Los datos de este diagnóstico resaltan:

  • Aumento del apoyo en el debate: Las comunidades digitales aliadas a la minería incrementaron de manera significativa su volumen, pasando de aproximadamente un 35% a cerca del 47.4% de los mensajes totales en el período reciente.
  • Desacople de la negatividad: Por primera vez, el crecimiento de los mensajes positivos no arrastró un incremento en espejo de las menciones negativas, lo que demuestra una mayor aceptación de la industria y un apoyo social más consolidado.
  • Enfoque en el «cómo»: La relevancia de comunidades digitales con un discurso más especializado, nos habla de una demanda social por mayor información sobre el impacto verdadero de la minería, enfocando la discusión en el desarrollo y la implementación.

El impacto: de la dicotomía del debate, a la discusión fructífera

El resultado de esta nueva estrategia comunicacional implica una reconfiguración de la aceptación social. Si bien la oposición a la actividad sigue siendo un actor relevante y legítimo, el debate mutó de un planteo dicotómico («minería sí o minería no») a una discusión más fructífera sobre el cómo.

El sector logra, en gran medida, desplazar la narrativa desde una visión puramente productiva y resultadista, hacia una que incluye la sustentabilidad económica, social y ambiental.

Este cambio permite a gobiernos, sindicatos y proveedores incorporar la minería en la planificación de desarrollo regional sin el estigma paralizante de años anteriores.

La clave de este éxito radica en un principio fundamental que debe perdurar: la comunicación no es un mero departamento de prensa. Es una función estratégica, un driver de la licencia social. Las empresas que entienden que el proyecto no empieza cuando se inicia la exploración, sino cuando se entabla el primer diálogo honesto y transparente con los distintos públicos de interés, son las que hoy lideran la nueva era de la minería en Argentina. La tarea ahora es sostener y profundizar esta confianza a largo plazo.

(*) Directora de Asuntos Corporativos LLYC Argentina

, Guadalupe Muñoz

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Hidroeléctricas: El Gobierno resolvió controversias con Gezhouba para reactivar obras en Santa Cruz

Por Santiago Magrone

El ministerio de Economía anunció que “en el marco de la reunión de Directorio, Energía Argentina S.A. (ENARSA) acordó la resolución de controversias con los contratistas a fin de emprender la reanudación de las obras de construcción de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz”, que fueran adjudicadas y encaradas durante el segundo gobierno de Cristina Fernández, y que acumulan un muy fuerte retraso respecto de los cronogramas originales.

El entendimiento alcanzado ahora mediante la firma de una nueva Adenda en el contrato con la firma adjudicataria, que encabeza la empresa china Gezhouba, 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 (la otra es la represa Néstor Kirchner), 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”, explicó el Ministerio de Economía de la Nación.

Las represas (cuya denominación histórica eran Condor Cliff y La Barrancosa) fueron proyectadas para el aprovechamiento hidroeléctrico de Río Santa Cruz y su aporte al Sistema Interconectado Nacional. Su concreción implicaba incrementar 12 por ciento la potencia instalada hidroeléctrica del país al sumar 360 MW (JC) y 950 MW (NK).

Fueron licitadas en 2013 y su construcción contaba con amplio financiamiento de bancos de China, debían estar listas en 2023. Sin embargo, decisiones adoptadas durante administraciones anteriores, en particular durante el gobierno de Mauricio Macri frenaron su ejecución. De hecho se procuró desplazar del proyecto a socios locales (Electroingeniería).

El consorcio adjudicatario para la construcción de las dos usinas hidroeléctricas es la Unión Transitoria de Empresas (UTE) liderada por la china Gezhouba Group (54 %), junto con la argentina Eling Energía (36 %) y Hidrocuyo (10 %).

“El proceso quedó atravesado por incumplimientos contractuales (el Estado argentino debía realizar aportes parciales), 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. Desde 2016 no se había cumplido el contrato, ni se habían efectuado redeterminaciones de precio”, describe ahora el gobierno.

Y agrega que “como consecuencia, la contratista (que venía realizando fuertes desembolsos) acumuló reclamos por más de U$S 700 millones, mientras que entre ambas represas sólo se ejecutaron aproximadamente U$S 1.800 millones. Para completar las dos obras, se estima que aún se requieren U$S 5.000 millones de inversión”, calculó Economía. Al momento de la licitación y adjudicación del proyecto se calculó una inversión total de 4.700 millones de dólares.

“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 1.860 GWH al Sistema Argentino Interconectado (SADI), con una potencia instalada de 360 MW”, se puntualizó. Pero no se precisó que ocurrirá con la otra central hidroeléctrica.

Economía indicó que “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”. Esta afirmación sugiere además un cambio del criterio original de rechazo por parte de la Administración Milei respecto de la relación política y económica con China.

El país asiático, cabe recordar, habilitó hace varios años un Swap financiero en favor de la Argentina. En abril de 2025, renovó por 12 meses una línea activa por el equivalente a U$S 5.000 millones. Vale decir que en las próximas semanas China decidirá si vuelve a renovarlo. Por este mecanismo, el Banco Popular de China entrega yuanes al Banco Central, y a cambio recibe pesos argentinos. El esquema favorece la acumulación temporal de reservas en el BCRA.

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Genneia cierra un acuerdo con BID Invest por hasta USD 320 millones en nuevos desarrollos renovables en Argentina

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Genneia, la compañía líder en energías renovables de Argentina, y BID Invest anunciaron la firma de un acuerdo de financiamiento por USD 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta USD 320 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años. Este acuerdo no solo consolida el liderazgo de Genneia en la transición energética, sino que se posiciona como un catalizador fundamental para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas.

Esta inversión facilitará la ejecución de 4 Parques Solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires. Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.

Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).

Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.

“Este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable”, destacó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

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Vaca Muerta: Santa Fe firma un convenio con Neuquén para promover el desarrollo de proveedores

En el marco del trabajo iniciado por el Ministerio de Desarrollo Productivo, para que empresas santafesinas puedan ser proveedoras de servicios e insumos en Vaca Muerta el gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, viajará a Neuquén junto a más de 20 industriales para avanzar en acuerdos que posibiliten la promoción del desarrollo industrial en el sector depetróleo y gas, producción y turismo.

En la oportunidad, el mandatario santafesino firmará un convenio de cooperación con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, con el objeto de promover el desarrollo de proveedores, capacitación mutua e intercambio de tecnologías.

Networking y visita a YPF

La agenda, coordinada por el Centro Pyme-Adeneu de Neuquén, incluye luego del acto un networking con industriales santafesinos y neuquinos, para buscar posibles proveedores para ambas provincias.

Además, el viernes funcionarios e industriales santafesinos visitarán el yacimiento Loma Campana de YPF.

Al inicio de la gestión, el gobierno santafesino creó la Mesa de Gas, Petróleo y Minería, que reúne a alrededor de 350 empresas santafesinas que trabajan con el sector.

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Vaca Muerta alcanzó su récord histórico en febrero con 2.371 etapas de fractura impulsadas por el petróleo

Vaca Muerta

Vaca Muerta vivió en febrero uno de sus momentos más destacados, al registrar un total de 2.371 etapas de fractura, la cifra más alta para un segundo mes del año en la historia de esta formación shale. Este dato refleja la velocidad con la que se están poniendo en producción nuevos pozos no convencionales en la cuenca neuquina.

El informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, para la Fundación Contactos Energéticos, revela que el 80,5% de estas fracturas correspondieron a pozos destinados a la extracción de petróleo, mientras que el 19,5% restante se enfocó en gas natural. Esta predominancia del sector petrolero resulta llamativa, ya que en este período del año suele aumentar la actividad gasífera para preparar la oferta de cara al invierno.

Con esta marca, febrero se posiciona como el mes con mayor actividad en la historia de Vaca Muerta, que acumula más de una década de desarrollo en el sector shale. En comparación con febrero de 2025, la actividad creció un 19,86%. Por otro lado, frente a enero de 2026, cuando se registraron 2.401 etapas, la baja fue del 1,25%, equivalente a 30 fracturas menos, atribuida a la menor cantidad de días del mes.

Respecto al desempeño de las operadoras, YPF lideró claramente la actividad con 1.087 etapas de fractura, casi la mitad del total de febrero, consolidándose como el principal impulsor del desarrollo no convencional en la región. Le siguieron Pluspetrol con 293 punciones, Vista Energy con 284, y Pampa Energía con 238 fracturas, esta última concentrada en el área Rincón de Aranda, enfocada en el segmento petrolero.

Completaron la lista de operadoras activas Tecpetrol con 174 etapas, TotalEnergies con 140, Pan American Energy con 90, Shell con 54 y Phoenix Global Resources con 11, mostrando un panorama diversificado pero dominado por las principales compañías del sector.

En paralelo, la escalada del conflicto entre Estados Unidos e Irán ya está impactando en los precios internacionales del petróleo. El analista José Luis Sureda advirtió que, si esta tensión se prolonga, el barril podría acercarse a los 100 dólares, un escenario que tendría repercusiones importantes para la Cuenca del Golfo San Jorge y la propia Vaca Muerta.

Por otro lado, la provincia de Río Negro se posiciona como una salida estratégica para la producción de Vaca Muerta, gracias a proyectos como VMOS y Argentina LNG. La reciente visita del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, a la costa rionegrina, reavivó el debate sobre el avance del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y la definición pendiente respecto al proyecto Argentina LNG. Con obras en marcha y decisiones de inversión en proceso, la Patagonia norte se convierte en el eje central del nuevo esquema exportador de la cuenca.

En el discurso de apertura de sesiones del 1 de marzo, el presidente Javier Milei destacó el potencial de Vaca Muerta al mencionar al “Gran Neuquén” como una futura metrópolis, proyectar un salto exportador del complejo energético y anticipar una expansión de la minería con nuevas inversiones. También anunció un año de reformas y planteó la posibilidad de extender el régimen de incentivos a toda la economía.

Finalmente, YPF anunció una inversión récord de 6.000 millones de dólares, con un foco del 70% en Vaca Muerta. La petrolera aspira a alcanzar una producción de 215.000 barriles diarios y consolidar proyectos exportadores de gas natural licuado y crudo hacia la costa atlántica, apuntalando la relevancia estratégica de esta formación para el futuro energético del país.

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Se reactiva la construcción de la represa Jorge Cepernic en Santa Cruz

ENARSA formalizó un acuerdo con las empresas contratistas para retomar la construcción de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz, cuya finalización requiere de una inversión de US$5.000 millones.

La medida busca destrabar un proyecto que se encontraba virtualmente detenido por conflictos contractuales y financieros acumulados durante años. El plan de trabajo establece como prioridad la represa Jorge Cepernic, que es la obra con mayor grado de avance dentro del complejo.

Actualmente, este frente registra una ejecución del 46%, lo que permite proyectar resultados en un plazo menor en comparación con el resto de las instalaciones.

El proyecto original fue licitado en el año 2013 con una fecha de finalización prevista para 2023, plazo que no se cumplió debido a sucesivas interrupciones en la obra.

El estancamiento de los trabajos generó una deuda significativa para el Estado nacional. Según los registros oficiales, las empresas contratistas acumularon reclamos por un monto superior a los US$700 millones.

“La ejecución quedó atravesada por incumplimientos contractuales y falta de actualizaciones de precios frente al aumento de costos”, señala el informe sobre las causas de la parálisis.

Hasta el momento, la inversión ejecutada en ambas represas asciende a US$1.800 millones de dólares. Para completar la totalidad del complejo hidroeléctrico, se estima que se requiere una inversión adicional de US$5.000 millones.

La nueva planificación prevé que la central Jorge Cepernic entre en funcionamiento en el año 2030. Una vez operativa, esta represa contará con una potencia instalada de 360 MW y aportará 1.860 GWh anuales al Sistema Argentino Interconectado (SADI).

El acuerdo alcanzado por ENARSA se produce en un contexto de regularización del sector energético nacional. “El entendimiento alcanzado busca ordenar un conflicto que se arrastraba desde hace años y que había frenado el avance del proyecto”, señaló el parte oficial.

Desde el año 2016, no se habían realizado las redeterminaciones de precios estipuladas en los contratos originales, lo que derivó en la detención de las máquinas.

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Putin amenaza con dejar sin gas a Europa

Rusia podría dejar de suministrar gas natural a los países de la Unión Europea (UE) antes de lo previsto por razones de conveniencia comercial, afirmó el presidente ruso, Vladímir Putin, en una entrevista.

Los países de la UE “planean introducir nuevas restricciones a la compra de gas ruso en el plazo de un mes y, en el plazo de un año, endurecerlas hasta llegar a una prohibición total”, señaló Putin.

“Ahora se están abriendo otros mercados. Tal vez sería más rentable para nosotros detener ya mismo los suministros al mercado europeo y consolidarnos en nuevas direcciones de exportación”, apuntó.

Aclaró además que “no hay ningún trasfondo político en esto”; al mismo tiempo, subrayó que se trata solo de “reflexiones en voz alta” y no de una decisión ya tomada, informó la agencia Xinhua.

El recuerdo de una sanción

En enero, el Consejo de la Unión Europea aprobó una prohibición a las importaciones de gas ruso por gasoducto y de gas natural licuado (GNL) hacia la UE. La prohibición total entrará en vigor a partir de enero de 2027 para el GNL y desde el otoño de 2027 para el gas por gasoducto.

Según el consejo, Rusia representó alrededor del 13 % de las importaciones totales de gas de la UE en 2025, considerando conjuntamente el gas por gasoducto y el GNL. 

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YPF Luz superó sus objetivos anuales en el último anuncio de resultados

El EBITDA ajustado creció 19% interanual hasta USD 427,5 millones en 2025, impulsado principalmente por la contribución de todo el año del parque eólico General Levalle, que alcanzó la plena operación comercial en 4T24, una mayor disponibilidad y generación en nuestra central térmica Central Dock Sud (“CDS”), una mayor disponibilidad en el Complejo Tucumán, el retorno al servicio de la central térmica Loma Campana I, mayores precios de la energía para nuestros activos térmicos en el mercado spot y un margen adicional derivado del nuevo régimen regulatorio de autoabastecimiento de combustible.

En el 4T25, el EBITDA ajustado creció 18% interanual hasta USD 116,4 millones, explicado por mayor disponibilidad y despacho en CDS y el Complejo Tucumán, y por la contribución del parque eólico General Levalle operando durante todo el trimestre.

La capacidad instalada creció 3% interanual hasta 3.497 MW en 2025, principalmente por la habilitación comercial parcial de hasta 100 MW del parque solar El Quemado en diciembre 2025.

La generación de energía aumentó 8% interanual en 2025, impulsada principalmente por la contribución de todo el año del parque eólico General Levalle, el retorno a operación de la central térmica Loma Campana I y un mayor despacho de energía en las centrales térmicas CDS y El Bracho. Esto fue parcialmente compensado por un menor despacho en la central térmica Loma Campana II, debido a una menor demanda, y en la planta de Cogeneración La Plata I (“LPC I”), como consecuencia de una menor disponibilidad.

Las inversiones totalizaron USD 280,4 millones en 2025, lo que representa un incremento del 34% respecto de 2024, principalmente destinadas a los proyectos en construcción, en línea con el avance a lo largo del año del parque eólico Cementos Avellaneda (“CASA”) y del parque solar El Quemado.

En este sentido, en diciembre de 2025, el parque solar El Quemado alcanzó su habilitación comercial parcial por una capacidad neta de hasta 100 MW, sobre una capacidad instalada total esperada de 305 MW, mientras que el parque eólico CASA alcanzó su habilitación comercial en febrero de 2026, con una capacidad instalada de hasta 63 MW.

El flujo de caja libre fue positivo por USD 48,7 millones en 2025, en comparación con USD 59,3 millones en 2024, ya que el mayor flujo de caja operativo y los menores pagos de intereses y otros costos financieros fueron más que compensados por un mayor capex. No obstante, el ratio de endeudamiento neto se redujo a 1,77x desde 1,98x en el año anterior, dado que el aumento del EBITDA más que compensó el mayor nivel de deuda neta.

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Dioxitek: cómo avanza la inversión de US$14 millones para mantener operativa la planta de dióxido de uranio en Córdoba

La planta de dióxido de uranio de Dioxitek en Córdoba.

Dioxitek lleva erogados casi 700 millones de pesos dentro de un plan de inversión a cinco años valuado en US$ 14 millones para sostener e incrementar la producción en su planta de dióxido de uranio en Córdoba. La empresa espera este año batir un nuevo récord de producción anual, alcanzando las 200 toneladas de dióxido de uranio.

La empresa estatal que produce dióxido de uranio para los combustibles de las centrales nucleares argentinas concluyó el año pasado 12 proyectos con una erogación de $ 682.912.907, según el plan de inversión visto por EconoJournal. La inversión prevista durante 2026 superará los 6000 millones de pesos.

El plan de inversión tiene relación directa con la solicitud realizada el año pasado a la municipalidad de Córdoba para continuar operando por ocho años más mientras finaliza la Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa.

El plazo permitirá amortizar esta importante inversión de Dioxitek en la planta en Córdoba, que es vital para asegurar la generación nucleoeléctrica nacional y que emplea a más de un centenar de trabajadores cordobeses.

Precisamente, una de las centrales nucleares es Embalse, emplazada también en Córdoba, en donde el Estado nacional invirtió más de US$ 2000 millones para su extensión de vida hasta 2045. Embalse representa el 40% o más de la generación eléctrica cordobesa anual según datos de CAMMESA.

Dioxitek invertirá en Córdoba más de 7000 millones hasta 2027

Dioxitek produjo 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025, estableciendo un nuevo récord anual.

El plan de inversión global de Dioxitek en su planta de dióxido de uranio en Córdoba prevé una primera inversión de 7.148.156.943 de pesos (sin IVA) en un total de 50 proyectos hasta abril de 2027.

Unos $ 682.912.907 ya fueron erogados en 12 proyectos finalizados durante 2025. El principal gasto fue en la compra de Equipamiento Analítico de Caracterización, con $ 299.384.325 invertidos.

Por el lado de los proyectos en ejecución, la empresa estará invirtiendo $ 3.012.744.036 solo hasta junio de 2026. De los 19 proyectos en ejecución únicamente quedan 5 en proceso de licitación y/o adjudicación. La erogación más importante será de $ 558.000.000 en Espectrometría ICP-MS Biológica.

Finalmente, existen otros 19 proyectos planificados que se ejecutarán prácticamente durante la segunda mitad de 2026 y que demandarán una inversión de $ 3.452.500.000. La mayor erogación será en la Extensión Área Homogeneización, con una inversión de $ 445.000.000 y un plazo de culminación en septiembre de 2026.

Según la diagramación actual, el proyecto de Evaluación, adecuación y puesta en marcha planta de osmosis será el último en ser concluido, para abril de 2027.

La inversión en Córdoba es posible gracias al saneamiento económico de la empresa, centrado en la nueva tarifa Dioxitek cobra a Nucleoeléctrica Argentina desde 2024 por el servicio de conversión de concentrado a dióxido de uranio. Es un pilar del modelo de negocio que se implementó en Dioxitek para sanear la empresa y hacerla rentable.

Gracias a ese plan, la empresa informó un récord de producción de 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025 y que espera volver a batir este año.

Córdoba exige un plan de inversiones concreto en la negociación con Dioxitek

Dioxitek y la municipalidad de la ciudad de Córdoba negocian ante la Justicia Federal de Córdoba un nuevo acuerdo para que la planta productora de dióxido de uranio pueda seguir operando por al menos ocho años más. Es el plazo que la empresa estatal solicitó para seguir garantizando la provisión de dióxido de uranio y terminar la construcción y puesta en operación de la nueva planta en Formosa.

El pedido ante el Juzgado Federal fue formulado el año pasado por el actual gerente general de Dioxitek, Rodrigo Martín. “Se logró hacer con la mejora del dióxido de uranio, mejoras tanto preventivas para la planta de Córdoba, como para la planta de Formosa, para lograr en un futuro cercano, su culminación. Vemos un horizonte de ocho años para lograr mover la planta de Córdoba a la planta de Formosa”, dijo Martín, según consta en un acta judicial de septiembre pasado vista por EconoJournal.

La empresa aduce que necesita ese plazo para amortizar la inversión que esta realizando en Córdoba y en terminar la nueva planta, un planteo que habia sido reconocido por la municipalidad, siempre sujeto a una mudanza definitiva a Formosa.

Sin embargo, el intendente Daniel Passerini sorprendió esta semana con declaraciones en contra del nuevo plazo solicitado por la empresa. «Lo que hace falta es que el Gobierno nacional termine las obras en Formosa. No vamos a autorizar nada si no hay un plan de inversiones concreto«, dijo el intendente.

El Secretario de Asuntos Nucleares y ex presidente de la firma, Federico Ramos Napoli, defendió el plan de inversión. «Dioxitek asumió el enorme desafío de, en apenas dos años, superar más de una década de abandono total. En un momento delicadísimo en materia económica para la compañía, se apostó por el orden y la producción y, optimizando recursos, se logró un masivo plan de inversión cuyos resultados son más que alentadores«, publicó Ramos Napoli en su cuenta de X.

Dioxitek lleva más de una década operando bajo el paraguas de un acuerdo judicial que ha sido prorrogado en más de una oportunidad y que venció en diciembre. De no llegar a un nuevo acuerdo, Dioxitek debería cerrar su planta en Córdoba, con la consecuente pérdida de unos 150 puestos de trabajo y los riesgos para la continuidad de la generación nuclear de todo el país.

, Nicolás Deza

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Vista duplica exportaciones y acelera su curva de producción: la historia en movimiento de la petrolera que más crece en Vaca Muerta

Vista cerró 2025 convertida en la compañía que más rápido crece en Vaca Muerta y en uno de los actores que mejor expresa el nuevo ciclo exportador del shale argentino. Lo que empezó como un proyecto independiente hace apenas unos años hoy se transformó en una operación de escala, con producción récord, inversiones históricas y un salto exportador que la posiciona como un jugador central en la generación de divisas.

La empresa terminó el año con 135.414 barriles equivalentes diarios en el cuarto trimestre, un aumento del 59% interanual, impulsado por la puesta en marcha de 74 pozos nuevos. En el promedio anual, la producción creció un 66%, hasta 115.479 boe/d, un ritmo que no registra equivalentes recientes en la cuenca neuquina.

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Una expansión que se acelera: inversión, escala y eficiencia

El crecimiento no fue casual. Vista ejecutó en 2025 un plan de inversiones de USD 1.331 millones, que elevó su inversión acumulada en el país a más de USD 6.500 millones. Ese despliegue permitió ampliar producción, incorporar tecnología y reducir costos: el lifting cost cayó a USD 4,1 por barril en el último trimestre, un 8% menos que en el período previo.

La adquisición del 50% de La Amarga Chica fue otro punto de inflexión. El bloque, ubicado en una de las zonas más prolíficas de Vaca Muerta, le dio a la compañía una plataforma adicional para sostener su curva de crecimiento.

El salto exportador: un nuevo rol en la generación de divisas

El dato que terminó de definir el año fue el salto exportador. Vista vendió al exterior 22,2 millones de barriles, un incremento del 109% interanual, que representó el 61% de sus ventas totales. Ese volumen generó más de USD 1.400 millones en divisas y consolidó a la compañía como uno de los principales aportantes privados de dólares de la economía.

El perfil exportador ya no es un complemento: es el eje de su estrategia. La empresa opera con escala, eficiencia y contratos internacionales que la integran a cadenas globales de refinación, en un momento en que el shale argentino empieza a ganar presencia sostenida en mercados externos.

Historia en movimiento: el caso testigo del nuevo ciclo energético

La trayectoria de Vista en 2025 sintetiza la dinámica del sector en tiempo real:

• Producción en expansión acelerada (+66% anual).

• Inversiones sostenidas que superan los USD 6.500 millones acumulados.

• Eficiencia operativa creciente, con costos en baja.

• Reservas en aumento (+57%, hasta 588 millones de boe).

• Exportaciones que ya superan el 60% del volumen vendido.

• Ingresos en alza (USD 2.444 millones, +48%).

• EBITDA robusto (USD 1.596 millones, margen del 65%).

Vista se convierte así en un caso testigo del nuevo ciclo energético argentino: empresas que crecen rápido, exportan más, amplían reservas y reducen costos, en un ecosistema donde Vaca Muerta dejó de ser promesa para convertirse en motor económico.

Qué viene ahora

La compañía anticipa que 2026 será otro año de expansión, con más pozos, más exportaciones y un foco creciente en eficiencia y sustentabilidad. El desafío será sostener el ritmo en un contexto donde la infraestructura —oleoductos, plantas, puertos— todavía corre detrás de la producción.

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 Más competencia, nuevos inversores y el desembarco de Chevron: el negocio de las estaciones de servicio entra en su mayor reconfiguración en 15 años

El negocio de las estaciones de servicio atraviesa una transformación profunda impulsada por tres movimientos simultáneos: el regreso del interés inversor, la llegada de nuevas marcas al mercado y el desembarco de Chevron en el downstream argentino a través de Dapsa, un acuerdo que podría derivar en un rebranding masivo de su red de 200 estaciones.

La combinación de estos factores abre un escenario de competencia inédita en un sector históricamente dominado por YPF, Shell y Axion.

El atractivo del negocio volvió a crecer por la estabilidad de la demanda, la mejora de los márgenes y la expansión de servicios complementarios como tiendas, gastronomía y programas de fidelización. Operadores independientes y grupos regionales evalúan asociarse a nuevas banderas, mientras inversores privados vuelven a mirar al sector como un activo de flujo estable y con potencial de crecimiento.

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Impacto en el sector: un nuevo mapa competitivo para el downstream

1) El desembarco de Chevron cambia el tablero

El acuerdo entre Dapsa y Chevron marca el movimiento más disruptivo del año en combustibles. La alianza incluye integración logística, expansión regional y la posibilidad concreta de que las estaciones Dapsa adopten la marca Texaco, lo que implicaría el regreso de una bandera histórica al mercado argentino.

Dapsa aporta infraestructura estratégica:

• terminal portuaria en Dock Sud con capacidad de almacenamiento,

• oleoductos conectados a refinerías,

• participación relevante en lubricantes,

• y una red de estaciones con presencia nacional.

La llegada de Chevron al canal minorista completa su presencia en toda la cadena energética: exploración, producción, logística y ahora retail.

2) Más competencia y nuevas marcas en el mercado

El sector vive una apertura que no se veía desde hace más de una década. Las estaciones buscan mejores condiciones comerciales, contratos más flexibles y logística más eficiente. Nuevas banderas —locales e internacionales— analizan ingresar aprovechando la demanda estable y la necesidad de renovación de imagen en muchas bocas de expendio.

Esto genera:

• presión competitiva sobre las grandes marcas,

• mejoras en precios mayoristas,

• inversiones en imagen y servicios,

• y un mercado más diversificado.

3) El negocio vuelve a atraer inversores

La estabilidad del consumo de combustibles, incluso en ciclos recesivos, volvió a posicionar a las estaciones como un activo atractivo.

Los factores que impulsan el interés:

• márgenes más previsibles,

• digitalización (apps, fidelización, medios de pago),

• crecimiento de tiendas y gastronomía,

• posibilidad de asociarse a nuevas banderas con mejores condiciones.

Para operadores independientes, este es un momento clave para renegociar contratos o evaluar cambios de marca.

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La brasileña DTA Engenharia irrumpe en la licitación de la Hidrovía y altera el equilibrio del negocio más grande del país

La aparición de DTA Engenharia, una de las mayores dragadoras de Brasil, reconfiguró la competencia por la concesión de la Hidrovía Paraná–Paraguay, un contrato estimado en USD 15.000 millones a 25 años. Hasta ahora, el negocio había sido dominio casi exclusivo de las firmas belgas Jan de Nul y DEME, pero la entrada del actor brasileño introduce un componente geopolítico y competitivo inesperado.

DTA, presidida por João Acácio Gomes de Oliveira Neto, opera en casi todos los puertos de Brasil y promete abrir una oficina en Argentina, invertir localmente y construir dragas en el astillero Río Santiago si resulta adjudicataria .

La licitación exige un nivel técnico y financiero muy alto: patrimonio neto superior a USD 300 millones, facturación anual mayor a USD 450 millones, experiencia en dragado por encima de USD 300 millones en los últimos tres años, disponibilidad de seis dragas de succión y capacidad mínima de 500.000 m³ mensuales de dragado. Solo tres empresas lograron cumplir esos requisitos: Jan de Nul, DEME y DTA Engenharia .

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Impacto en el sector: un nuevo jugador altera la dinámica del negocio logístico más estratégico del país

La irrupción de DTA Engenharia tiene efectos directos sobre el ecosistema portuario, logístico y político argentino:

• Aumenta la competencia real en un mercado históricamente dominado por Bélgica, lo que podría mejorar precios y condiciones técnicas.

• Introduce un factor geopolítico regional: Brasil busca expandir su influencia en infraestructura fluvial sudamericana, mientras la relación Milei–Lula atraviesa tensiones.

• Reaviva el debate industrial: la propuesta de construir dragas en Río Santiago podría generar empleo local y sumar presión política en la evaluación de ofertas.

• Eleva el estándar técnico: la presencia de un tercer competidor obliga a las empresas tradicionales a reforzar flota, capacidad operativa y propuestas de innovación.

• Impacta en la competitividad exportadora: la Hidrovía mueve el 80% de las exportaciones agroindustriales, por lo que cualquier cambio en costos o eficiencia repercute en toda la cadena.

.

La concesión, bajo el esquema de obra pública con peaje y sin aval del Estado, será adjudicada a riesgo empresario. El ganador controlará el mantenimiento del corredor desde el km 1.238 del Paraná hasta el km 239,1 del canal Punta Indio, la vía navegable más crítica del país .

La entrada de DTA no solo amplía la competencia: cambia el tablero. Por primera vez en décadas, el negocio no está definido entre dos gigantes europeos, sino que incorpora un actor regional con ambiciones industriales y presencia operativa masiva en Brasil.

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El petróleo sube 22% y el GNL 77% por la guerra: el dato que reconfigura el tablero energético argentino

El salto simultáneo del petróleo (+22%) y del GNL (+77%) tras la escalada bélica en Medio Oriente se convirtió en el dato más relevante de la semana para la economía argentina.

La paralización del Estrecho de Ormuz, por donde circula cerca del 20% del crudo y del GNL mundial, y los ataques a infraestructura energética en Arabia Saudita y Qatar explican la suba abrupta de precios. El Brent pasó de USD 68 a USD 83,16, mientras que el TTF europeo saltó de USD 31 a USD 55,60/MBTU.

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Clave estratégica: transmisión casi directa a la economía argentina

Desde la aprobación de la Ley Bases en 2024, los precios internos de combustibles y gas están alineados a referencias internacionales, lo que implica una transmisión casi inmediata del shock externo. Según el informe de AGKC, el impacto se sentirá en tres frentes:

• Combustibles: presión alcista en surtidores y mayor costo del gasoil para transporte y logística.

• Tarifas de gas: el GNL más caro encarece la importación invernal y tensiona subsidios.

• Electricidad: las centrales térmicas que usan combustibles importados verán subir sus costos.

Impacto en el sector: ganadores y perdedores

El shock de precios genera un escenario mixto para el país:

• Provincias petroleras: Neuquén y la Cuenca del Golfo recibirán más regalías e Ingresos Brutos, acompañando la suba del Brent.

• Productores de crudo: las petroleras mejoran márgenes por ventas internas y exportaciones.

• Consumidores y pymes: enfrentan un nuevo foco inflacionario importado.

• Vaca Muerta: el efecto es marginal en producción; el límite no es el precio sino la capacidad de transporte (VMOS para crudo y gasoductos para gas).

Lectura estratégica para Argentina

El shock global expone la vulnerabilidad estructural del país:

• depende de GNL importado para cubrir picos invernales,

• tiene infraestructura limitada para evacuar gas y petróleo,

• y opera con precios internos dolarizados.

Pero también abre una ventana: países productores confiables pueden ganar espacio en mercados tensos. Con producción por encima de 900.000 barriles diarios, Argentina podría aprovechar la volatilidad para fortalecer exportaciones de crudo y, a partir de 2027, de GNL.

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 Neuquén lanza líneas de crédito con tasas preferenciales y busca fortalecer a las empresas locales en un mercado cada vez más competitivo

Neuquén presentó un nuevo paquete de líneas de crédito con tasas preferenciales orientadas a empresas, MiPymes y productores, con el objetivo de mejorar la competitividad del entramado productivo provincial en un contexto donde la presión de proveedores nacionales y extranjeros —especialmente en torno a Vaca Muerta— es cada vez mayor.

Los créditos, otorgados por el Banco Provincia del Neuquén (BPN), ofrecen tasas que van del 28% al 36%, por debajo del promedio del mercado, y financian tanto capital de trabajo como inversión productiva.

El gobernador Rolando Figueroa planteó que la herramienta busca que “la empresa neuquina pese más”, reforzando el rol del BPN como instrumento de política económica. Las líneas incluyen opciones específicas para sectores como turismo, comercio, construcción, energía, fruticultura, producción agropecuaria y servicios vinculados a Vaca Muerta. También se anunció la creación de un fondo anticíclico para sostener la actividad en momentos de volatilidad.

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Impacto en el sector: crédito como política industrial

El paquete de financiamiento tiene efectos directos sobre la estructura productiva neuquina:

• Mejora la liquidez de PyMEs que enfrentan costos crecientes y competencia externa.

• Fortalece el compre neuquino, permitiendo que proveedores locales igualen o superen ofertas de empresas de otras provincias.

• Aumenta la capacidad de inversión en bienes de capital, tecnología y ampliación de servicios.

• Sostiene empleo en cadenas de valor vinculadas a energía, turismo y producción primaria.

En un mercado donde Vaca Muerta atrae grandes jugadores nacionales e internacionales, la disponibilidad de crédito accesible se convierte en una herramienta clave para evitar que las empresas locales queden relegadas.

Por qué esta medida es relevante para Neuquén

La provincia utiliza al BPN como palanca de desarrollo, no solo como entidad financiera. El enfoque combina financiamiento, preferencia para proveedores locales y una estrategia de fortalecimiento del tejido empresarial. Para un territorio donde la actividad energética domina la economía, contar con empresas locales competitivas es fundamental para capturar valor dentro de la provincia y no solo en las grandes operadoras.

La señal es clara: Neuquén quiere que su entramado productivo tenga más peso propio en la economía regional y en la cadena de Vaca Muerta, y está dispuesto a usar herramientas financieras para lograrlo

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Cornejo impulsa un Fondo Minero para financiar perforaciones y generar información geológica estratégica en la cordillera

El gobierno de Alfredo Cornejo avanza con la creación de un Fondo Minero provincial destinado a financiar exploración, perforaciones y estudios geológicos en la cordillera. La herramienta apunta a resolver un problema técnico de base: Mendoza tiene baja densidad de perforación histórica, lo que genera incertidumbre geológica y desalienta inversiones en cobre, potasio y oro.

El Fondo busca que el Estado asuma la etapa de mayor riesgo —la exploración inicial— para producir información geológica propia, comparable a la que ya tienen provincias como San Juan o Catamarca.

El mecanismo combinará recursos provinciales, aportes privados y financiamiento de organismos multilaterales. La operación técnica estará a cargo de EMESA, que ejecutará campañas de perforación, muestreo, análisis de laboratorio y modelado geológico.

El objetivo es generar carpetas de proyectos con datos verificables, que luego puedan ser ofrecidas a empresas interesadas en avanzar a etapas de prefactibilidad y factibilidad.

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Explicador técnico: cómo funciona el Fondo y qué cambia en la exploración

El Fondo Minero introduce tres elementos técnicos que modifican la dinámica exploratoria de Mendoza:

• Reducción del riesgo geológico: perforar permite obtener información directa del subsuelo (testigos, leyes minerales, estructuras), clave para evaluar potencial económico.

• Modelos 3D y estudios integrados: los datos de perforación se combinan con geofísica, geoquímica y cartografía para construir modelos que definan zonas de interés.

• Proyectos “bancables”: con información validada, los proyectos pueden avanzar a etapas donde ingresan fondos de inversión, bancos de desarrollo y empresas mineras.

En términos técnicos, la provincia pasa de depender de datos inferidos a producir datos medidos, lo que cambia la calidad de la información disponible y mejora la competitividad frente a otras jurisdicciones.

Por qué es relevante para el sector minero

• Mendoza deja de estar en una posición pasiva y pasa a generar su propia información geológica, un insumo crítico para atraer capital.

• La estrategia permite avanzar sin modificar la Ley 7.722, enfocándose en exploración y conocimiento del subsuelo.

• El sector privado considera que la falta de perforación es el principal freno para invertir; el Fondo apunta directamente a ese cuello de botella.

• La provincia se alinea con la agenda nacional de minerales críticos, donde el cobre es prioritario para la transición energética.

Con este movimiento, Mendoza busca reposicionarse en el mapa minero argentino y competir por inversiones en un mercado global donde la información geológica confiable es el primer requisito para cualquier proyecto serio.

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Santa Cruz sostiene su producción petrolera de 2025 y consolida una señal de tendencia en áreas maduras

Santa Cruz cerró 2025 con 7,3 millones de metros cúbicos de petróleo producidos, equivalentes a 45,9 millones de barriles, y marcó un crecimiento del 3,5% interanual en un contexto donde Argentina alcanzó su mayor nivel de producción en 38 años.

El dato es relevante porque la provincia opera casi exclusivamente sobre yacimientos maduros, donde el declino natural suele ser pronunciado. Aun así, logró sostener y mejorar su aporte, que representa casi el 15% del total nacional.

El repunte coincide con un escenario internacional de precios firmes —el Brent subió más del 10% en el último año— y con una estrategia provincial que combina incentivos fiscales, recuperación de áreas y un plan intensivo de intervención de pozos. El gobernador Claudio Vidal advirtió que, sin medidas de estímulo, “en dos años íbamos a terminar importando crudo”, y negoció una reducción de retenciones para sostener la actividad.

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Tendencia sectorial: las áreas maduras vuelven a moverse

La curva ascendente de Santa Cruz se explica por tres movimientos que empiezan a consolidarse como tendencia en el segmento convencional:

• Reactivación de áreas antes operadas por YPF, ahora en manos de siete empresas que invertirán USD 1.259 millones en seis años.

• Plan operativo 2026 con 22 pozos nuevos, 154 workovers y 1.200 pulling, clave para frenar el declino natural.

• Mayor control provincial sobre la gestión de áreas, con foco en producción, empleo y continuidad operativa.

En un país donde el protagonismo energético lo tiene Vaca Muerta, Santa Cruz muestra que el convencional todavía puede aportar volumen si se combinan inversión, incentivos y gestión activa.

Por qué esta señal importa para el mapa petrolero argentino

El desempeño de Santa Cruz deja tres mensajes para el sector:

• El convencional sigue vivo: con intervención técnica y capital, las cuencas maduras pueden estabilizar o incluso crecer.

• La política provincial incide directamente en la producción: incentivos y control operativo muestran impacto inmediato.

• La diversificación territorial es clave: mientras Neuquén lidera, provincias como Santa Cruz sostienen la base del suministro nacional.

En un contexto de precios internacionales altos y mayor demanda regional, la provincia se reposiciona como un actor que puede aportar estabilidad y volumen en la transición energética argentina.

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Glencore acelera su apuesta por el cobre en Argentina: reactivará Alumbrera y avanza con MARA y El Pachón

Glencore decidió mover fichas en simultáneo sobre los tres proyectos de cobre más relevantes del país y colocó a Argentina en el centro de su estrategia global para abastecer la transición energética.

La compañía reactivará Alumbrera tras siete años en cuidado y mantenimiento, avanza con MARA —la integración de Agua Rica con la infraestructura de Alumbrera— y acelera definiciones sobre El Pachón, uno de los yacimientos de cobre más grandes de Sudamérica. El movimiento ocurre en un contexto de demanda internacional creciente y precios firmes, donde el cobre se consolida como mineral crítico para electrificación, redes y almacenamiento.

La reactivación de Alumbrera, anunciada en Londres y confirmada por Data Portuaria y medios sectoriales, prevé producción desde 2028, con un esquema que permitirá reentrenar personal, reactivar logística y aprovechar infraestructura existente.

En paralelo, MARA avanza como proyecto de menor huella ambiental gracias al uso de las instalaciones de Alumbrera, mientras que El Pachón —con reservas superiores a 10 millones de toneladas de cobre— se posiciona como el desarrollo de mayor escala para la próxima década.

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Cómo se mueve Glencore y por qué importa para el sector

La estrategia combina tres capas que reconfiguran el mapa minero argentino:

• Producción escalonada: Alumbrera como primer paso operativo, MARA como expansión integrada y El Pachón como proyecto de escala mundial.

• Sinergias logísticas: reutilización de infraestructura reduce CAPEX y acelera plazos.

• Proyección de volumen: entre MARA y El Pachón, la empresa proyecta alcanzar 1 millón de toneladas de cobre anuales en 10–15 años.

El avance simultáneo de los tres proyectos coloca a Argentina en una posición competitiva frente a Chile y Perú, en un momento donde la demanda global de cobre podría pasar de 25 a 35 millones de toneladas en la próxima década.

Un punto de inflexión para la minería argentina

La apuesta de Glencore tiene impacto directo en:

• inversiones de largo plazo,

• empleo calificado,

infraestructura regional,

• y posicionamiento internacional del país como proveedor de minerales críticos.

Con Alumbrera reactivándose, MARA consolidándose y El Pachón avanzando, Argentina ingresa en una nueva etapa donde el cobre deja de ser potencial y empieza a convertirse en producción futura concreta.

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PromArgentina busca atraer inversiones mineras en la PDAC y plantea un cambio de narrativa para el sector

PromArgentina utilizó su presencia en la PDAC 2026 para instalar un mensaje que apunta directamente al corazón del debate minero argentino: si el país quiere captar inversiones en minerales críticos, necesita mejorar la comunicación pública y desmontar prejuicios que frenan proyectos.

Diego Sucalesca, presidente ejecutivo de la agencia, afirmó que “siete de cada diez argentinos tienen poco o ningún conocimiento sobre minería”, un dato que condiciona la licencia social y la llegada de capital internacional.

La estrategia de la agencia combinó reuniones con gobernadores, empresas mineras, autoridades nacionales y más de 500 inversores internacionales.

El objetivo fue mostrar un país con potencial geológico, reglas más claras y una institucionalidad enfocada en atraer inversiones. La presencia argentina incluyó dos stands —uno institucional y otro empresarial— y fue la más grande hasta ahora en la convención.

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Impacto en el sector: la promoción comercial entra en la agenda minera

El despliegue de PromArgentina marca un cambio relevante para la industria. La agencia se posiciona como un actor que no solo acompaña a empresas, sino que también ordena el mensaje país frente a inversores globales. En Toronto se trabajaron tres ejes:

• Minerales críticos como prioridad estratégica, con foco en cobre y litio.

• Softlanding y after care para inversores que evalúan instalarse en el país.

• Coordinación público-privada entre provincias, Nación y empresas para presentar una oferta unificada.

La participación de gobernadores de Jujuy y Río Negro, la vicegobernadora de Mendoza, el secretario de Minería de la Nación y el presidente de CAEM reforzó la idea de una agenda federal alineada.

Por qué importa para la minería argentina

El sector llega a la PDAC con un 2025 récord en exportaciones (USD 6.037 millones) y con más de 30 proyectos bajo análisis en el RIGI. La presencia de PromArgentina agrega un componente que el sector venía reclamando: una estrategia profesional de promoción internacional, capaz de competir con Chile, Perú y Canadá en la carrera por el capital minero.

El mensaje final que dejó Toronto es claro: Argentina quiere mostrarse como un destino confiable para inversiones de largo plazo, pero para lograrlo necesita mejorar su narrativa interna y su capacidad de explicar qué aporta la minería al desarrollo económico.

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Venezuela firma nuevos contratos petroleros con EE.UU. en un contexto de flexibilización de sanciones

Venezuela confirmó la firma de nuevos contratos de suministro de petróleo y derivados con empresas comercializadoras de Estados Unidos, un movimiento que marca un cambio técnico y político relevante en la relación energética bilateral. Según el presidente de PDVSA, Héctor Obregón, los acuerdos buscan consolidar a Venezuela como proveedor estable de crudo pesado, un insumo clave para refinerías estadounidenses diseñadas para procesar este tipo de petróleo.

El anuncio se produce en un escenario donde Washington ha flexibilizado parcialmente las sanciones energéticas desde enero de 2026, permitiendo operaciones comerciales bajo autorizaciones específicas.

Para Caracas, estos contratos son una señal de normalización progresiva y un argumento para insistir en el levantamiento total de sanciones, condición que considera indispensable para recuperar producción y atraer inversiones.

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Cómo funcionan técnicamente estos contratos

• Tipo de crudo: Estados Unidos importa crudo pesado venezolano, difícil de reemplazar por su composición y rendimiento en refinerías complejas.

• Modalidad comercial: PDVSA vende a traders estadounidenses, no directamente a refinerías, lo que reduce riesgo regulatorio y facilita cumplimiento de licencias.

• Volúmenes: No se informaron cifras, pero fuentes del sector estiman que se trata de cargas spot y contratos de corto plazo, típicos en escenarios de flexibilización parcial.

• Pagos y compliance: Las operaciones deben cumplir con las licencias del Departamento del Tesoro, lo que implica trazabilidad financiera y auditoría estricta.

Por qué importa para el mercado energético

• Seguridad de suministro: EE.UU. diversifica fuentes de crudo pesado, reduciendo dependencia de Canadá y Medio Oriente.

• Recuperación venezolana: PDVSA busca aumentar producción, hoy limitada por falta de inversión y restricciones tecnológicas.

• Impacto en precios: Más oferta de crudo pesado puede aliviar tensiones en el mercado de refinación.

• Geopolítica: La reactivación comercial ocurre en paralelo a negociaciones políticas entre Washington y Caracas.

El trasfondo regulatorio

Desde 2019, las sanciones estadounidenses limitaron severamente las exportaciones venezolanas. La flexibilización parcial de 2026 permite:

• contratos supervisados,

• operaciones con traders autorizados,

• pagos bajo mecanismos controlados,

• y monitoreo de destino final del crudo.

Para Venezuela, es un paso hacia la reinserción en el mercado global; para EE.UU., una herramienta para estabilizar precios y asegurar insumos críticos.

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Sigue creciendo la producción de crudo de Brasil

Brasil produjo en enero 3,95 millones de barriles diarios de petróleo, un 14,6% más en comparación con el mismo mes de 2024, aunque el volumen disminuyó un 1,5% frente a diciembre, según la Agencia Nacional de Petróleo y Gas .
En 2025, Brasil batió un nuevo récord nacional de producción de hidrocarburos al extraer un promedio de 4,89 millones de barriles diarios equivalentes de petróleo y gas natural.

La media de producción de gas en enero fue de 193 millones de metros cúbicos por día, un 20,2% más en el comparativo interanual, con una leve caída de 0,6% en relación con el mes pasado.

El presal sigue siendo uno los principales productores de hidrocarburos en el país, con el 79,9% de toda la producción brasileña, con una media de 4,12 millones de barriles de petróleo y gas equivalente por día.

La producción de crudo en estos pozos fue de 3,16 millones de barriles por día en enero, mientras que la de gas sumó 152,9 millones de metros cúbicos diarios.

El campo de Búzios, que explota hidrocarburos en la cuenca marina de Santos, en el presal, se mantiene como el más productivo, con una media diaria de 875,6 barriles de petróleo y gas equivalentes.

El campo de Tupi, también del presal, lidera en la producción de gas, con un promedio de 43,19 metros cúbicos diarios.

Según la ANP, las reservas ubicadas en áreas marítimas fueron responsables por el 97,9% de la producción de petróleo del país en el mes, y por el 87% del gas extraído.

Petrobras se mantuvo como líder en el período, con una producción promedio de 4,62 millones de barriles de petróleo y gas natural equivalente diarios.
Le siguieron las brasileñas PRIO Tigris, con una producción de 104.448 barriles de petróleo y gas equivalentes diarios y PRIO (67.242); la francesa TotalEnergies (45.380) y la noruega Equinor (41.656), todas en su calidad de integrantes de diferentes consorcios.

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Sanfilippo en FES Argentina: “Las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del 2026”

El subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, inauguró la tercera edición de FES Argentina y reveló que la ampliación del sistema de  transmisión eléctrica a través del sector privado será el eje central del gobierno durante el presente año.

“Las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del 2026”, aseguró durante la conversación destacada “Argentina y sus perspectivas para el desarrollo de las energías renovables” del encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).

“Será una licitación con tres proyectos prioritarios para una concesión de obras públicas, donde los oferentes deberán ofertar a través de una tarifa que servirá como el recupero de la inversión, por un plazo estipulado de concesión”, manifestó.

FES Argentina continúa con una segunda jornada junto a líderes del sector privado y público: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8

Las primeras licitaciones se enmarcan dentro de un megaplan de infraestructura que contempla 16 obras prioritarias y más de 5600 kilómetros de líneas de transmisión en 132 y 500 kV, orientadas a aliviar cuellos de botella y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Tres de esas obras serán las primeras en avanzar bajo el esquema de concesión privada mediante licitación nacional e internacional. Una de ellas es AMBA I, un proyecto que contempla más de 500 kilómetros de infraestructura eléctrica para mejorar la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, considerando que la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional

Otra de las iniciativas seleccionadas es la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá evacuar nueva generación renovable y convencional desde la región de Cuyo, además de transportar parte de la producción eléctrica proveniente del sistema Comahue.

La tercera obra priorizada corresponde a la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, destinada a fortalecer la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal de transmisión.

Además, el proceso contará con respaldo financiero internacional. “El BID será garante y estamos avanzados, de modo que desde el Ejecutivo estamos trabajando en los documentos finales para “lanzar la licitación lo antes posible”.

En paralelo al desarrollo de estas obras, el Gobierno también analiza herramientas regulatorias que permitan generar mayor previsibilidad para las inversiones privadas en infraestructura energética. 

En ese contexto, la extensión por un año del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) aparece como uno de los instrumentos con mayor potencial para impulsar nuevos proyectos.

El funcionario confirma que ya existen proyectos renovables que iniciaron su proceso de adhesión al régimen, lo que demuestra el interés del mercado por este esquema de incentivos.

Incluso, desde el Gobierno analizan la posibilidad de integrar este régimen con las nuevas obras de infraestructura eléctrica: “Los proyectos de transmisión podrán incluirse dentro del RIGI y estamos viendo para que calce con la licitación ya mencionada”.

Renovables y almacenamiento: crecimiento reciente y expectativas para 2026

Por otro lado, Sanfilippo destacó la reciente lanzada licitación AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas BESS en distintos puntos del país tras el éxito de AlmaGBA (713 MW designados en 2025), que tuvo 40% más de potencia asignada respecto al objetivo original, producto de «precios muy competitivos”.

El nuevo proceso, publicado el pasado lunes 2 de marzo, contempla un plazo de dos meses para la presentación de propuestas administrativas y técnicas.

“Esperamos mucha participación del sector, siendo que hay dos meses para la presentación de ofertas administrativas y técnicas”, señaló Sanfilippo.

Una diferencia clave respecto al proceso anterior radica en el esquema contractual, ya que en este caso los contratos se firmarán con CAMMESA en lugar de las distribuidoras. 

“Hay alta expectativa por AlmaSADI, es muy bien recibida por el sector y creo que habrá gran participación”, agregó el funcionario respecto al interés dentro del sector energético. 

En paralelo, el subsecretario también subrayó la continuidad que muestran las energías renovables dentro de la matriz eléctrica nacional, a tal punto que consideró fue el segmento tuvo «mayor dinamismo en los últimos años dentro del sector eléctrico».

“Durante 2025, el crecimiento de capacidad fue significativo. Las renovables sumaron más de 1000 MW de potencia durante 2025 y vimos que el sector fotovoltaico es el que tuvo más crecimiento. Y para el 2026 creemos que el desarrollo seguirá, tanto en eólica como fotovoltaica, pero más inclinado al sector solar”, enfatizó.

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Honduras redefine su licitación eléctrica y analiza ajustar los 1500 MW previstos

La decisión de extender el plazo para la presentación de propuestas en la convocatoria por 1500 MW abre una nueva fase en el proceso eléctrico hondureño, ya que, más allá del ajuste en el cronograma, el Ejecutivo revisa el modelo bajo el cual se estructuró la licitación.

Fuentes del sector hondureño indicaron que la cancelación del esquema Build, Operate and Transfer (BOT) es prácticamente un hecho, por lo que este cambio implicaría una actualización de las condiciones contractuales y financieras contempladas en el diseño original.

«La revisión se enmarca en una etapa de análisis técnico por parte de las nuevas autoridades, que actualmente profundizan en los detalles del proceso antes de consolidar definiciones finales. La intención sería adecuar el mecanismo a la estrategia energética vigente», explicaron en diálogo con Energía Estratégica.

En paralelo, el Gobierno analiza la posible incorporación de subastas inversas como herramienta competitiva.

Las fuentes consultadas señalaron que esa decisión dependerá en gran medida de cómo se configuren los equilibrios internos dentro del sector eléctrico, en tanto que la definición permitirá observar qué formato se adoptará finalmente para la adjudicación de capacidad.

Más allá del esquema contractual, el volumen originalmente anunciado también estaría bajo evaluación. De acuerdo con fuentes del sector hondureño, es probable que los 1500 MW previstos inicialmente no se mantengan en su totalidad.

En su lugar, se estudia una contratación escalonada: entre 250 y 450 MW en una primera etapa y posteriormente un bloque adicional de 500 MW. Esta reorganización permitiría incorporar capacidad de forma progresiva, en función de la planificación del sistema y las condiciones del mercado.

El escenario regional forma parte del análisis estratégico. Guatemala obtuvo resultados destacados en su reciente proceso licitatorio, dinamizando el interés inversor en Centroamérica. En ese contexto, Honduras busca consolidar un esquema que mantenga competitividad y previsibilidad.

Desde la óptica del mercado, la claridad regulatoria y la estabilidad contractual son variables determinantes para estructurar proyectos de generación de largo plazo. Las fuentes señalaron que la actual etapa responde a un proceso de ajuste y revisión antes de avanzar con definiciones estructurales.

Asimismo, indicaron que existen instrumentos normativos e incentivos que podrían actualizarse para fortalecer el marco de inversión. Estos elementos formarían parte de la evaluación integral del proceso.

En cuanto al corto plazo operativo, la cobertura de la demanda estacional seguirá siendo un punto relevante. Las fuentes advirtieron que la capacidad disponible podría resultar ajustada frente a los picos de consumo registrados en veranos anteriores, lo que obligaría a mantener ciertos contratos de arrendamiento heredados mientras se concreta la nueva incorporación de capacidad.

De este modo, la prórroga hasta junio representa una fase de revisión estratégica dentro de una convocatoria que inicialmente contemplaba 1500 MW. La redefinición del esquema contractual, la posible implementación de subastas inversas y la reorganización del volumen a adjudicar configurarán el rumbo del proceso eléctrico hondureño en los próximos meses.

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Genneia cierra un acuerdo con BID Invest por hasta USD 320 millones en nuevos desarrollos renovables en Argentina

Genneia y BID Invest anunciaron la firma de un acuerdo de financiamiento por USD 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta USD 320 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años.

Esta inversión facilitará la ejecución de cuatro parques solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires.

Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.

Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).

Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.

«Este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable», destacó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Además, este acuerdo no solo consolida a Genneia como una de las empresa líderes en la transición energética de Argentina y la posiciona como un catalizador para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas.

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Redeia eleva un 70% su inversión media anual en Red Eléctrica para desplegar la próxima Planificación

Redeia, ha presentado el ciclo de inversión más ambicioso de su historia para ejecutar la próxima Planificación eléctrica en España, con horizonte 2029 con el que elevará un 70% la inversión media anual en Red Eléctrica respecto a su anterior plan.

Así lo anunció la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, y el consejero delegado, Roberto García Merino, tras la presentación de resultados correspondientes a 2025.

Este incremento en la capacidad de gestión e inversión de la compañía, unido a las mejoras previstas en el proceso de tramitación, permitirán que toda la nueva planificación aún en fase de elaboración (con una inversión prevista en la propuesta sometida a consulta pública de 13.100 M€, según la normativa vigente) se encuentre en servicio o en curso en 2031, con un valor de puestas en servicio de 11.100 M€ (85% de la planificación) y 2.000M€ en ejecución.

Redeia compromete en el periodo 2026-2029 una inversión de 6.000 millones de euros en el TSO, que sumados a la inversión ejecutada en 2025 y a las previstas en los ejercicios 2030 y 2031 permitirá alcanzar las puestas en servicio planteadas, considerando las mejoras normativas en curso y las previstas como consecuencia de la transposición de la regulación europea.

“Con el nuevo plan estratégico damos un salto hacia el futuro para ejecutar la próxima planificación, aún no aprobada, con el foco puesto en las nuevas demandas del tejido productivo, centros de datos, electrificación del transporte, puertos o hidrógeno verde, entre otros consumos”, ha explicado la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor.

Para ella, “esta nueva fase de la transición ecológica requiere seguir invirtiendo en infraestructura, pero también incorporar tecnología, digitalización, innovación y nuevas capacidades para una operación del sistema eléctrico cada vez más compleja, cuya prioridad seguirá siendo la seguridad del suministro”.

“El esfuerzo comprometido consolida una senda que la compañía ha acelerado en los últimos años, tras multiplicar por cuatro la inversión desde 2020”, ha anunciado Roberto García Merino. El consejero delegado también ha detallado que el grupo ha ido planificando estas inversiones en materia de aprovisionamientos, por lo que hasta 2029 ya tiene garantizados más del 70% de los suministros necesarios.

Como resultado de este impulso, Redeia prevé un crecimiento del 35% en su base de activos regulados (RAB), hasta 12.000 millones de euros a finales de 2029, que alcanzan los 14400 millones considerando la obra en curso estimada.

Fuera del perímetro temporal del plan que ahora se presenta, la base de activos regulados superará los 15.000 millones de euros a cierre de 2031, a los que se sumará una obra en curso en el entorno de los 2000 millones de euros.

Consolidación de las inversiones en Latinoamérica y fibra óptica 

Como parte de su senda estratégica hasta 2029, el grupo consolidará su actividad en transmisión eléctrica en Latinoamérica y en el ámbito de las telecomunicaciones. En el primer caso, desplegará un plan de inversiones en el entorno de los 150 millones de euros, centrado en el refuerzo y la expansión de las redes de transporte en Brasil, Chile y Perú a través de su filial Redinter.

Por otro lado, la estrategia pone también el foco en la actividad de Reintel como mayor operador de fibra óptica oscura en España. Plantea una inversión de 110 millones de euros para ampliar las capacidades de su red y atender la creciente demanda de conectividad de alta calidad con el fin último de contribuir a la eliminación de la brecha digital.

Nuevo Plan de Sostenibilidad  

Redeia ha presentado asimismo el nuevo plan de sostenibilidad para el periodo 26-29, una vez cerrado, el vigente hasta finales de 2025, con un cumplimiento del 106 %. Para ello, se establecen objetivos medibles que abarcan a todo el grupo: desde impulsar la electrificación y reducir significativamente las emisiones.

“En conjunto, estos objetivos nos permiten afrontar la transición energética con rigor, responsabilidad y visión de futuro, asegurando que nuestro crecimiento vaya siempre acompañado de valor social y ambiental, para lo que contamos con nuestra Estrategia de Impacto Integral y un nuevo plan de Innovación social”, ha sentenciado Corredor.

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¿Se van a construir los grandes proyectos de cobre en Argentina? Las conclusiones que dejó la PDAC

La reactivación de Minera Alumbrera podría volver a aportar cobre en 2028.

TORONTO. -Los protagonistas de la industria minera coinciden en que la concreción de los grandes proyectos de producción de cobre va a significar un punto de inflexión para el desarrollo del sector en el país. Lo que todavía no termina de estar claro es si Argentina va a lograr dar ese salto.

Si se toma como guía la mayoría de las declaraciones públicas de políticos y empresarios durante la convención PDAC, que concluyó este miércoles, la concreción de ese objetivo resulta inexorable. El optimismo pareciera irradiarlo todo. Sin embargo, más allá de las ventajas que ofrece el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, algunos son más cautelosos, sobre todo por los problemas de infraestructura y las dudas que todavía existen en torno a la consolidación de la estabilidad macroeconómica.  

Los FID de los proyectos de cobre siguen pendientes

Si bien el diseño de los grandes proyectos de cobre ha ido avanzando, ninguna de las empresas tomó aún la decisión final de inversión (FID, según la sigla en inglés). No es un dato menor. El FID es el momento en que el directorio de la compañía aprueba formalmente invertir miles de millones de dólares para construir la mina. Antes de ese punto puede haber exploración avanzada, estudios, permisos e incluso anuncios optimistas, pero la inversión fuerte todavía no está comprometida.

A partir del FID, el proyecto pasa de la fase de estudio a la fase de construcción. Esa decisión es crítica porque compromete el desembolso de capital durante décadas con un piso que en estos casos no baja de los US$ 3000 millones.

EconoJournal le preguntó el lunes al viceministro de Economía, Daniel González, si el hecho de que no se hubiera firmado ni un solo FID era motivo de preocupación y el funcionario lo negó. “Solamente es un tema de maduración. Los proyectos mineros son de larguísimo ciclo y solo firman el FID cuando tienen absolutamente todas las aprobaciones. (…) No veo para nada señales de cautela”, aseguró.

En la misma línea se manifestó el empresario Martín Pérez de Solay. “El FID llega una vez que se cumplieron un montón de etapas. El proyecto debe tener la aprobación del RIGI, las declaraciones de impacto ambiental, los permisos sectoriales, etc. Cuando todo eso se completa se produce el FID. Ahora, normalmente cuando el FID llega a la mesa se aprueba. El FID es una consecuencia lógica de un montón de pasos previos y en la actualidad la minería está avanzando”, aseguró el CEO de Glencore Argentina en la entrevista que concedió a este medio en Toronto.

La infraestructura como cuello de botella

Es cierto que la minería es una actividad de largo plazo y que ha venido registrando un avance de la mano del RIGI. Desde ese punto de vista, lo dicho por González y Pérez de Solay, por citar solo dos ejemplos, es atendible, pero todavía hay varios cuellos de botella sin resolver y el más relevante de todos pareciera ser la falta de infraestructura.

En el gobierno son conscientes de ese déficit estructural, pero no están dispuestos a que los recursos para las obras salgan del presupuesto público. “Nosotros estamos hablando con todos para ver qué es lo que necesitan, pero no nos vengan a pedir plata porque plata para eso no hay”, remarcó González. El esfuerzo oficial estuvo puesto en estos dos primeros años en garantizar estabilidad macroeconómica y ofrecer incentivos sectoriales como el RIGI para que sean las empresas privadas quienes pongan los fondos.

Las mineras, por su parte, valoran las transformaciones que impulsó el gobierno nacional y ven a la política en su conjunto alineada con este proceso, pero se resisten a hacerse cargo de la infraestructura. En sus planes de inversión contemplan las obras directamente ligadas al proyecto –camino de acceso a la mina, líneas eléctricas, mineroductos, etc.–, pero no la construcción de rutas, caminos e instalaciones portuarias ya que eso no forma parte de su core business y además suelen ser obras que después utilizan muchos otros actores económicos.

Geoff Streeton, vicepresidente ejecutivo y director de desarrollo de Eramet, lo dejó claro el lunes en el Argentina Day. «La competitividad no se limita a las condiciones fiscales. También es infraestructura, suministro energético y mano de obra capacitada. Esos son desafíos muy grandes para la Argentina»  

El tema de la falta de infraestructura se trató en las distintas reuniones reservadas que González mantuvo con los ejecutivos de las principales mineras en Toronto, pero todavía no hay un acuerdo sobre ese punto. También ha habido reuniones entre funcionarios del Consejo Federal de Inversiones, las empresas y representantes del gobierno de Canadá para explorar distintas alternativas. 

¿Cuál es la inversión que se necesita en caminos, rutas, vías de ferrocarril y servicios portuarios para los distintos proyectos mineros de cobre? ¿Cuánta carga habrá que mover? ¿Están esos datos sobre la mesa de negociación? ¿Hay una estrategia logística asociada a la explotación del cobre?

No es casualidad que el proyecto de producción de cobre que está más cerca de concretarse es la reactivación de Alumbrera, donde la infraestructura ya está montada. Con la mejora que han venido registrado los precios de este mineral algunas fases productivas que habían quedado sin concreción ahora son viables desde el punto de vista económico. Incluso el proyecto MARA podría acelerarse porque también tiene previsto procesar el mineral de Agua Rica en las instalaciones de Alumbrera.

Para el resto de los proyectos la incertidumbre es mayor. El distrito Vicuña, por ejemplo, que integra a los yacimientos Josemaría y Filo del Sol, evalúa la posibilidad de que el cobre sea exportado a través de Chile, lo que requeriría acuerdos complementarios al Tratado de Integración y Complementación Minera entre Argentina y Chile ya que el volumen sería muy significativo. ¿Le interesa a Chile recibir todos esos camiones transportando minerales argentinos? ¿Quién le va a mejorar las rutas y los puertos a Chile para que esto ocurra? 

Un dato citado en el último informe sobre cobre de la Secretaría de Minería permite entender el impacto que tendrán estos proyectos a nivel logístico: la cantidad total de mineral extraído y roca estéril promedio removida para producir una tonelada de cobre refinado es de 510 toneladas de material, de las cuales, unas 255 toneladas corresponden a mineral de cobre, que es el volumen aproximado efectivamente trasladado a las concentradoras.

Otros factores que inciden en la toma de decisiones

La falta de infraestructura es el problema más visible hoy, pero las empresas suelen evaluar todo un conjunto de variables antes de tomar el FID y dentro de ese paquete sobresalen también la situación macroeconómica y los riesgos regulatorios.

“La estabilidad macroeconómica es absolutamente clave”, subrayó en el Argentina Day la directora global de Asuntos Corporativos de Glencore, Anne Edwards. Las empresas elogian lo hecho por el gobierno en este aspecto porque saben que, por más garantías que les otorgue el RIGI, si hay una corrida cambiaria y el Banco Central se queda sin dólares no hay RIGI que valga.

Es cierto que, si el inversor termina teniendo un problema, el RIGI le garantiza que puede llevar la disputa a arbitraje internacional, por ejemplo, ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), pero las mineras no entran como inversores de un determinado proyecto con la expectativa de ir a litigar.

Otro elemento que incide es el riesgo regulatorio. La incertidumbre que supuestamente les genera la Ley de Glaciares a los distintos proyectos sobresale en este punto. Por eso el gobierno impulsa su modificación.  

Por último, las dificultades en el acceso al financiamiento y la evolución de los precios del cobre también inciden al momento de tomar una decisión final de inversión. 

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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Pese a la suba del gas por la guerra en Irán, el Gobierno lanzó la licitación para que un privado importe el GNL del próximo invierno

Por primera vez desde 2008, un privado estará a cargo de la compra de cargamentos de GNL para abastecer el pico de demanda del invierno.

Enarsa, la empresa estatal de energía que preside Tristán Zocas, un directivo que responde políticamente a Santiago Caputo, envió el lunes por la noche el pliego licitatorio con el que el Gobierno busca adjudicar a una empresa privada la tarea de actuar como agregador y comercializador del gas natural licuado (GNL) necesario para cubrir el pico de demanda del próximo invierno.

En los hechos, implicará que por primera vez desde 2008 —cuando la Argentina comenzó a importar GNL— un privado estará a cargo de comprar los cargamentos que requiera el sistema, regasificarlos en Escobar y revender el fluido a los distintos segmentos del mercado:

  • distribuidoras que abastecen la demanda prioritaria (residencial),
  • generadores eléctricos —en un contexto en el que CAMMESA se está retirando gradualmente del rol centralizado de despacho y gestión de combustibles— y
  • grandes usuarios industriales que necesitan gas importado para sostener la actividad fabril.

El pliego establece que las ofertas deberán presentarse el 6 de abril y que Enarsa se tomará hasta el 21 del mismo mes para adjudicar. En el sector privado llamó la atención ese plazo, dado que el criterio de selección será esencialmente económico: los oferentes deberán proponer un precio único de GNL que trasladarán a los compradores locales.

Los tiempos del GNL

Los cargamentos arribarán a la terminal de Escobar en mayo, según indica el pliego de licitación.

Cuanto más se demore la adjudicación, advirtieron fuentes del mercado a EconoJournal, más se tensionará el calendario de abastecimiento. El adjudicatario no tendrá tiempo para comprar los cargamentos que deberían arribar a la terminal de Escobar en mayo.

En lo formal, el ganador obtendrá también un derecho de preferencia (First Refusal) para operar también en 2027. Lo concreto es que si la definición de la licitación se estira, se achican los tiempos para cerrar contratos internacionales y asegurar slots logísticos, en un mercado que ya muestra volatilidad.

En principio, se preveía que Enarsa iba a adquirir un primer cargamento para reactivar la terminal —garantizando el stock mínimo técnico para su puesta en marcha—, pero una demora en la adjudicación podría complejizar aún más la transición hacia el nuevo esquema privado.

El pliego también dispone que el adjudicatario deberá pagar una prima de US$ 98,5 millones a Enarsa y a YPF, accionistas en partes iguales de la terminal regasificadora de Escobar, la única operativa en el país. Además, exige acreditar un patrimonio neto superior a US$ 125 millones y experiencia en comercialización de gas y derivados por más de US$ 800 millones en los últimos cinco años.

No se conoce el volumen de GNL a importar (la cifra final dependerá de las proyecciones que realice cada oferente) , aunque se estima que oscilará entre 15 y 20 cargamentos. Esa cifra es central para la ecuación económica: el adjudicatario deberá abonar un canon fijo por el uso de la terminal entre mayo y septiembre, de modo que cuantos más barcos descarguen, menor será el costo unitario de regasificación.

Cuáles son las empresas interesadas en la importación de GNL

Trafigura, trader que en 2024 importó gas desde Bolivia, figura entre los jugadores interesados en la licitación de GNL.

Entre los jugadores que podrían participar se menciona a Trafigura, uno de los mayores traders globales de materias primas, que en la Argentina opera la marca Puma y en los últimos años avanzó en la comercialización de gas natural. En 2024, por ejemplo, importó gas desde Bolivia para abastecer centrales térmicas del norte del país, entre ellas la usina El Bracho, en Tucumán.

También es probable que se presente YPF, principal productor de gas del país y socia en la terminal de Escobar, con fuerte experiencia en trading y contratos en el mercado interno. Esa capacidad comercial es uno de los atributos clave que deberá tener el adjudicatario: no sólo comprar GNL en el exterior, sino colocarlo eficientemente entre distribuidoras, generadores y grandes usuarios.

Otras compañías que analizaron el pliego son Naturgy y la francesa TotalEnergies, uno de los mayores productores de gas natural de la Argentina.

La complejidad de la guerra agrega más incertidumbre a la apuesta del Gobierno

La guerra en Medio Oriente suma mayor volatilidad al mercado.

Si el esquema ya era ambicioso —por el traspaso del riesgo comercial desde el Estado hacia un privado— el escenario internacional agregó una capa adicional de incertidumbre.

La escalada en Medio Oriente tras la ofensiva conjunta de Estados Unidos e Israel contra Irán impactó de lleno en el mercado. El TTF, referencia europea del GNL en el puerto de Rotterdam, llegó el martes a US$ 17 por millón de BTU y este miércoles retrocedió a la zona de US$ 14-15. La volatilidad obliga a cualquier potencial adjudicatario a diseñar coberturas financieras para protegerse ante saltos o caídas abruptas de precios.

A ese riesgo se suma otro frente aún abierto: el regulatorio. El Gobierno no definió cómo autorizará el traslado del precio del GNL que surja de la licitación a los cuadros tarifarios de las distribuidoras del segmento regulado. Sin una señal clara sobre el pass through —total o parcial— del costo de importación, las empresas temen que se genere un descalce financiero que complique los pagos.

Algunas compañías que evalúan presentarse ya plantearon la necesidad de acelerar ese mecanismo o, alternativmente, establecer un esquema explícito que garantice la cadena de cobros. De lo contrario, el riesgo comercial no sólo estará en el mercado internacional, sino también puertas adentro.

En ese delicado equilibrio entre precios globales, tiempos administrativos y reglas tarifarias se juega una de las decisiones más sensibles del invierno 2026: asegurar el gas cuando más se necesita, pero bajo un esquema desconocido en el país.

, Nicolas Gandini

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Se oficializó la reducción de subsidios al consumo de gas vía la aplicación del esquema SEF

A través de la Resolución 101/2026 del ENARGAS, el gobierno oficializó la derogación del esquema de subsidios estatales al consumo residencial de gas natural por redes basado en los niveles de ingreso mensuales N1, N2 y N3 (Altos, Bajos y Medios) para reemplazarlo por un esquema simplicado y acotado a otro de “Con o Sin subsidio”, mas reducido en su cobertura y alcance, aplicable desde febrero último.

La nueva Resolución deroga las 362/2020, 363/2020, y 125/2025 del propio ente regulador, t aprueba un esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) cuyo efecto concreto en las facturas se verificará a nivel de los usuarios en las próximas semanas.

La R-101 contiene Anexos referidos a “Metodología de los Subsidios Energéticos Focalizados”; “Declaración Jurada – Prestadoras que adquieran gas natural por cuenta propia”; “Declaración Jurada Subdistribuidoras”, y “Declaración Jurada por Subsidios”.

El Decreto 943/2025 establece el SEF, que unifica los subsidios de luz, gas natural y garrafas. Se limita a hogares vulnerables con ingresos menores a 3 Canastas Básicas Totales (CBT), eliminando la Tarifa Social previa, y aplicando descuentos en bloques de consumo limitados según los meses del año por razones estacionales. También incluye al gas en garrafas de 10 kilos.

El decreto referido creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que reemplaza al anterior Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Quienes ya estan anotados en el sistema previo no deben realizar una nueva inscripción y los usuarios pueden actualizar su Declaración Jurada a través de la plataforma Mi Argentina.

Para el gas natural por redes, se mantienen los bloques de consumo vigentes, pero el subsidio del 50 % se aplica entre abril y septiembre. En los períodos de menor demanda no rige ningún descuento, es decir se pagará la tarifa plena.

El D-943F fijó para calcular el subsidio los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica: a) TRESCIENTOS (300) kWh para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año, y b) CIENTO CINCUENTA (150) kWh para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año.

El Decreto citado determinó las bonificaciones generales a aplicar al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen desde la entrada en vigencia del SEF.

Asimismo, determinó una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 %, a aplicar durante el año 2026 a los usuarios de electricidad, gas natural y gas propano indiluido por redes que resulten beneficiarios del SEF.

Según el Decreto 943/2025 las bonificaciones citadas se aplicarán para la totalidad del volumen consumido por las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218.

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Por qué en la práctica el cierre del Estrecho de Ormuz quedó en manos del mercado asegurador

Por Gustavo Araujo (*)

El mercado de reaseguros con epicentro en Londres está recalibrando de manera abrupta el riesgo geopolítico en el Estrecho de Ormuz. Las primas de riesgo por guerra escalaron desde niveles marginales a valores que, en la práctica, alteran por completo la ecuación económica de cada viaje asegurado. Cuando el costo del seguro pasa de ser una fracción razonable del valor del casco a convertirse en un porcentaje significativo, el tránsito deja de ser una decisión operativa y pasa a ser una apuesta financiera de alta volatilidad.

En paralelo, los clubes de Protección e Indemnización (P&I Clubs) retiran cobertura por contaminación y responsabilidad civil en la zona. Sin P&I vigente, un petrolero no puede operar en puertos relevantes del sistema internacional. No es una sanción explícita ni una orden administrativa sino más bien la lógica contractual del comercio global. Sin seguro, no hay descarga. Sin descarga, no hay mercado.

¿Qué ocurre con el mercado?

En consecuencia, y mientras la Administración Trump discute escenarios de escolta y disuasión, el mercado parece haber ejecutado ya el cierre. El comercio marítimo contemporáneo descansa sobre una arquitectura jurídica y actuarial que funciona como infraestructura crítica. Las pólizas no son un accesorio si no que son condiciones de posibilidad. Cuando el mercado decide que el riesgo es “inasegurable”, el activo pierde operatividad económica.

La naturaleza del shock es distinta a la de episodios previos. No es una restricción geológica ni un daño físico a la capacidad productiva pero el resultado es un shock de oferta con rigidez extrema en el corto plazo. El precio puede ajustarse con rapidez, pero la cantidad disponible para el comercio internacional no responde en la misma magnitud, porque el cuello de botella no está en el pozo sino en la póliza.

Este tipo de dinámica tiende a consolidar un régimen de precios energéticos estructuralmente más altos y con mayor volatilidad implícita. La elasticidad efectiva se reduce porque el incentivo de precio no corrige la restricción. Aun cuando otras cuencas intenten compensar, la magnitud de los flujos que atraviesan Ormuz no es trivialmente sustituible en semanas.

Desde la perspectiva de portafolio, la variable crítica deja de ser exclusivamente el flujo de caja proyectado y pasa a incorporar la asegurabilidad de la cadena de suministro. Sectores intensivos en transporte marítimo de larga distancia enfrentan un encarecimiento estructural del seguro y del capital de trabajo, con impacto directo en sus márgenes y en la tasa de descuento exigida por equity y deuda.

Cómo impacta el conflicto en Argentina: la distancia como atributo

Para Argentina, la asimetría es favorable en el margen. La mejora en términos del intercambio proviene de precios internacionales más altos para los productos energéticos, sin una exposición directa al corredor en conflicto. Los precios de realización mejoran, los flujos de caja del sector se fortalecen y la capacidad de autofinanciar inversión se acelera. En ese contexto, la oferta potencial de divisas aumenta y el tipo de cambio enfrenta presiones de apreciación en línea con la dinámica observada desde comienzos del año.

Los activos argentinos, además, incorporan una prima geográfica. En un escenario donde el mercado penaliza la cercanía a zonas de fricción estratégica, la distancia opera como atributo.

El cierre actuarial de Ormuz no necesitó un bloqueo físico para ser efectivo. Bastó con que el mercado asegurador decidiera que el riesgo no tenía precio. En el comercio global moderno, lo que no es asegurable deja de existir en términos económicos.

(*) Head of Research de Criteria

, Gustavo Araujo

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Geopark se sumará al programa de becas “Gregorio Álvarez” con un aporte de USD 250.000

La Compañía reitera la relevancia de su operación en Argentina acompañando la iniciativa educativa del Gobierno de Neuquén y reafirmando su visión de desarrollo de largo plazo en la Provincia.

GeoPark anunció que se sumará al Programa Provincial de Becas “Gregorio Álvarez” con un aporte de USD 250.000, en el marco de un encuentro con el gobernador Rolando Figueroa y del inicio de su operación en el país.

“Producir energía de manera responsable es el punto de partida. El desafío real es que ese desarrollo deje capacidades instaladas en el territorio. En Neuquén, el talento local es un activo estratégico. Invertir en educación es fortalecer la competitividad de sus habitantes y darle sustentabilidad al desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Felipe Bayon, CEO de GeoPark.

La Compañía llega a Neuquén con una visión de desarrollo de largo plazo, sustentada en la convicción de que la inversión productiva debe acompañarse del fortalecimiento del capital humano y de las capacidades institucionales del territorio. Este compromiso está alineado con su Sistema Integrado de Valores, que orienta la gestión hacia una operación segura, responsable y generadora de prosperidad.

En ese marco, la contribución forma parte de la estrategia de inversión social de GeoPark, que promueve mejores condiciones de vida en las comunidades donde opera y prioriza el acceso a la educación como plataforma de movilidad social y desarrollo productivo. En una provincia como Neuquén, donde el crecimiento de Vaca Muerta demanda talento, capacidades técnicas y liderazgo local, ampliar oportunidades educativas también contribuye a consolidar un ecosistema competitivo y sostenible.

GeoPark cuenta con una trayectoria regional impulsando el acceso a la educación. Desde 2014 lidera el Programa de Becas Universitarias para Mujeres en Ciencias e Ingenierías, que ha beneficiado a jóvenes en Latinoamérica. Asimismo, en Colombia —donde opera hace más de 14 años— mantiene un convenio con la Universidad Nacional Abierta y a Distancia (UNAD), que actualmente permite a jóvenes del departamento de Casanare cursar estudios profesionales.

Con el anuncio de su incorporación al Programa de Becas “Gregorio Álvarez”, la Compañía inicia una etapa de articulación con la Provincia orientada a integrar inversión, empleo y formación como parte de una misma visión de crecimiento sostenible en Neuquén.

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Rebolledo inicia su segundo mandato al frente de OLACDE

El economista chileno Andrés Rebolledo Smitmans asumió su segundo mandato como Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), cargo para el que fue reelegido por el período 2026–2029 durante la LV Reunión de Ministras y Ministros de Energía de OLACDE, celebrada en Chile en octubre de 2025. La ceremonia oficial se realizó el lunes 2 de marzo en la Casa Museo Guayasamín, en Quito.

La reelección de Rebolledo representa un respaldo a la gestión desarrollada entre los años 2023 y 2025, período que resultó clave para consolidar a OLACDE como un referente técnico y político regional en materia energética.

En un contexto internacional complejo, atravesado por los impactos del cambio climático sobre la infraestructura energética y por la necesidad de fortalecer la seguridad de suministro, la Organización profundizó su rol como plataforma de articulación regional, generación de conocimiento y construcción de consensos estratégicos para América Latina y el Caribe.

Con el inicio de este segundo mandato, OLACDE se proyecta hacia una nueva etapa orientada a profundizar la integración energética regional, acelerar la adopción de tecnologías limpias, fortalecer el acceso universal a la energía y avanzar hacia una transición energética resiliente, inclusiva y con visión de largo plazo.

El Plan de Gestión 2026–2029 se estructura sobre siete ejes estratégicos que priorizan: 1) integración regional, 2) cooperación técnica, 3) diplomacia energética, 4) seguridad y acceso, 5) innovación tecnológica, 6) formación de capacidades y 7) modernización institucional, con el objetivo de posicionar a América Latina y el Caribe no solo como una región de gran riqueza de recursos, sino como una región capaz de proponer soluciones energéticas en el escenario global.

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Southern Energy y SEFE acuerdan el mayor contrato para la venta de GNL de Argentina

Southern Energy -conformada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG- y SEFE Securing Energy for Europe -compañía internacional de Alemania- alcanzaron un acuerdo definitivo que representa la mayor venta de GNL desde Argentina al mundo en términos de volumen y de plazo, se anunció.

Southern Energy (SESA) y SEFE acordaron en Berlín el contrato para la venta por parte de SESA de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) por 8 años, a partir de fines de 2027 cuando se inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que serán instalados por SESA en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

El volumen de GNL previsto en el contrato representa más del 80 % de la capacidad de producción del “Hilli Episeyo” (2,45 millones de toneladas anuales de GNL) y más del 30 % de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción (6 millones de toneladas anuales de GNL).

En diciembre pasado ambas compañías habían anunciado un acuerdo marco (“Heads of Agreement”) para negociar un contrato de venta de GNL, proceso que concluyó ayer con este contrato definitivo.

En el acto de firma, realizado en el AXICA Convention Centre de Berlín, estuvieron presentes Rodolfo Freyre, Presidente de SESA; Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Martin Rueda, Director General de Harbour Energy Argentina y Director Titular de SESA; Patricio Da Ré, Project Integration Director de YPF y Director Titular de SESA; Karl Staubo, CEO de Golar LNG; Federico Petersen, CCO de Golar LNG y Director Titular de SESA; y Matías Lacabanne, CCO de SESA. También estuvo la embajadora de Argentina en la República Federal de Alemania, Betina Pasquali de Fonseca.

Además, por parte de SEFE participaron su CEO, Egbert Laege; Doris Honold, miembro del Consejo de Supervisión; Jean-Manuel Conil-Lacoste, Vicepresidente Ejecutivo de LNG; y Sharif Islam, Vicepresidente de LNG Origination – Atlantic.

Los ingresos derivados de este contrato permitirán monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y generar una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país.

Rodolfo Freyre, Presidente de SESA, afirmó que “el contrato con SEFE tiene relevancia por dos motivos centrales: por un lado, confirma el posicionamiento de la Argentina como un nuevo proveedor internacional y estratégico de GNL para la diversificación de las fuentes globales de suministro; por otro lado, constituye un aporte clave para fortalecer la seguridad energética en Europa. Agradezco al equipo de SEFE y a todos los socios de SESA, cuya contribución fue clave para alcanzar este hito”.

Frédéric Barnaud, CCO de SEFE, dijo: “Gracias a nuestra determinación y enfoque compartidos, logramos avanzar de un HoA a un SPA (“Sales and Purchase Agreement”) plenamente consolidado en poco más de tres meses. Este rápido progreso demuestra que SESA es el socio adecuado para ampliar nuestro portafolio en América del Sur y, de ese modo, fortalecer la seguridad energética de Europa. Con entregas que comenzarán ya en 2027, no sólo seremos la primera compañía energética alemana en recibir cargamentos provenientes de Argentina, sino también el primer cliente mundial de GNL de largo plazo del país”.

Sobre Southern Energy (SESA)

SESA es una compañía conformada por PAE (30 %), YPF (25 %), Pampa Energía (20 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %), cuyo objetivo es convertir a la Argentina en un país exportador de GNL a través de distintas etapas durante los próximos años.
SESA confirmó una inversión superior a U$S 15.000 millones a lo largo de 20 años de operación de dos buques de licuefacción para exportar GNL que serán instalados en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

Southern Energy prevé alcanzar exportaciones por más de U$S 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y el años 2035. El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, y tendrá una elevada participación de proveedores locales durante la operación del proyecto.

Sobre SEFE

La compañía energética internacional SEFE es propiedad del Gobierno Federal de Alemania. Busca la seguridad del suministro de GNL e impulsa la descarbonización.

Las actividades de SEFE abarcan la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento.

Tiene experiencia de décadas en el comercio y el desarrollo de su negocio de GNL y se ha convertido en uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía. Sus 50.000 clientes van desde pequeñas empresas hasta municipios y organizaciones multinacionales.

Al invertir en energías limpias y especialmente en el ecosistema del hidrógeno, SEFE está contribuyendo a la transición energética. La empresa emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo.

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Renovables: Genneia acordó con BID Invest financiamiento por hasta U$S 320 millones

Genneia, líder en energías renovables de Argentina, y BID Invest firmaron un acuerdo de financiamiento por U$S 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta los U$S 320 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años, anunció la Compañía.
Esta inversión facilitará la ejecución de 4 Parques Solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires.

Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.

Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).

Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, destacó que “este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable”.

Genneia lidera la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 23 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la capacidad de la energía eólica y el 26 % de la solar.

La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la inauguración del Parque Solar Anchoris también en Mendoza y el Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.580 MW.

La compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 129 MW, ubicado en la provincia de San Juan. Además cuenta con dos parques solares (40 MW en total) y su primer proyecto de almacenamiento de energía, ambos en la provincia de Buenos Aires, destinados a atender la demanda durante los picos de consumo.

Con sus seis parques solares en operación — Parque Solar Ullum (Ullum I, II y III), Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (150 MW) — Genneia alcanza más de 640 MW de capacidad instalada en energía solar.

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Pampa Energía cerró 2025 con crecimiento en generación eléctrica y mayores reservas en Vaca Muerta

Pampa Energía presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025, un período marcado por un sólido desempeño en su negocio de generación eléctrica. El EBITDA del segmento alcanzó los US$111 millones, un 28% superior al mismo período de 2024, impulsado por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.  

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó: “La implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.

En petróleo y gas, la producción total creció 32% respecto del mismo período de 2024 y las reservas probadas alcanzaron 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que al cierre del año anterior. Durante 2025, Pampa repuso reservas por una cantidad equivalente a tres veces su producción, lo que permitió extender el horizonte de las mismas de 8 a 10 años. Además la compañía informó que el desarrollo de Rincón de Aranda, uno de sus principales proyectos en Vaca Muerta, continúa en su etapa inicial y avanza conforme al plan de expansión previsto. 

La compañía registró ventas por US$507 millones, lo que representa un incremento del 16% respecto del mismo período de 2024. En el acumulado anual, la facturación alcanzó aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024. El EBITDA ajustado del cuarto trimestre fue de US$230 millones, con una suba del 26% interanual. 

En materia financiera, en noviembre de 2025 la compañía emitió un bono internacional por US$450 millones con una tasa de 7,75% a 12 años, un plazo récord para una empresa privada argentina. Esta operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera consistente con el plan de inversiones.

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Inauguran en Neuquén el Parque Solar Los Chihuidos

El gobernador Rolando Figueroa encabezó este martes la inauguración del Parque Solar Los Chihuidos, que permitirá que la comunidad local acceda por primera vez a energía renovable y continua durante las 24 horas del día.

“En nombre del Estado, le pido disculpas a cada poblador y a cada familia que durante años esperó lo que debía ser un derecho. Hubo quienes miraron a la provincia solo desde la capital y no entendieron lo que se vive en el interior, donde cada dificultad pesa el doble”, aseguró el gobernador.

El gobierno neuquino gestionó el proyecto y el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) se encargará de operar la nueva infraestructura. La obra fue construida y financiada por PAE e YPF.

La puesta en marcha del parque fue posible tras la finalización de la nueva red de distribución eléctrica, ejecutada por el EPEN y financiada a través de un fondo de la secretaría de Ambiente con aportes de PAE. Esta obra finalizó en septiembre de 2025 e incluyó la renovación del tendido, la instalación de líneas, subestaciones transformadoras y alumbrado público LED, y constituyó un paso indispensable para habilitar el nuevo sistema solar.

“Las empresas son más valiosas cuando están presentes en el territorio ayudando a la gente”, destacó el gobernador. Consideró como un “acto de justicia” que los habitantes de Los Chihuidos puedan contar con el servicio eléctrico las 24 horas. “Es lo mínimo que deberían haber tenido hace muchos años”, señaló.

Por su parte, la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves destacó la decisión política de revertir “esta injusticia que venía sufriendo toda la localidad” y manifestó: “Que en el corazón de Vaca Muerta no tengan luz las 24 horas del día, era algo poco creíble”.

“Cuando asumimos en la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales encontramos que había un fondo que pocos conocían que existía, que era el fondo de las servidumbres, que tiene por ley un destino específico y estaba desordenado. El gobernador nos indicó que ese fondo lo teníamos que ordenar y transparentar hacia dónde iban esos recursos. De ahí sale el financiamiento para hacer la obra de distribución”, relató.

“Pan American no vino solo a cumplir con esta obligación, sino que vino a redoblar la apuesta: no nos podemos quedar solamente con eso y queremos invertir en el parque solar”, explicó Esteves.

Nicolás Fernández Arroyo, responsable de Relaciones Institucionales de PAE, afirmó que “la inauguración del parque solar marca un antes y un después para la comunidad. Acompañar este proyecto y ver hoy a Los Chihuidos acceder a energía las 24 horas nos llena de orgullo”.

“Esta iniciativa sintetiza nuestro compromiso con Neuquén y con el desarrollo de soluciones energéticas sustentables para las comunidades donde estamos presentes”, aseguró Fernández Arroyo.

El presidente del EPEN, Mario Moya explicó que proyecto permite una “solución de fondo” al abastecimiento eléctrico de la localidad y detalló que se trata de un “parque solar, una mini red híbrida que no solamente son los 288 paneles, sino que también está acompañado de baterías que hacen de respaldo”.

“Tenemos una potencia instalada de 200 kilowatts. Las baterías nos permiten, además, en el caso de que no tengamos buenas condiciones climatológicas, tener dos días de reserva. Y un grupo también ante una eventualidad”, agregó.

El parque

El parque solar cuenta con 288 paneles fotovoltaicos con capacidad de 200 kW, un banco de baterías de ion-litio de 545 kWh con autonomía de hasta dos días, y un sistema híbrido solar-diésel que permitirá reducir más del 70% del consumo de combustible. Para la Provincia, la incorporación de estas baterías de almacenamiento constituye un componente esencial para asegurar energía continua incluso en ausencia de radiación solar, un cambio radical respecto del sistema diésel que solo permitía 13 horas de electricidad por día y requería un elevado esfuerzo operativo y económico de la comunidad.

La operación y mantenimiento del parque estará a cargo del EPEN, asegurando continuidad y gestión local del sistema.

La inauguración representa un avance estructural para Los Chihuidos, ya que permitirá ampliar actividades productivas, mejorar servicios comunitarios y fortalecer el desarrollo local a partir del acceso continuo a la energía.

Este parque solar fue gestionado por el gobierno provincial, que desde la asunción de Figueroa se propuso asegurar que la energía producida en Neuquén llegue primero a sus habitantes, priorizando el acceso equitativo a servicios esenciales en todo el territorio. La iniciativa forma parte de una agenda orientada a reducir brechas históricas entre regiones y fortalecer la infraestructura que sostiene la vida cotidiana de las comunidades más aisladas.

La comunidad de Los Chihuidos se encuentra dentro del área Aguada Pichana Oeste, donde PAE es socio mayoritario y operador junto a YPF.

Para PAE este proyecto constituye un hito significativo en materia de infraestructura social y energética. Desde 2017, la compañía acompaña a la comunidad a través de diversas iniciativas de sustentabilidad enfocadas en mejorar el acceso al agua y la energía, fortalecer organizaciones locales, promover prácticas productivas sostenibles y contribuir a un entorno comunitario más integrado. Este trabajo territorial de largo plazo ayudó a consolidar capacidades locales que hoy resultan claves para la apropiación del parque solar.

Además, durante el acto de inauguración se firmaron dos nuevos acuerdos que profundizan el trabajo conjunto entre la Provincia, PAE y la comunidad: el Programa de Eficiencia Energética, orientado a promover buenas prácticas de uso responsable y gestión eficiente de la energía con protagonismo del EPEN; y la continuidad del Programa Chihuidos Sustentable, que da seguimiento y consolida las iniciativas comunitarias y productivas que PAE impulsa desde 2017, fortaleciendo una transición energética con participación local.

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Trump dijo que la Marina de Estados Unidos escoltará a los petroleros que quieran cruzar el Estrecho de Ormuz

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció medidas inmediatas para proteger el comercio marítimo, especialmente el energético, que transita por el Golfo Pérsico y el Estrecho de Ormuz, una de las rutas petroleras más estratégicas del mundo.

En una publicación realizada en la red social Truth, Trump indicó que la Corporación Financiera para el Desarrollo de Estados Unidos (USDF) ofrecerá seguros contra riesgos políticos y garantías de seguridad financiera a un precio accesible para todas las compañías navieras que operen en la zona.

Respecto a la seguridad física de los petroleros, el mandatario fue tajante: “De ser necesario, la Armada estadounidense comenzará a escoltar petroleros a través del Estrecho de Ormuz lo antes posible. En cualquier caso, Estados Unidos garantizará el libre flujo de energía en todo el mundo”.

Trump destacó además la posición de su país como potencia global: “Estados Unidos es la mayor potencia económica y militar del planeta; se tomarán nuevas medidas en el futuro”. Estas declaraciones reflejan la intención de Washington de mantener abierta y segura una vía clave para el suministro energético mundial.

El cierre de Ormuz derivó el lunes en el mayor incremento del petróleo en los últimos cuatro años. Este paso marítimo es el único que conecta el golfo Pérsico con el golfo de Omán y el océano Índico y por allí circula el 20 % del crudo mundial.

“Cualquiera que quiera pasar, nuestros héroes de la Armada y el Ejército prenderán fuego a esos barcos”, advirtió Ebrahim Jabbari, alto comandante de la Guardia Revolucionaria. “No vengan a esta región. No permitiremos que salga ni una sola gota de petróleo”, remarcó el comandante.

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Southern Energy y SEFE firman contrato de exportación de GNL por ocho años desde la Argentina

Southern Energy y Securing Energy for Europe (SEFE) suscribieron un acuerdo para la exportación de gas natural licuado (GNL) desde la cuenca de Vaca Muerta. El contrato contempla el envío de 2 millones de toneladas anuales durante un periodo de 8 años.

Las operaciones comenzarán a fines de 2027 en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro, mediante el buque de licuefacción “Hilli Episeyo”

El volumen previsto representa “más del 80% de la capacidad de producción” de dicha unidad y el 30% de la capacidad conjunta de los dos buques que se instalarán en la zona.

Según un comunicado de Southern Energy —consorcio integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG—, el proceso de negociación concluyó ayer en Berlín con la firma del contrato definitivo. 

Esta operación representa “la mayor venta de GNL desde Argentina al mundo en términos de volumen y de plazo”.

El acuerdo finaliza un proceso que se inició formalmente en diciembre pasado, cuando ambas compañías anunciaron un acuerdo marco o “Heads of Agreement” para negociar las condiciones de venta. 

El acto de firma se realizó en el AXICA Convention Centre de Berlín y contó con la participación de los principales directivos de las firmas involucradas y autoridades diplomáticas.

En el evento estuvieron presentes Rodolfo Freyre, presidente de SESA; Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; y Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE. 

También asistieron Martin Rueda de Harbour Energy, Patricio Da Ré de YPF, y los directivos de Golar LNG, Karl Staubo y Federico Petersen. 

La delegación argentina fue acompañada por la embajadora en la República Federal de Alemania, Betina Pasquali de Fonseca.

Por parte de la empresa europea SEFE, participaron su CEO, Dr. Egbert Laege; Doris Honold, del Consejo de Supervisión; Jean-Manuel Conil-Lacoste, vicepresidente ejecutivo de GNL; y Sharif Islam, vicepresidente de GNL Origination-Atlantic.

La presencia de estas autoridades subraya la escala internacional del proyecto energético.

Desde el aspecto técnico, la producción se concentrará inicialmente en el buque “Hilli Episeyo”, cuya capacidad es de “2,45 millones de toneladas anuales de GNL”. 

El proyecto integral de Southern Energy contempla un segundo buque, con el objetivo de alcanzar una capacidad de producción conjunta de “6 millones de toneladas anuales de GNL”.

El documento oficial señala que el objetivo fundamental es “monetizar los vastos recursos de gas de Vaca Muerta”.

Asimismo, el consorcio destacó que los ingresos derivados de esta exportación permitirán “generar una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país”, consolidando la inserción de la producción energética local en los mercados globales.

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Misiones: extienden el programa Ahora Gas con recargas a $14.000

El programa Ahora Gas continúa realizando operativos que todas las semanas acercan a distintas localidades la posibilidad de realizar recargas de garrafas de GLP de 10 kg a $14.000, un precio muy inferior al valor en estaciones de servicio, comercios y cooperativas, en donde los valores rondan entre $17.000 y $18.000, mientras que en otros comercios se vende a precios todavía mayores.

Durante marzo, el Ahora Gas recorrerá las localidades de Posadas (3/3); Garupá (4/3); Jardín América (5/3); San José (10/3); Posadas (10/3); Apóstoles (11/3); Azara (12/3); Puerto Leoni (17/3); Posadas (17/3); Puerto Rico (18/3); Montecarlo (19/3); Oberá (25/3) y Guaraní (26/3).

El programa Ahora Gas, que fue creado en el año 2018 durante el primer mandato de Hugo Passalacqua, continúa acercando este beneficio al que acceden familias de toda la provincia; una herramienta que fortalece el acceso a un servicio esencial y cobra mucha relevancia si además tenemos en cuenta que Misiones es la única provincia del país que todavía no cuenta con acceso a la Red de Gas Natural en ninguna de sus localidades.

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YPF descarta “subas bruscas” de combustibles pese a la escalada bélica en Medio Oriente y el salto del petróleo

El presidente de YPF, Horacio Marín, afirmó que el conflicto bélico en Medio Oriente no se traducirá en aumentos abruptos en el precio de los combustibles en el mercado local. Tras el ataque conjunto de Estados Unidos e Israel a Irán y la posterior respuesta del régimen iraní, el crudo internacional superó los 80 dólares por barril, casi 20 dólares más que la semana anterior.

Marín sostuvo que la petrolera aplica una política que amortigua los picos y las caídas del petróleo en el corto plazo. “No miramos el precio diario. Trabajamos con promedios para evitar trasladar movimientos transitorios al consumidor”, explicó. En ese sentido, descartó subas inmediatas, aunque dejó abierta la posibilidad de ajustes graduales si el valor del barril se mantiene elevado durante un período prolongado.

El directivo subrayó que el 15% del consumo mundial de crudo pasa por el estrecho de Ormuz, por donde circulan unos 15 millones de barriles diarios. Cualquier alteración en esa vía estratégica impacta sobre la oferta global y presiona las cotizaciones. Aun así, insistió en que la compañía buscará sostener la estabilidad en los surtidores.

En paralelo, destacó que la Argentina podría verse favorecida por el nuevo escenario internacional. “Nos convertimos en un proveedor seguro porque no estamos en zona de guerra”, señaló, y remarcó los avances en proyectos de gas natural licuado (GNL) junto a la italiana Eni y la emiratí XRG. Según estimó, el país podría alcanzar exportaciones energéticas por 50.000 millones de dólares anuales en un escenario de precios normales.

Desde el sector privado, el director de Aleph Energy, Daniel Dreizzen, planteó que cada dólar adicional en el precio internacional del petróleo mejora la balanza comercial argentina en unos 125 millones de dólares. Si la suba se consolidara en torno a los 10 dólares, el ingreso extra superaría los 1.200 millones. En el caso del gas, indicó que el impacto es menor porque el país redujo sus importaciones de GNL.

De todos modos, advirtió que el beneficio dependerá de la duración del conflicto. Si los valores se estabilizan en niveles altos, el efecto sería positivo para un país que apuesta a exportar petróleo y gas. Pero si el mercado corrige a la baja una vez superada la crisis, el escenario podría revertirse.

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Enargas unifica los subsidios de gas y elimina la segmentación por niveles

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó un nuevo procedimiento informativo para implementar el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y eliminó la segmentación de usuarios.

Esta medida establece la unificación de los beneficiarios en una sola categoría de usuarios que requieren asistencia para el consumo indispensable, eliminando la anterior división en tres niveles (N1, N2 y N3).

La normativa incorpora a los usuarios de gas licuado de petróleo (GLP) por redes al sistema de subsidios y mantiene los bloques de consumo base de gas natural establecidos previamente.

Asimismo, la medida deja sin efecto el programa de Tarifa Social Federal de Gas y las bonificaciones para entidades de bien público, cuyos beneficiarios pasan a estar integrados en el nuevo esquema unificado.

De acuerdo con la Resolución 101/2026 del ENARGAS, publicada este martes en el Boletín Oficial, se derogan las resoluciones previas que regulaban los informes de subsidios para entidades sociales y GLP.

El organismo dispuso nuevos modelos de declaraciones juradas que las empresas prestadoras y subdistribuidores deben presentar para verificar los volúmenes de gas consumidos bajo este régimen.

El esquema contempla bonificaciones generales sobre el precio del gas y un descuento adicional extraordinario de hasta el 25% para el año 2026, destinado a los beneficiarios del SEF.

Estos cambios administrativos y técnicos son aplicables para las facturaciones realizadas a partir del 1 de febrero de 2026.

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Un consorcio liderado por Blackrock acordó la compra de una generadora que le ganó a la Argentina un juicio millonario en el CIADI

Un consorcio liderado por el mayor fondo de inversión del mundo, BlackRock, acordó la compra de AES Corporation, la compañía de energía estadounidense dueña de AES Argentina, una de las principales generadoras en el país. AES Corporation es la empresa que el año pasado obtuvo una sentencia favorable en una demanda contra el Estado argentino por US$ 732 millones en tribunales internacionales.

AES Corporation notificó esta semana que acordó la venta de la compañía a un consorcio de empresas liderado por Global Infrastructure Partners (GIP), empresa controlada por BlackRock. El acuerdo está valuado en aproximadamente US$ 33.400 millones.

Y es que, el consorcio -que conformado por GIP, el fondo EQT Infrastructure VI, CalPERS (un fondo de pensiones de empleados públicos de California) y Qatar Investment Authority- acordó pagar 15 dólares en efectivo por cada acción de AES.

«Esta transacción posicionará mejor a AES para impulsar el crecimiento a largo plazo en todas sus unidades de negocios, incluidas las empresas de servicios eléctricos reguladas y la energía limpia competitiva en EE. UU. y los activos de infraestructura energética crítica en América Latina«, comunicó AES.

AES es una multinacional estadounidense enfocada en el rubro de generación eléctrica, con operaciones en cuatro continentes. La empresa reportó activos de generación por 32,1 GW de potencia instalada en su reporte global de 2024. También destaca por ser el principal vendedor de energía limpia en el mundo a través de contratos PPA y por ser el principal importador de GNL en Centroamérica y el Carible.

Blackrock: La sentencia millonia contra Argentina en el CIADI

La empresa con sede en Virginia, EE.UU., fue noticia el año pasado por obtener una sentencia favorable contra el Estado argentino por 732 millones de dólares en el Centro Internacional de Arreglo de Diferendos de Inversión (CIADI).

La demanda de AES iniciada en el CIADI en 2002 fue por la pesificación de los contratos de concesión de la represa hidroeléctrica de Alicurá. En el marco de la salida de la convertibilidad en 2001, el Estado nacional modificó las condiciones contractuales que establecían ingresos en dólares, generando pérdidas para los concesionarios.

AES reclamaba un resarcimiento de US$ 1814 millones, que con intereses podía alcanzar los 2500 millones. El CIADI, que es un tribunal del Banco Mundial para la resolución de controversias entre empresas y Estados, falló en mayo a favor de AES pero por una cifra finalmente inferior.

Con el fallo en su favor, la empresa estadounidense inició una demanda contra la Argentina en una corte de Washington con el objetivo de ejecutar el cobro.

La empresa tiene presencia en el país a través de AES Argentina. Su subsidiaria local es una de las principales compañías generadoras de electricidad del país, con una potencia instalada de 3001 MW.

, Nicolás Deza

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APLA reúne en Brasil a los líderes de la logística petroquímica y química regional

Será el 14 y 15 de abril en San Pablo, Brasil

La 28 Reunión Logística APLA se realizará los días 14 y 15 de abril en San Pablo, Brasil, y convocará a ejecutivos y especialistas de toda América Latina para analizar el contexto económico regional, los desafíos estructurales de la logística industrial y las nuevas tecnologías aplicadas a la cadena de suministro. Los participantes tendrán además acceso especial a Intermodal South America.

La Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) celebrará en abril de 2026 una nueva edición de la Reunión Logística APLA, consolidada a lo largo de casi tres décadas como el encuentro de referencia regional de logística para la industria petroquímica y química.

La jornada de APLA

El evento reunirá a ejecutivos de Supply Chain, Operaciones, Logística, Compras y áreas Comerciales, junto a representantes de empresas productoras y distribuidoras, operadores logísticos, terminales portuarias, consultoras y proveedores tecnológicos de la región. Además de la actualización técnica, la reunión ofrecerá espacios especialmente diseñados para el networking y la generación de oportunidades de negocio entre los principales tomadores de decisión del sector.

 La agenda comenzará con un análisis económico y político regional, que permitirá contextualizar el escenario en el que operan las cadenas de suministro en América Latina, con un especial énfasis en el corredor transversal Brasil – Paraguay – Argentina – Chile. Luego continuará con paneles y conferencias centrados en los temas que hoy marcan la evolución de la logística industrial.

La agenda del encuentro

Entre los contenidos destacados del programa se incluyen:

• Visión de la logística del sector petroquímico y químico en América Latina.

• Exportación de Vaca Muerta a Brasil.

• Impacto de las tarifas en el escenario de Supply Chain.

• Impacto en la logística del nuevo escenario de químicos y plásticos.

• Compra de terminales por parte de empresas navieras.

• Desafíos de la logística marítima en la región.

• Actualidad del Puerto de Houston.

• Hidrovías: panorama actual y perspectivas de Manaos.

• Actualidad de los puertos en Latinoamérica: demoras, dimensión, capacidad y perspectivas hacia el mediano y largo plazo.

• Innovación: inteligencia artificial en la gestión de puertos y casos reales de optimización de operaciones.

• Transporte rodoviario: herramientas para gestionar la escasez de conductores.

• Sostenibilidad: criterios de evaluación de ESG corporativa.

• Panorama y perspectivas del comercio exterior de productos químicos de Brasil Como parte de la propuesta de valor del encuentro, los participantes tendrán acceso a Intermodal South America, la feria líder de logística, intralogística, tecnología, comercio exterior y transporte multimodal de la región.

Con una agenda alineada a los desafíos actuales del sector y un entorno propicio para el intercambio profesional, la 28 Reunión Logística APLA vuelve a posicionarse como un espacio estratégico para anticipar escenarios, fortalecer vínculos y potenciar el desarrollo de negocios en la logística de la industria petroquímica y química latinoamericana.

, Redaccion EconoJournal

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Southern Energy y SEFE firmaron en Berlín el contrato para la venta de GNL por 8 años

De izquierda a derecha, Marcos Bulgheroni y Rodolfo Freyre, de SESA; Betina Pasquali de Fonseca, embajadora argentina en Alemania; y Doris Honold, Frédéric Barnaud y Egbert Laege, de SEFE.

Southern Energy (SESA) y SEFE Securing Energy for Europe firmaron en Berlín el contrato para la venta por parte de SESA de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) por 8 años. Se trata de la mayor venta de este combustible desde la Argentina al exterior en términos de volumen y de plazo, informaron este miércoles las compañías.

La comercialización de GNL comenzará a partir de fines de 2027 cuando se inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que serán instalados por SESA en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. El consorcio de Southern Energy está conformado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

En diciembre ambas compañías habían anunciado un acuerdo marco o Heads of Agreement para negociar un contrato de venta de GNL, proceso que concluyó a través de este contrato definitivo firmado en el AXICA Convention Centre de Berlín.

El volumen de GNL previsto en el contrato representa más del 80% de la capacidad de producción del “Hilli Episeyo”, que será de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, y más del 30% de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción que llegará a los 6 millones de toneladas anuales de gas licuado.

El proyecto prevé una primera etapa con la instalación del Hilli Episeyo frente a las costas rionegrinas y una inversión inicial estimada en torno a los US$7.000 millones en infraestructura. En una segunda fase se incorporará un nuevo buque de licuefacción, el MKII, lo que demandará la construcción de un gasoducto dedicado desde Vaca Muerta.

Por el avance del proyecto en cuanto a ingeniería, contratos y decisión final de inversión, Southern está en condiciones de ser el primer exportador de GNL del país, a lo que seguirá las iniciativas de YPF con sus socios internacionales ENI y Adcap, y el proyecto de la empresa Cammuzi.

GNL: la firma del acuerdo en Berlín

El buque Hilli Episeyo estará operativo frente a las costas de Río Negro en 2027.

Del evento participaron Rodolfo Freyre, presidente de SESA; Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Martin Rueda, director general de Harbour Energy Argentina y Director Titular de SESA; Patricio Da Ré, Project Integration director de YPF y director Titular de SESA.

También se encontraban Karl Staubo, CEO de Golar LNG; Federico Petersen, CCO de Golar LNG y Director Titular de SESA; y Matías Lacabanne, CCO de SESA, con la presencia de la embajadora argentina en la República Federal de Alemania, Betina Pasquali de Fonseca.

Además, por parte de SEFE participaron su CEO, Egbert Laege; Doris Honold, miembro del Consejo de Supervisión; Jean-Manuel Conil-Lacoste, Vicepresidente Ejecutivo de LNG; y Sharif Islam, Vicepresidente de LNG Origination – Atlantic.

Southern Energy informó también que «los ingresos derivados de este contrato permitirán monetizar los muy ampios recursos de gas de la formación no convencional de Vaca Muerta y generar una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país».

Freyre detalló que “el contrato con SEFE tiene relevancia porque confirma el posicionamiento de la Argentina como un nuevo proveedor internacional y estratégico de GNL para la diversificación de las fuentes globales de suministro. Pero también constituye un aporte clave para fortalecer la seguridad energética en Europa».

Por su parte, Barnaud aseguró que «gracias a la determinación y enfoque compartidos, se logró avanzar de un HoA a un SPA (“Sales and Purchase Agreement”) plenamente consolidado en poco más de tres meses. Este rápido progreso demuestra que SESA es el socio adecuado para ampliar nuestro portafolio en América del Sur y, de ese modo, fortalecer la seguridad energética de Europa».

El CCO de SEFE detalló que con entregas que comenzarán ya en 2027, SEFE será «la primera compañía energética alemana en recibir cargamentos provenientes de Argentina, y también el primer cliente mundial de GNL de largo plazo del país”.

El consorcio exportador de GNL

El licuefactor MKII será el segundo FLNG que completará los 6 MTPA al año.

La conformación de Southern está integrada por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), y lleva adelante el más avanzado de los proyectos de exportación de GNL de la Argentina, a través del desarrollo de distintas etapas sucesivas durante los próximos años.

Se trata de una inversión superior a US$15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de dos buques de licuefacción que serán instalados en el Golfo San Matías. El consorcio prevé alcanzar exportaciones por más de US$20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035.

El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, y tendrá una elevada participación de proveedores locales durante la operación del proyecto.

Su contraparte en este acuerdo es la compañía energética internacional con su sede principal en Berlín, encargada del suministro e impulso de la descarbonización de sus clientes en Europa. Sus actividades abarcan la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento.

SEFE es considerado uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía. Sus 50.000 clientes van desde pequeñas empresas hasta municipios y organizaciones multinacionales.

, Ignacio Ortiz

Información de Mercado, runrunenergetico.com

La crisis en Medio Oriente reacomoda el tablero y Vaca Muerta emerge como el nuevo motor de dólares internos

La tensión en el estrecho de Ormuz volvió a sacudir el mercado global del petróleo y, con cada salto del Brent, la economía argentina recibe un impacto inesperado: Vaca Muerta se convierte en el principal generador de dólares “internos” en un momento de fragilidad externa.

Lo que hasta hace unos meses era un debate técnico sobre exportaciones energéticas hoy se transformó en un capítulo central de la política económica.

Un conflicto lejano que mueve la aguja local

El ataque a buques petroleros y la interrupción parcial del tránsito en Ormuz dispararon el precio del crudo. Para países importadores, es un problema. Para Argentina, que ya exporta volúmenes crecientes de shale oil, es una oportunidad que llega en un momento crítico.

Cada u$s10 de suba en el Brent mejora la balanza energética y amplía el margen fiscal. La crisis externa se convierte, paradójicamente, en un pulmón financiero interno.

Cómo se reconfigura el mapa energético argentino

La combinación de precios altos y producción récord en Neuquén genera un escenario inédito:

• Más dólares por exportaciones de petróleo a Chile y al Atlántico.

• Mayor superávit energético, clave para sostener reservas.

• Un flujo estable de divisas que no depende del crédito externo.

• Un rol creciente de Vaca Muerta como amortiguador macroeconómico.

Lo que antes era un proyecto de largo plazo hoy funciona como válvula de alivio inmediata.

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La historia en movimiento: de promesa a ancla macro

Durante años, Vaca Muerta fue presentada como una apuesta futura. La infraestructura incompleta, los cuellos de botella y la volatilidad regulatoria demoraron su despegue.

Pero la combinación de:

• el Gasoducto Néstor Kirchner,

• la expansión de oleoductos,

• la mejora en eficiencia operativa,

• y la crisis geopolítica externa,

aceleró un proceso que parecía más lento. El shale argentino pasó de ser un proyecto a ser un actor macroeconómico real.

Qué miran ahora los analistas

Los informes de bancos y consultoras coinciden en tres señales:

• El superávit energético llegó para quedarse, al menos mientras el Brent se mantenga alto.

• La producción de shale oil seguirá creciendo, incluso si el fracking se estabiliza.

• La economía argentina depende cada vez más del desempeño energético, un cambio estructural que reordena prioridades políticas y fiscales.

La historia se mueve rápido: Vaca Muerta ya no es solo un yacimiento, sino un pilar de estabilidad en medio de un mundo convulsionado.

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Capitales del círculo de Trump desembarcan en Vaca Muerta y reordenan el mapa de inversiones energéticas

El desembarco de Continental Resources, la petrolera fundada por Harold Hamm —referente del fracking estadounidense y aliado político de Donald Trump— marca un movimiento inesperado en el tablero energético argentino.

La compañía tomó el control del 90% del bloque Los Toldos II Oeste, hasta ahora en manos de Pluspetrol, en una operación que el Gobierno celebró como una señal de confianza del capital norteamericano en el shale neuquino.

Un jugador que cambia la competencia en Neuquén

La llegada de Continental Resources introduce un actor con peso propio en el ecosistema del shale:

• Aporta experiencia directa del Bakken, la cuenca que impulsó la revolución del fracking en EE.UU.

• Eleva la competencia entre operadoras por bloques de alto potencial.

• Aumenta la demanda de servicios especiales, sets de fractura y logística.

• Presiona por más infraestructura, especialmente transporte y capacidad de exportación.

El ingreso de un operador de este calibre no es habitual: Continental no compra activos marginales, sino áreas con proyección de desarrollo intensivo.

Un movimiento con lectura política y geoeconómica

La operación se da en un contexto de alineamiento entre Buenos Aires y Washington. Hamm es un aliado histórico de Trump y figura influyente en la agenda energética republicana. Su desembarco en Vaca Muerta envía un mensaje al mercado:

• Estados Unidos vuelve a mirar el shale argentino.

• Las independientes norteamericanas evalúan replicar su modelo fuera de la Cuenca Pérmica.

• Vaca Muerta aparece como activo estratégico hemisférico en un escenario global de precios altos y tensiones geopolíticas.

El ministro Luis Caputo destacó que esta operación “abre la puerta a nuevas inversiones estadounidenses en el sector”.

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Qué significa para Pluspetrol y para la cadena de valor

Pluspetrol retiene una participación minoritaria, pero libera capital para otros desarrollos. Para la cadena de proveedores neuquina, la llegada de Continental implica:

• más actividad de perforación y completamiento,

• mayor rotación de equipos,

• nuevos estándares operativos,

• y un aumento en la demanda de servicios locales.

El movimiento reconfigura la competencia en un momento en que Vaca Muerta consolida niveles récord de actividad.

Una señal que puede multiplicarse

El ingreso de Continental Resources no es solo una operación corporativa: es una señal de que los jugadores que moldearon el boom del shale en Estados Unidos empiezan a mirar a Vaca Muerta como su próxima frontera de expansión.

Si otros operadores independientes siguen el mismo camino, el mapa de inversiones energéticas en Argentina podría cambiar de escala.

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Vaca Muerta consolida un nuevo piso operativo: el fracking ya no baja de las 2.300 etapas mensuales

La actividad de fractura hidráulica en Vaca Muerta cerró febrero con 2.371 etapas, apenas un 1,25% menos que enero, pero suficiente para confirmar una señal estructural: el shale neuquino ya opera sobre un piso estable de más de 2.300 fracturas mensuales, un nivel que hasta hace poco era considerado excepcional y hoy se volvió rutina.

La señal de tendencia: estabilidad en zona récord

El retroceso mensual es estadístico, no operativo. La industria sostiene un ritmo que coloca a enero y febrero en el podio histórico de actividad, solo por detrás del récord absoluto de mayo del año pasado (2.588 etapas).

La tendencia es clara: Vaca Muerta dejó de crecer por saltos y pasó a crecer por consistencia.

Qué explica este nuevo piso

• Sesgo crudo-céntrico: 1.907 fracturas fueron para shale oil y solo 464 para gas, impulsadas por infraestructura en expansión y expectativas de exportación.

• Mayor eficiencia operativa: YPF volvió a superar las mil fracturas mensuales (1.087), consolidando su liderazgo.

• Concentración en servicios: Halliburton y SLB realizaron el 71% de las etapas, lo que estabiliza la capacidad instalada.

• Demanda sostenida: Las operadoras mantienen planes de perforación que requieren continuidad, no picos.

Quiénes marcan el pulso del fracking

• YPF: 1.087 etapas (46% del total).

• Vista Energy: 284.

• Pampa Energía: 238.

• Tecpetrol: 174.

• Pluspetrol: 162 en Neuquén (293 sumando otras áreas).

• TotalEnergies: 140.

• PAE: 90.

• Shell: 54.

• Phoenix: 11.

En servicios especiales:

• Halliburton: 982 etapas.

• SLB: 715.

• Tenaris: 325.

• Calfrac: 218.

• SPI: 131.

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Qué implica para la industria

• Producción más previsible: la estabilidad operativa reduce volatilidad en la curva de extracción.

• Mayor presión sobre infraestructura: plantas, oleoductos y logística trabajan al límite.

• Competencia por eficiencia: las operadoras buscan reducir tiempos muertos y optimizar sets.

• Base sólida para exportaciones: el sesgo hacia petróleo acompaña la estrategia de envíos a Chile y al Atlántico.

El desafío que viene

La industria ya no discute si puede acelerar más, sino si puede sostener este ritmo sin cuellos de botella. La señal de tendencia es inequívoca: Vaca Muerta entró en una fase de madurez operativa, donde la estabilidad pesa más que el récord.

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San Jorge llega a la PDAC con su mayor carta para inversores: el proyecto ya tiene aprobación ambiental en Mendoza

El Proyecto Minero San Jorge desembarcó en la feria minera más grande del mundo, la PDAC de Canadá, con un mensaje que por primera vez cambia su posición frente a los fondos internacionales: la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) ya está aprobada por la Legislatura de Mendoza, lo que habilita el inicio de la etapa de factibilidad.

El dato clave

La empresa presentó ante inversores globales que el proyecto está formalmente aprobado por la provincia, un giro decisivo tras más de 15 años de frenos políticos, judiciales y sociales.

Un proyecto que cambia de fase

El CEO de PSJ Cobre Mendocino, Fabián Gregorio, expuso en Toronto ante compañías de exploración, bancos y fondos mineros. Su mensaje se apoyó en tres ejes:

• El proyecto está activo y con hoja de ruta despejada.

• La aprobación ambiental permite avanzar a la etapa técnica, centrada en factibilidad, ingeniería y costos.

• La empresa busca conformar un núcleo inversor para financiar el desarrollo en Uspallata.

La compañía considera este momento como un punto de inflexión: de años de presencia internacional defensiva, a una fase donde predominan las definiciones técnicas y regulatorias.

El respaldo político y la estrategia provincial

La misión mendocina en la PDAC estuvo encabezada por:

• Hebe Casado, vicegobernadora

• Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente

• Jeronimo Shantal, director de Minería

El Gobierno provincial presentó la reactivación minera como política estratégica y destacó:

• El avance del PSJ San Jorge

• Los proyectos de exploración en el Distrito Minero Occidental de Malargüe

• La búsqueda de capital extranjero para diversificar la matriz productiva

También participó James Hedalen, CEO de Kobrea Exploration Corp., dueña de siete proyectos en Malargüe.

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Un proyecto con socios internacionales y nuevo marco legal

San Jorge es propiedad de:

• Zonda Metals GmbH (Suiza) – accionista mayoritaria

• Grupo Alberdi (Argentina) – liderado por Martín Rapallini, titular de la UIA

El proyecto se ubica en Uspallata, Las Heras, y es considerado uno de los desarrollos de cobre más relevantes del país. La aprobación ambiental y el nuevo marco normativo minero de Mendoza buscan dar previsibilidad a largo plazo.

Qué significa para los inversores

La aprobación de la DIA permite:

• Avanzar en factibilidad económica

• Definir costos, infraestructura y proyección de producción

• Establecer criterios de cumplimiento regulatorio y gestión de riesgo

• Competir en mejores condiciones por financiamiento internacional

En un contexto global donde el cobre es estratégico para la transición energética, Mendoza busca posicionarse como nuevo jugador.

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Brasil habilita a Petrobras a importar gas argentino desde Vaca Muerta para reemplazar el declive boliviano

Brasil dio un paso clave en su estrategia energética al autorizar a Petrobras a importar gas natural desde la Argentina para compensar la caída estructural de los envíos bolivianos.

La medida quedó formalizada mediante la Autorización SIM-ANP Nº 737, publicada a fines de 2025, y estará vigente hasta 2027. El permiso habilita a la petrolera estatal a comprar hasta 180 millones de metros cúbicos anuales bajo modalidad interrumpible.

El gas provendrá de la producción no convencional de Vaca Muerta y entrará a Brasil por Corumbá, en Mato Grosso do Sul, utilizando la infraestructura del Gasoducto Bolivia–Brasil (Gasbol) tras recorrer redes de transporte regional.

El declive boliviano acelera la integración energética regional

La decisión se inscribe en un escenario donde Bolivia atraviesa una caída sostenida de producción y exportaciones. Según datos oficiales brasileños, los envíos pasaron de 30 millones de m³ diarios en 2015 a menos de 15 millones en 2025, con una tendencia descendente que continuará por falta de inversiones y agotamiento natural de los campos.

El PDE 2035 de Brasil ya anticipaba este escenario y recomendaba diversificar el abastecimiento mediante gas argentino, priorizando contratos directos y reducción de intermediarios.

Impacto económico: Argentina gana mercado y Brasil reduce costos

El gas argentino transportado por gasoducto se ubica entre 4 y 6 dólares por millón de BTU, mientras que el GNL spot internacional oscila entre 8 y 10 dólares, lo que convierte a Vaca Muerta en una alternativa más competitiva para Brasil.

Para Argentina, la operación representa:

• nuevas divisas por exportación de gas,

• mayor utilización de infraestructura de transporte,

• consolidación de Vaca Muerta como proveedor regional.

Para Brasil:

• reducción de costos energéticos,

• menor exposición al mercado volátil del GNL,

• diversificación del suministro en un contexto de transición energética.

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Un movimiento que reconfigura el mapa gasífero del Cono Sur

La autorización de la ANP se suma a un proceso más amplio:

• YPFB dejó de ser exportador neto y pasó a operar como intermediario regional.

• Petrobras ya contaba con permisos para importar gas boliviano y ahora suma gas argentino.

• El Gasbol se consolida como corredor estratégico para el flujo energético regional.

La integración energética sudamericana entra así en una nueva etapa, donde la competitividad y la seguridad de abastecimiento pesan más que las alianzas históricas.

Proyección

Si Argentina avanza en la reversión del Gasoducto del Norte y en la ampliación de capacidad hacia Bolivia, los volúmenes exportables podrían multiplicarse y abrir un mercado brasileño de escala mucho mayor.

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Río Negro activa búsqueda laboral para el Proyecto Duplicar Norte: se requieren operadores, soldadores y topógrafos

El Servicio de Empleo Rionegrino abrió una convocatoria para cubrir cinco puestos técnicos destinados al Proyecto Duplicar Norte, la obra que ampliará la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta hacia Allen. Las posiciones requieren residencia en Río Negro y disponibilidad para trabajar en Catriel.

El dato clave

Se buscan tres operadores de maquinaria, un soldador especializado y un topógrafo, todos con experiencia comprobable y certificaciones técnicas acordes al trabajo en infraestructura petrolera.

Los perfiles solicitados

• Operador Side Boom / 0.E.2

• Operador de Topadora

• Operador de Grúa <60T

• Soldador API Pipeline Doble Junta

• Topógrafo

Requisitos excluyentes

• Ser mayor de edad

• Residencia en Río Negro

• Disponibilidad para traslado y permanencia en Catriel

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Por qué importa

Duplicar Norte es una obra estratégica: sumará más de 200 km de oleoducto, permitirá elevar la capacidad de transporte desde 20.400 a 55.400 m³ diarios y forma parte del paquete de infraestructura que acompaña la expansión del shale oil en Vaca Muerta.

Además, la Secretaría de Trabajo estima que este proyecto demandará alrededor de 300 empleos directos en su primera etapa, reforzando la política provincial de priorizar mano de obra local bajo la Ley 80/20.

Cómo postularse

La inscripción es online, cargando el CV en la plataforma del Servicio de Empleo Rionegrino (SER), que centraliza la base de datos laboral y coordina con empresas, sindicatos y municipios.

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El oficialismo acelera la reforma de la Ley de Glaciares y busca enviar una señal directa a la megaminería

El Gobierno activó en Diputados el tratamiento de la reforma a la Ley de Glaciares, una pieza central de su estrategia para destrabar inversiones en minería e hidrocarburos.

Tras la media sanción del Senado, el oficialismo convocó a un plenario de comisiones para este miércoles a las 10, con el objetivo de avanzar en un dictamen que pueda exhibirse ante inversores internacionales durante la “Argentina Week 2026” en Nueva York.

Impacto en el sector extractivo

La reforma apunta a redefinir el alcance de las zonas protegidas y habilitar actividades económicas en áreas periglaciares que hoy están vedadas. Para las provincias cordilleranas y para las compañías mineras, el cambio representa:

• Mayor superficie disponible para exploración y explotación, especialmente en cobre, litio y oro.

• Reglas más flexibles para proyectos que estaban frenados por la interpretación amplia del ambiente periglacial.

• Un marco jurídico más alineado con el RIGI, que ya acumula solicitudes por miles de millones de dólares.

Para el sector energético, la reforma también abre la puerta a nuevas áreas para infraestructura hidrocarburífera, siempre bajo evaluación ambiental.

Qué se discute en Diputados

El plenario reúne a:

• Recursos Naturales y Ambiente, presidida por José Peluc.

• Asuntos Constitucionales, encabezada por Nicolás Mayoraz.

El oficialismo busca un tratamiento rápido, pero no descarta extender el debate para ordenar apoyos y evitar costos políticos. La Casa Rosada quiere llegar a fin de mes con la ley aprobada.

Los puntos centrales de la reforma

• Elimina la prohibición automática de actividades extractivas en áreas periglaciares.

• Mantiene la protección absoluta de glaciares visibles.

• Distingue entre “formas periglaciares” con función hídrica estratégica y las que no la tienen.

• Devuelve a las provincias la facultad de definir qué zonas proteger.

• Crea el Inventario Nacional de Glaciares, a cargo del IANIGLA y coordinado por la Secretaría de Energía.

El cambio más sensible es la posibilidad de habilitar proyectos en zonas que hoy están blindadas, siempre que la evaluación ambiental lo permita.

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La tensión ambiental

Organizaciones ambientalistas alertan que la reforma reduce la protección hídrica en ecosistemas clave y abre la puerta a impactos irreversibles en cuencas de alta montaña. Señalan que:

• Las áreas periglaciares funcionan como reservas estratégicas de agua.

• La distinción entre “función hídrica comprobable” y “no comprobable” puede ser usada para flexibilizar controles.

• La transferencia de facultades a provincias podría generar criterios dispares y menor supervisión nacional.

El oficialismo sostiene que la ley vigente es “demasiado rígida” y que frenó inversiones durante más de una década.

El trasfondo político y económico

El Gobierno busca mostrar la media sanción como señal de estabilidad regulatoria ante fondos internacionales. La reforma es parte del paquete que Milei quiere exhibir en Nueva York para atraer capitales hacia minería, cobre, litio e hidrocarburos no convencionales.

El Senado aprobó la iniciativa con 40 votos a favor y 31 en contra, incluyendo rechazos de sectores peronistas de provincias mineras. Diputados podría replicar esa fractura.

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AT Computers inaugura el primer showroom con inteligencia artificial en Vaca Muerta y acelera la digitalización del sector energético

La empresa neuquina AT Computers abrió en Añelo el primer showroom tecnológico con inteligencia artificial orientado específicamente a la industria hidrocarburífera.

La iniciativa marca un salto en la oferta de servicios digitales para Vaca Muerta y posiciona a la compañía como proveedor estratégico en un mercado que demanda cada vez más automatización, ciberseguridad y soluciones de alto rendimiento.

Cómo funciona el nuevo espacio

El showroom integra:

• Sistemas de IA aplicada a mantenimiento predictivo y análisis de fallas.

• Equipamiento de última generación para entornos industriales.

• Simuladores y estaciones de prueba para operaciones críticas.

• Soluciones de conectividad y redes diseñadas para yacimientos.

La propuesta apunta a que operadoras, pymes de servicios y contratistas puedan probar tecnologías en tiempo real, evaluar rendimiento y recibir asesoramiento técnico especializado.

Impacto en el sector energético

La apertura del showroom tiene efectos directos en la cadena de valor:

• Reduce tiempos de adopción tecnológica para empresas que operan en Vaca Muerta.

• Acelera la digitalización de yacimientos, especialmente en monitoreo remoto y automatización.

• Fortalece la oferta local, disminuyendo la dependencia de proveedores de Buenos Aires o del exterior.

• Mejora la competitividad de pymes regionales que necesitan modernizar procesos para sostener contratos con operadoras.

En un contexto donde la industria avanza hacia modelos de operación más eficientes, la disponibilidad de tecnología en territorio se vuelve un factor clave.

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Por qué Añelo es estratégico

El showroom se instaló en el corazón operativo de Vaca Muerta, lo que permite:

• Atención inmediata a empresas que trabajan en campo.

• Pruebas en condiciones reales, no simuladas.

• Soporte técnico de proximidad, un diferencial crítico para operaciones 24/7.

La empresa anticipó que el espacio funcionará también como centro de capacitación, con entrenamientos en IA aplicada, redes industriales y ciberseguridad.

Qué significa para la competencia

La movida de AT Computers eleva la vara del mercado tecnológico regional:

• Obliga a otros proveedores a actualizar su oferta.

• Introduce estándares más altos en automatización y análisis de datos.

• Acelera la transición hacia operaciones inteligentes en la industria del shale.

Para las operadoras, implica un ecosistema más robusto y competitivo.

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El crudo salta más de 8% y el mercado global entra en alerta por el conflicto en Medio Oriente

Los precios internacionales del petróleo registraron un fuerte salto este lunes tras la interrupción del tráfico marítimo en el estrecho de Ormuz, uno de los corredores energéticos más sensibles del planeta. El Brent llegó a trepar 13% intradía y cerró con una suba de 8,1%, en u$s78,36, su valor más alto desde enero de 2025. El WTI avanzó 7,4% hasta u$s71,99.

La escalada bélica entre Irán, Israel y Estados Unidos provocó daños en petroleros, alteró rutas comerciales y dejó más de 200 embarcaciones fondeadas fuera del estrecho, generando una prima de riesgo inmediata en el mercado energético global.

Ormuz, el cuello de botella que define el pulso del crudo

El estrecho de Ormuz concentra cerca del 20% del petróleo mundial y es la vía de salida del crudo de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Irak, Irán y Kuwait. También transporta diésel, combustible para aviones y gasolina hacia China, India y otros grandes consumidores asiáticos.

Tres petroleros resultaron dañados y un marinero murió durante los ataques del fin de semana, lo que llevó a que varias navieras suspendieran temporalmente operaciones en la zona. Analistas coinciden en que, aunque el mercado ya operaba con una prima de riesgo incorporada, un cierre prolongado del paso podría derivar en un shock de oferta global.

Asia activa planes de contingencia ante un posible desabastecimiento

La tensión llevó a que varias economías asiáticas comenzaran a evaluar medidas de emergencia:

• Corea del Sur analiza liberar crudo de sus reservas estratégicas.

• India estudia rutas marítimas alternativas para garantizar abastecimiento.

• China monitorea inventarios y contratos spot ante posibles interrupciones.

A pesar del salto inicial, los precios moderaron parte de las ganancias durante la rueda asiática, aunque el Brent acumula un avance superior al 19% en lo que va del año.

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OPEP+, reservas globales y proyecciones de precios

En medio de la crisis, la OPEP+ aprobó un incremento moderado de 206.000 barriles diarios para abril, aunque la mayoría de los productores ya opera cerca de su capacidad máxima, con excepción de Arabia Saudita.

La AIE confirmó que mantiene contacto con los principales países de Medio Oriente y recordó que puede coordinar la liberación de reservas estratégicas si la situación se agrava.

Los inventarios visibles globales se ubican en 7.827 millones de barriles, equivalentes a 74 días de demanda, un nivel cercano al promedio histórico.

Citi proyecta que el Brent podría moverse entre u$s80 y u$s90 esta semana, dependiendo de la evolución del conflicto.

Impacto en Estados Unidos y sensibilidad política

Los futuros de la gasolina en EE.UU. subieron hasta 9,1%, alcanzando su nivel más alto desde julio de 2024. Analistas advierten que los precios en surtidor podrían superar los u$s3 por galón, un escenario políticamente delicado para la administración de Donald Trump en un año electoral de medio término.

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El Gobierno amplía el RIGI y abre la puerta a nuevas inversiones en petróleo

El Gobierno nacional amplió el alcance del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para incluir proyectos de perforación de petróleo de esquisto, una medida que generó interés inmediato entre las principales compañías del sector.

La decisión busca acelerar el desarrollo de áreas vírgenes en Vaca Muerta y atraer capitales en un contexto de expansión de infraestructura para la exportación de crudo.

YPF, Vista Energy y Pampa Energía manifestaron en sus recientes conferencias de resultados que evalúan adherirse al programa. El RIGI ofrece beneficios fiscales por 30 años, además de un esquema aduanero y exportador más flexible orientado a proyectos de gran escala.

Incentivos ampliados para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta

La ampliación del régimen, formalizada el 19 de febrero, incorpora a los pozos de petróleo de esquisto dentro de los proyectos elegibles. La medida coincide con el avance de un nuevo oleoducto dedicado y de un puerto de exportación que permitirán incrementar la capacidad de salida de crudo desde la cuenca neuquina.

Ejecutivos de YPF, Vista y Pampa destacaron que la inclusión del shale oil en el RIGI podría acelerar el desarrollo de bloques que originalmente estaban proyectados para 2029–2030, adelantando inversiones y ampliando el horizonte productivo de la formación.

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Impacto esperado en inversiones y rentabilidad

Analistas del mercado estiman que las exenciones fiscales del régimen podrían mejorar la rentabilidad de los proyectos de petróleo de esquisto hasta en un 12%, lo que incrementa el atractivo para compañías locales e internacionales. La industria estadounidense del shale, que enfrenta limitaciones de superficie de alta calidad, observa a la Argentina como un destino potencial para expandir operaciones.

Según estimaciones preliminares, el RIGI ya recibió solicitudes de proyectos energéticos y mineros que, en conjunto, requerirían inversiones superiores a los 50.000 millones de dólares.

Un marco orientado a grandes proyectos

La ampliación del régimen se inscribe en una estrategia oficial que busca atraer capitales de largo plazo, acelerar la producción exportable y consolidar a Vaca Muerta como un polo de desarrollo energético. La combinación de incentivos fiscales, infraestructura en expansión y mayor flexibilidad regulatoria configura un escenario favorable para nuevas inversiones en la cuenca.

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energiaestrategica.com, Información de Mercado

ANEEL de Brasil aprueba bases de licitación para la primera subasta de transmisión de 2026.

El consejo directivo de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil aprobó el aviso de licitación para la Subasta de Transmisión n.º 1/2026, consolidado tras el análisis técnico del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU).

El documento establece la licitación de nueve lotes, que resultarán en 859 km de nuevas líneas de transmisión y 4350 MVA de capacidad de transformación, con inversiones de aproximadamente R$ 5110 millones.

Los proyectos se instalarán en 12 estados: Bahía, Ceará, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Paraná, Río de Janeiro, Río Grande do Norte, Santa Catarina, São Paulo y Sergipe y, tras la firma del contrato, las empresas adjudicatarias tendrán entre 42 y 60 meses para completar las obras.

La primera sesión pública para los lotes 1, 2, 3, 4 y 5 se realizará el 27 de marzo de 2026. La segunda sesión pública se realizará en fecha y hora que se anunciarán mediante un Aviso Relevante emitido por la Comisión Permanente de Subastas (CPL), para los lotes restantes, y deberá ocurrir al menos 30 días después de la aprobación por parte del TCU del «Acuerdo de Terminación Consensual de los Contratos de Concesión n.º 6/2021-ANEEL; n.º 7/2021-ANEEL; n.º 13/2021-ANEEL y n.º 15/2021-ANEEL».

Consulta los lotes de la Subasta de Transmisión N° 01/2026:

LOTE DESCRIPCIÓN Estado(s) FECHA LÍMITE (MESES)
1 Continuidad:
  • LT 230 kV Santa Cabeça – Nilo Peçanha C1, con 115,22 km;
  • SE 230/138 kV Nilo Peçanha – (3+1Res) x 66,6 MVA;

Nuevas instalaciones:

  • SE 500/138 kV Nova Extrema – (6+1 Res) x 133 MVA;
  • Tramos de línea de transmisión de 500 kV entre la subestación Nova Extrema y la línea de transmisión de 500 kV Estreito – Fernão Dias C2, totalizando 21,34 km;
MG/SP/RJ 49
Objetivo de los Proyectos: Garantizar la continuidad del servicio público de transmisión para atender la región Fluminense Sur del estado de Río de Janeiro, la región de Bragança Paulista en el estado de São Paulo y la región sur del estado de Minas Gerais.
2
  • LT 230 kV Ponta Grossa – Canoinhas C1, con 137 km.
PR/SC 42
Objeto de los Proyectos:  Aumento de la capacidad del sistema de transmisión de 230 kV en el tramo Ponta Grossa – São Mateus do Sul – Canoinhas en los estados de Paraná y Santa Catarina.
3 Sublote 3A:
  • SE 500 kV Ceará Mirim II – 1 x Compensación Síncrona (-200/+300 Mvar)

Sublote 3B:

  • SE 500 kV Quixadá – 1 x Compensación Síncrona (-200/+300 Mvar)

Sublote 3C:

  • SE 500 kV Morada Nova – 2 x Compensación Síncrona (-200/+300 Mvar)

Sublote 3D:

  • SE 500 kV Açú III – 1 x Compensación Síncrona (-200/+300 Mvar)
Enfermera titulada/especialista en educación 42
Objetivo de los Proyectos:  Aumento de la capacidad del sistema de transmisión mediante la implementación de compensadores sincrónicos en las áreas de Ceará y Rio Grande do Norte.
4
  • LT 230 kV Olindina – Itabaianinha C1, CS, con 73,4 km;
  • SE 230/69 kV Nossa Senhora da Glória II – 2 x 150 MVA;
  • Tramos de línea de transmisión de 230 kV entre la subestación Nossa Senhora da Glória II y la línea de transmisión Paulo Afonso III – Itabaiana C2 de 230 kV, con 2 x 20 km.
BASE 42
Objetivo de los Proyectos:  Aumentar la capacidad de transmisión y atender la demanda en el Estado de Sergipe y ampliar el sistema de transmisión en la región Nordeste de Bahía.
5
  • Línea de transmisión 230 kV Cláudia – Cachimbo, con una longitud de 278 km;
  • LT 230 kV Cachimbo – Novo Progreso, con 227 km;
  • SE 500/230/138 kV Cláudia – nueva subestación 230 kV y transformación 500/230 kV – (3+1Res) x 150 MVA, y nueva subestación 138 kV y transformación 230/138 kV – 2 x 200 MVA;
  • Tubería SE 230 kV y Compensación Síncrona -45/+45 Mvar;
  • SE 230/138 kV Novo Progresso – 2 x 100 MVA y Compensación Síncrona -45/+45 Mvar. 
MT/PA 60
Objetivo de los Proyectos:  Abastecimiento a la región de Novo Progresso en el Suroeste del estado de Pará.
7
  • LT 345 kV Norte – São Miguel, C1 y C2, cada una con 8,2 km de longitud (subterránea);
  • Línea de transmisión São Miguel – Ramon Reberte Filho de 345 kV, C1 y C2, de 9,2 km cada una (subterránea);
  • SE 345/88 kV São Miguel – (9+1R) x 133,33 MVA.
SP 60
Objetivo de los Proyectos:  Atender la Región Metropolitana de São Paulo – subregiones Norte, Este y Sur, así como la Región ABC, atendida en gran parte por la distribuidora Enel SP.
8
  • SE 230/138 kV Iguatemi 2, 2 x 150 MVA;
  • Tramos de línea de transmisión 230 kV entre la subestación Iguatemi 2 y la línea de transmisión Guaíra – Dourados C1, 2 x 3,1 km.
EM 42
Objeto de los Proyectos:  Prestación de servicios eléctricos al estado de Mato Grosso do Sul: región de Naviraí.
9
  • SE 230/88 kV Dom Pedro I – (6+1 reserva) x 50 MVA;
  • Tramos de línea de transmisión de 230 kV entre la subestación Dom Pedro I y la línea de transmisión de 230 kV São José dos Campos – Mogi das Cruzes, con 2 x 9,5 km.
SP 42
Objeto de los Proyectos:  Abastecer adecuadamente el sistema DIT de 88 kV a la región industrial de Mairiporã, Jaguari y São José dos Campos.
10
  • SE 500/138 kV Cuiabá Norte – (3+1 reserva) x 200 MVA;
  • Tramos de línea de transmisión de 500 kV entre la subestación Cuiabá Norte y la línea de transmisión Jauru – Cuiabá C2, con longitud de 2 x 0,5 km.
MONTE 42
Objeto de los Proyectos:  Servir a la región metropolitana de Cuiabá, Estado de Mato Grosso

Cabe señalar que el Lote 6 se eliminó del alcance de la licitación por no estar incluido en el Acuerdo de Terminación Consensual. Se refería a la línea de transmisión de 345 kV Norte – Miguel Reale, tramos C3 y C4, cada uno de 14,5 km de longitud (subterráneos), para dar servicio a la Región Metropolitana de São Paulo (subregiones Norte, Este y Sur).

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Quantum América y CIER lanzan estudio que identifica brechas de costos y desempeño en la generación eléctrica regional

La Comisión de Integración Energética Regional (CIER) junto con Quantum América lanzarán el próximo jueves 5 de marzo el Estudio Internacional de Benchmarking en Generación Eléctrica – CIER 14 Fase III, una iniciativa orientada a identificar brechas de costos, productividad y desempeño técnico en el parque generador de América Latina y el Caribe.

El lanzamiento se realizará en el marco de un webinar regional, de modalidad virtual y participación gratuita, que tendrá lugar a partir de las 12 horas ARG, y que marcará el inicio formal de una nueva etapa de referenciamiento para el segmento de generación, en un contexto caracterizado por transición energética, presión sobre márgenes y creciente competencia en los mercados eléctricos.

“El sector de generación eléctrica en América Latina y el Caribe atraviesa una transformación profunda impulsada por la transición energética, la creciente competencia en los mercados eléctricos y la presión por maximizar la rentabilidad de los activos”, afirmó Daniel Konig, gerente de Proyectos de Servicios Públicos en Quantum América, en diálogo con Energía Estratégica.

En ese escenario, el ejecutivo sostiene que contar con una herramienta comparativa rigurosa se vuelve estratégico. “El CIER 14 – Fase III permite a las empresas conocer con precisión su posicionamiento relativo en costos, productividad y desempeño técnico, identificando brechas y oportunidades concretas frente a pares regionales con configuraciones tecnológicas comparables”, explica.

La nueva fase incorpora una actualización metodológica alineada con la evolución tecnológica del parque generador regional, por lo que se han refinado criterios de segmentación, desagregación estructural de costos y definición de indicadores, lo que permite análisis más granulares por tecnología —hidráulica, térmica convencional, ciclo combinado, entre otras— y por escala operativa.

“Una de las principales innovaciones de esta fase es la profundización en el análisis global por procesos”, señaló Konig. 

A través de la descomposición en macroprocesos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), el estudio “permitirá identificar y cuantificar sobrecostos relativos respecto de las empresas más eficientes en cada segmento tecnológico”.

Los indicadores evaluados incluyen eficiencia de generación (factor de planta o capacidad), disponibilidad operativa, costos de operación y mantenimiento por MWh y por MW instalado, productividad por empleado, horas de mantenimiento por unidad generada y métricas de confiabilidad técnica como tasas de fallas y tiempos medios de recuperación.

“La comparabilidad se asegura con definiciones homogéneas de cada indicador, manuales técnicos, validación de datos y segmentación por tipo de tecnología y tamaño de planta”, subraya el gerente de Proyectos de Servicios Públicos en Quantum América, garantizando que las diferencias detectadas respondan a desempeño real y no a inconsistencias metodológicas.

Un benchmarking con impacto directo en decisiones estratégicas

Más allá de la comparación de indicadores, el estudio está diseñado como una herramienta de gestión, que impacta directamente en decisiones estratégicas y operativas tales como rediseño de estructuras de O&M, optimización de dotaciones, definición de políticas de mantenimiento, estrategias de tercerización, entre otros.

Aunque el referenciamiento específico en generación no se había desarrollado recientemente dentro del marco CIER, experiencias en distribución (CIER 17 – Fase III) y transmisión (CIER 11 – Fase VII) evidenciaron diferencias significativas entre empresas con tecnologías comparables.

“En ambos estudios se identificaron brechas relevantes en costos unitarios, niveles de disponibilidad y productividad entre empresas con tecnologías comparables”, recuerda Konig, lo que demuestra el potencial de mejora estructural que puede capturarse mediante un análisis comparativo riguroso.

En un contexto de transición energética, la eficiencia operativa adquiere una dimensión aún más crítica. “La transición energética incrementa la complejidad operativa del sistema eléctrico”, advierte el ejecutivo. La mayor penetración de renovables variables exige flexibilidad, confiabilidad y adaptación de estructuras de costos y mantenimiento.

En esa línea, el gerente enfatiza que “la eficiencia operativa se convierte en un habilitador clave para sostener competitividad en este nuevo entorno”, donde la digitalización y la optimización de activos resultan determinantes.

Desde una perspectiva regional, la iniciativa también contribuye a la integración sectorial y, con con vocación de continuidad, el proyecto apunta a consolidarse como práctica permanente, a fin de monitorear tendencias, evaluar el impacto de cambios operativos y medir la evolución de la eficiencia.

La presentación del próximo 5 de marzo buscará precisamente profundizar en estos aspectos metodológicos y estratégicos, mostrando cómo transformar información técnica y operativa en decisiones accionables. 

Tal como resume Konig, “El Proyecto CIER 14 – Fase III es una herramienta estratégica que convierte información técnica y operativa en conocimiento comparativo accionable para mejorar la competitividad del sector de generación eléctrica en América Latina y el Caribe”.

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Opinión: Los BESS en Latinoamérica hablan nuestro idioma y comparten nuestro ADN

Hoy el mercado BESS está saturado de ofertas. Vemos fichas técnicas impecables, presentaciones brillantes, precios agresivos y competitivos. Pero en proyectos industriales y microredes híbridas, la decisión no se toma por estas razones, se toma por el modelo de respaldo que encontramos detrás.

Es que, un sistema BESS no es una simple batería. Un sistema como el BESS, es un activo conectado a la red de nuestros clientes. Opera 24/7, convive con generación solar, con diésel, con gas, con cargas críticas. Y cuando algo no funciona como debería, el problema no es técnico y se vuelve operativo, financiero y reputacional.

Y así no sea tan visible, ahí es donde empieza la diferencia.

Hay un momento en toda reunión técnica o de presentación, donde la conversación deja de ser cordial y se vuelve real.

  • ¿Con qué celda trabajan?
  • ¿Cambian de proveedor?
  • ¿Qué pasa si el sistema falla en campo?
  • ¿Quién responde en Latinoamérica?
  • ¿Por qué debería pagar más si en China lo consigo más barato?

Ese momento de la reunión define todo.

Tres modelos muy distintos de concebir un BESS

En Latinoamérica, el almacenamiento energético BESS se está moviendo rápido. Pero no todas las soluciones responden bajo el mismo modelo.

Existe el fabricante asiático masivo. Competitivo en precio, con economías de escala difíciles de igualar. En muchos casos, con buena tecnología. Pero con soporte distante, tiempos de respuesta largos y poca capacidad de personalización.

Existe la marca europea que realmente depende de integraciones externas, donde el equipo es ensamblado pero no necesariamente diseñado, y donde el soporte puede diluirse cuando aparecen incidencias complejas.

Y existe el fabricante europeo que diseña, integra y controla su sistema. Quien fabrica y conoce su producto desde el diseño mecánico hasta el firmware del EMS, ese fabricante, somos nosotros. 

Vector Energy es una compañía española con más de dos décadas en el sector eléctrico. No nacimos ayer con el boom del almacenamiento. Venimos del mundo de la protección eléctrica, la calidad de energía, el control y la integración de sistemas.

Hace algunos años decidimos entrar de lleno en el desarrollo de soluciones BESS. No como importador. No como reetiquetador. Entramos como se debe, como fabricantes.

¿Qué significa esto en la vida real? Simple, significa que el BMS es propio y adaptable.

  • Que la arquitectura está pensada para microredes híbridas reales.
  • Que el sistema puede integrarse con PCS externos o propios.
  • Que el diseño mecánico, las protecciones y la lógica de control no dependen de terceros desconocidos.
  • Que hablamos el idioma
  • Y sobre todo, que parimos el sistema, y nadie conoce mejor a sus hijos, que sus propios padres. 

Las celdas de litio provienen de fabricantes asiáticos de primer nivel, como ocurre en prácticamente todo el mercado mundial, pero el corazón del sistema, la gestión, la integración y la lógica de operación, se desarrolla en España.

Y eso cambia la conversación, y hace que todos hablemos el mismo idioma.

  • Porque cuando un cliente pregunta por degradación, se habla de 8.000 ciclos garantizando el 70% de capacidad.
  • Cuando pregunta por estándares, hay test reports.
  • Cuando pregunta por integración con diésel o solar, hay experiencia en microredes híbridas reales.

En Vector Energy no competimos por ser el BESS más barato. Competimos por ser el sistema que puede adaptarse, configurarse y acompañar al cliente durante años. Ah, y en nuestro idioma, con una sede en Colombia, punto central y neurálgico en la región.

Y por eso tenemos claro que el mercado latinoamericano necesita algo más. Aquí es donde entra el segundo pilar.

En Latinoamérica, el problema no es solo tecnológico, es operativo.

  • Los proyectos están en zonas remotas.
  • Las microredes están lejos de las capitales.
  • Las condiciones ambientales son exigentes.
  • Las redes son inestables.
  • Las cargas son variables.

Y cuando hay una incidencia, no basta con abrir un ticket.

  • Se necesita presencia.
  • Se necesita ingeniería local.
  • Se necesita alguien que entienda el contexto.

Por esto que en Ingeniería y Diseño, I&D, tenemos un grupo de Ingenieros altamente calificados que pueden dar soporte cualquier día, cualquier hora y con tiempos de respuesta veloces.

No como un canal comercial, si no como un doliente que alguna vez tuvo que esperar meses porque un chino lo ignoró.

En Ingeniería y Diseño I&D no vendemos solo equipos. Diseñamos sistemas.

En proyectos BESS industriales, el verdadero valor está en la ingeniería de detalle:

  • Filosofía de operación.
  • Coordinación entre generación solar, diésel y almacenamiento.
  • Estudios eléctricos completos.
  • Matrices causa–efecto.
  • Coordinación de protecciones.
  • Lógica de transición en operación en isla.
  • Commissioning estructurado.

El BESS es una pieza dentro de un ecosistema energético.

Cuando Vector fabrica el sistema y I&D diseña la integración, el resultado no es un equipo instalado. Es un sistema operando bajo una lógica clara reduciendo los riesgos operativos al mínimo.

Todo muy claro, pero ¿por qué elegir este modelo frente a otras opciones? La respuesta es sencilla, aunque no siempre cómoda:

  • El costo real de un proyecto BESS no es el CAPEX inicial.
  • Es el costo de una parada no planificada.
  • Es el costo de no tener respuesta.
  • Es el costo de no poder justificar una decisión ante un financiador.

En reuniones reales con desarrolladores e IPPs, las preocupaciones siempre son las mismas:

  • ¿Qué pasa si el proveedor de celdas cambia?
  • ¿Cómo se garantizan los estándares?
  • ¿Quién da la cara ante el cliente final?
  •  ¿Existe soporte en el mismo huso horario?
  •  ¿Hay capacidad de personalización?

La combinación Vector + I&D responde a esas preguntas con estructura.

Somos de fabricación europea, controlamos nuestro propio sistema, tenemos trazabilidad de componentes, Contamos con garantías claras, Tenemos soporte técnico en campo en LATAM, nuestros ingenieros tienen una formación internacional pensando en el mercado local, Commissioning acompañado, y hablamos un español fuerte y claro. Eso es calidad operativa y comercial.

LATAM merece un mejor servicio en cuanto a Microredes híbridas se refiere

El crecimiento del almacenamiento energético en la región no está solo en utility scale. Está en aplicaciones medianas y distribuidas:

  • Microredes híbridas.
  • Sistemas off-grid.
  • Integraciones solar + diésel + BESS.
  • Proyectos financiados por multilaterales.
  • Infraestructura crítica en zonas aisladas.

En este segmento, la adaptabilidad es clave. No se trata de instalar un contenedor estándar y chao. Se trata de entender la carga, la intermitencia, la estrategia de despacho y la lógica de control.

En Vector tenemos experiencia internacional en integración de almacenamiento en microredes. Ingeniería y Diseño, I&D aporta la ingeniería local para aterrizar ese diseño a la realidad latinoamericana. Ahí está la diferencia.

No es te vendo y me esfumo, debe ser una relación real de largo plazo

El mercado BESS en Latinoamérica crecerá de forma acelerada en los próximos años. Habrá más actores. Más presión en precios. Más competencia. La pregunta no será quién vende más barato, sino quién sigue respondiendo cinco años después.

  • Elegir un sistema BESS es elegir un socio técnico.
  • Elegir un fabricante.
  • Elegir un modelo de soporte.
  • Elegir una ingeniería que se quede cuando el proyecto entre en operación.

Desde Vector Energy, como fabricante europeo, y desde Ingeniería y Diseño I&D, como su representante oficial en Latinoamérica, la propuesta es clara, no vendemos storages.

Diseñamos y acompañamos sistemas que deben operar sin interrupciones. Y en proyectos energéticos industriales, esa diferencia lo cambia todo.

Hablemos, tenemos una solución personalizada y a medida para llevar su proyecto al éxito.

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Figueroa encabezó la inauguración del Parque Solar Los Chihuidos

El gobernador del Neuquén Rolando Figueroa encabezó la inauguración del Parque Solar Los Chihuidos, que permitirá que la comunidad local acceda por primera vez a energía renovable y continua durante las 24 horas del día.

El gobierno neuquino gestionó el proyecto y el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) se encargará de operar la nueva infraestructura. La obra fue construida y financiada por PAE e YPF.

La puesta en marcha del parque fue posible tras la finalización de la nueva red de distribución eléctrica, ejecutada por el EPEN y financiada a través de un fondo de la secretaría de Ambiente con aportes de PAE. Esta obra finalizó en septiembre de 2025 e incluyó la renovación del tendido, la instalación de líneas, subestaciones transformadoras y alumbrado público LED, y constituyó un paso indispensable para habilitar el nuevo sistema solar.

El parque solar cuenta con 288 paneles fotovoltaicos con capacidad de 200 kW, un banco de baterías de ion-litio de 545 kWh con autonomía de hasta dos días, y un sistema híbrido solar-diésel que permitirá reducir más del 70 % del consumo de combustible.

La incorporación de estas baterías de almacenamiento constituye un componente esencial para asegurar energía continua incluso en ausencia de radiación solar, un cambio radical respecto del sistema diésel que solo permitía 13 horas de electricidad por día y requería un elevado esfuerzo operativo y económico de la comunidad.

“Las empresas son más valiosas cuando están presentes en el territorio ayudando a la gente”, destacó el gobernador. Consideró como un “acto de justicia” que los habitantes de Los Chihuidos puedan contar con el servicio eléctrico las 24 horas. “Es lo mínimo que deberían haber tenido hace muchos años”, señaló.

“Si a Neuquén le va bien, a la Argentina le va a ir bien”, manifestó el gobernador y agregó: “Queremos que valoren nuestro trabajo y que cuando se refieren a toda la riqueza de nuestro subsuelo, digan que esa riqueza viene de Neuquén; no de una roca, sino del trabajo de miles de neuquinos que estamos poniendo de pie al país”.

“Sin el superávit que genera Vaca Muerta, no podría existir hoy un programa económico”, recalcó Figueroa y señaló: “Ojalá que toda la Argentina hable de los neuquinos y de su trabajo”.

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Martín Pérez de Solay: “Yo soy ingeniero y vine a Glencore para construir estos proyectos”

«Lo que hace el RIGI ahora es balancear la cancha. Pone a Argentina en igualdad de condiciones que Chile y Perú», aseguró Pérez de Solay.

TORONTO. –Martín Pérez de Solay asumió en abril del año pasado como CEO de Glencore Argentina con el objetivo de acelerar los proyectos de producción de cobre que la compañía, una de las mineras más grandes y poderosas del mundo, tiene en el país. “El reinicio de Alumbrera es lo más inmediato, lo más rápido que podemos hacer para poner cobre en el mercado”, aseguró a EconoJournal durante la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) . A fines de 2026 se comenzarán a reactivar las instalaciones con el objetivo de producir en el primer semestre de 2028.

Luego será el turno de MARA y El Pachón. El ejecutivo sostuvo que el RIGI es clave para la concreción de esas obras y advirtió que la falta de infraestructura es el gran desafío a resolver. No obstante, en todo momento buscó dejar en claro que la prioridad de la compañía es realizar esos desarrollos. “Estamos avanzando para construir los proyectos, no para ver qué pasa”, concluyó.  

–Glencore tiene tres grandes proyectos de producción de cobre. El reinicio de Alumbrera, el proyecto MARA que aprovecharía las instalaciones de Alumbrera con la producción proveniente de Agua Rica y en tercer lugar El Pachón. ¿Esos tres proyectos se van a escalonar a lo largo del tiempo?

Los proyectos están avanzando en paralelo, con equipos haciendo los estudios y la ingeniería independientes para cada proyecto. Lo que va a marcar el tiempo de esos proyectos es la disponibilidad de infraestructura, un problema crítico de Argentina. En ese contexto, el reinicio de Alumbrera es lo más inmediato, lo más rápido que podemos hacer para poner cobre en el mercado. Los precios del cobre son interesantes y para nosotros el reinicio de la Alumbrera es clave para acelerar Agua Rica, porque nos va a permitir entrenar gente y poner los equipos en funcionamiento. Va a posibilitar que se vean los beneficios de la producción de cobre de una manera más rápida porque por lo general el tiempo que pasa entre el anuncio y la realidad suele ser muy largo. 

–Alumbrera había cerrado en 2018. ¿El reinicio se explica por la mejora de los precios del cobre?

Las fases 13 y 14 de Bajo de la Alumbrera ahora son posibles por la mejora en los precios, pero fundamentalmente porque va a permitir acelerar el proyecto MARA. Sin MARA, probablemente Bajo de la Alumbrera no tendría sentido. No es un proyecto que haríamos simplemente por tres años. Agua Rica tiene un acuerdo con la UTE YMAD-Alumbrera, para procesar el mineral de Agua Rica en las instalaciones de Alumbrera. Las ventajas que tiene es que la infraestructura eléctrica existe, la infraestructura de transporte existe, el mineraloducto existe, la planta de filtros en Tucumán existe, el punto de carga del ferrocarril en Tucumán existe, la descarga y el shiploader en Puerto Alumbrera están disponibles. Entonces, esa infraestructura hace que Agua Rica pueda ir más rápido de lo que va a ir El Pachón.

–¿Y cuándo empieza la construcción de la mina de Agua Rica?

La construcción de la mina, sujeta a los permisos correspondientes, comienza en 2028. Va a llegar cuando termina la fase del reinicio de Alumbrera.

–El Pachón es considerado uno de los proyectos de cobre sin desarrollar más grandes del mundo debido a sus enormes recursos, pero su desarrollo siempre fue considerado muy costoso.

El Pachón es probablemente uno de los reservorios más grandes que existen en Argentina, con una capacidad de producir durante muchísimos años a tasas realmente altas. Estamos en el proceso de condemnation drilling. A veces buscamos un lugar donde no haya cobre para poner una escombrera o una planta de tratamiento y encontramos más recursos. Es cierto que la infraestructura es un gran desafío para ese proyecto, pero la infraestructura es un gran desafío para todos los proyectos de cobre en Argentina. En el caso de Agua Rica va a ser más fácil porque la infraestructura ya existe.

–¿El problema es la falta de infraestructura o el riesgo argentino?

Históricamente cuando se observaba el Total Government Take la carga fiscal total sobre un proyecto minero- en Chile o Perú, y lo comparaba con Argentina, Argentina era un 20% más cara. Entonces, ¿por qué alguien iba a desarrollar un proyecto en Argentina si tenía recursos en Chile y Perú, con una economía más fácil y con países que en los últimos 20 años se han esforzado por respetar los contratos? Lo que hace el RIGI ahora es balancear la cancha. Pone a Argentina en igualdad de condiciones que Chile y Perú, tanto desde el punto de vista del Total Government Take como desde la estabilidad legal y jurídica.

–El RIGI fue sancionado por ley y una porción significativa de los legisladores se opuso, básicamente aquellos nucleados en el kirchnerismo. ¿Qué garantías tienen de que estas reformas no se puedan revertir en el futuro si cambia el signo político del gobierno?  

Un dato importante es que el RIGI tiene un marco institucional más fuerte y cuenta con el respaldo de la mayoría de las provincias. Las críticas provienen más de un sector ideológico que de una realidad que se pueda encontrar en Argentina.

–¿La reforma de la ley de Glaciares los beneficia o les resulta indiferente?

Algunos dicen que la ley de Glaciares generaba un marco de incertidumbre y otros directamente la identificaban como una prohibición para el desarrollo minero. El gobierno entendió la necesidad de aclarar el texto para que puedan coexistir la protección del medio ambiente y la industria. A todo el sector le da muchísima más claridad sobre qué es lo que se puede hacer y cómo hay que hacer las cosas. Hay que cuidar y proteger los recursos naturales. Y los recursos naturales son tanto el medio ambiente como los minerales que podemos producir para potenciar la mejora en la calidad de vida de todos los argentinos. Más trabajo, más ingresos, más pymes que se mueven. La minería tiene una relación de 4 a 1 de empleo directo contra indirecto.

En el gobierno pronostican para los próximos años una suba fuerte y sostenida de la producción y exportación minera apuntalada por las mayores inversiones. ¿Comparte ese escenario?

Argentina tiene siete grandes proyectos de cobre en estado de exploración avanzada. Si se suman las capacidades nominales de esos proyectos, arroja una producción potencial de 1.7 y 2 millones de toneladas por año. Y eso es la punta del iceberg. El problema actual, es que nadie va a invertir en explorar más si estos proyectos no empiezan a ponerse en marcha.

–Ninguno de esos proyectos tiene la decisión final de inversión. ¿Todavía hay temor por parte del inversor?

No creo que sea eso. El FID llega una vez que se cumplieron un montón de etapas. El proyecto debe tener la aprobación del RIGI, las declaraciones de impacto ambiental, los permisos sectoriales, etc. Cuando todo eso se completa se produce el FID. Ahora, normalmente cuando el FID llega a la mesa se aprueba. El FID es una consecuencia lógica de un montón de pasos previos y en la actualidad la minería está avanzando. Estamos avanzando para construir los proyectos, no para ver qué pasa. Yo soy ingeniero y vine a Glencore para construir estos proyectos.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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La delegación minera participó en la Bolsa de Valores de Toronto del tradicional toque de campana

TORONTO. -La numerosa delegación argentina de funcionarios y empresarios que por estos días recorre las calles de Toronto se congregó este martes por la mañana en la bolsa de valores de esta ciudad (TSX) para realizar el tradicional toque de campana de apertura del mercado junto a representantes de otros cinco países latinoamericanos. El secretario de Minería, Luis Lucero, encabezó la comitiva nacional con gobernadores y ministros provinciales en un evento mayormente simbólico y con un fuerte componente de marketing.

«Cada año, esperamos dar la bienvenida a delegados de todo el ecosistema global y reafirmar nuestro compromiso de impulsar el crecimiento del sector y facilitar conversaciones que definan el futuro de las finanzas mineras», declaró Loui Anastasopoulos, director ejecutivo de la Bolsa de Valores de Toronto y director global de Formación de Capital de TMX Group.

La TSX y la TSXV son patrocinantes de la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) e interactuarán con empresas, inversores y actores clave de la industria a través de una serie de actividades a lo largo del encuentro. Las Bolsas facilitan y organizan charlas técnicas, mesas redondas, capacitaciones y encuentros cerrados para vincular a potenciales inversores con funcionarios y empresarios. El toque de campana es el componente más simbólico y de visibilidad pública dentro de ese combo de actividades, un gesto institucional que refuerza vínculos y posicionamiento.

Este lunes se realizó la apertura del mercado de la delegación minera de Norteamérica, hoy fue el turno de la delegación latinoamericana con Chile, Brasil, Perú, Uruguay, México y Argentina, y mañana miércoles le toca a Australia.

La importancia de TSX

El 40% de las empresas que cotizan en bolsa a nivel global están listadas en Toronto Stock Exchange (TSX) y su rama de capital de riesgo TSX Venture Exchange (TSXV). En la primera operan fundamentalmente empresas medianas y grandes, productores mineros consolidados con proyectos en producción o construcción avanzada, mientras que TSXV está orientada a compañías junior con proyectos de exploración en etapa inicial.

De este modo, el sistema financiero canadiense apuntala todo el ciclo minero: exploración, desarrollo, construcción y producción. La TSXV financia la exploración temprana y la TSX absorbe los proyectos que maduran. Esto explica por qué Toronto concentra a cerca del 40% de las cotizan en bolsa a nivel global.

TSX opera desde 1861, mientras que TSXV fue creada recién en 1999. Esta última surgió de la fusión de la Vancouver Stock Exchange y la Alberta Stock Exchange con el objetivo de unificar reglas y supervisión, centralizar la regulación bajo el mismo operador (TMX) y darle mayor credibilidad internacional al mercado junior.

Las empresas que cotizan en TSXV tienen la posibilidad de ascender a la TSX a medida que crecen y se consolidan. Desde el año 2000 hasta 2025, más de 300 empresas mineras han logrado este ascenso

El modelo británico opera de modo similar con el London Stock Exchange como mercado principal y el Alternative Investment Market como mercado junior. La diferencia es que Londres es más fuerte en grandes mineras globales (Rio Tinto, Glencore y Anglo American tienen su listing principal ahí), pero no es tan dominante en juniors puramente exploratorias como Toronto.

Vínculos con Argentina

El grupo que opera la Toronto Stock Exchange y la TSX Venture Exchange está llevando adelante una colaboración activa con la provincia de Mendoza para canalizar inversiones mineras esa provincia y la región andina en general. De hecho, Mendoza busca posicionarse como un hub financiero minero regional y, tal como informó EconJournal, las autoridades de la provincia realizarán varias presentaciones durante la PDAC para avanzar en la concreción de ese objetivo.

Mendoza también fue sede en noviembre de un Finance Day & TSX Roadshow, organizado con participación de TSX/TSXV, que reunió a gobiernos y actores del sector para promover proyectos mineros frente a inversores globales. Además, la provincia será sede del Andean Capital Forum, un congreso internacional que se desarrollará del 20 al 22 de abril de 2026 y que buscará vincular proyectos mineros de la región andina con las principales fuentes de financiamiento global. TSX también tiene fuertes vínculos con las autoridades de San Juan, Salta y Catamarca con la intención de canalizar capital extranjero para proyectos de cobre y litio.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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Neuquén impulsa nuevas regalías para GNL y crea fideicomiso vial con petroleras

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, dio a conocer el Plan 2030, una estrategia integral destinada a potenciar la obra pública, disminuir la deuda provincial y fortalecer la infraestructura esencial en la región. Como parte de este plan, presentó un proyecto de ley para renegociar las regalías del gas natural licuado (GNL) y anunció la creación de un fideicomiso con empresas petroleras para financiar la construcción y mejora de rutas estratégicas.

Este proyecto de ley busca actualizar las regalías en áreas petroleras específicas, garantizando mayor rentabilidad y la generación de empleo e infraestructura. El marco legal se basa en las modificaciones introducidas por la Ley de Bases, que habilitan concesiones nuevas por un período de 10 años. Hasta ahora, las concesiones no convencionales contemplan un canon del 6% destinado a obras y una participación accionaria del 10% en la petrolera provincial GyP. Bajo el nuevo esquema, las regalías para concesiones de GNL se establecerán considerando el valor particular del metano.

El plan también contempla la creación de infraestructura y empleo en localidades claves como Cutral Có y Plaza Huincul, vinculadas a concesiones recientes adquiridas por YPF a Pluspetrol. En paralelo, se formalizó un fideicomiso con empresas del sector petrolero para desarrollar y mejorar las rutas que conectan Neuquén Capital, Añelo y Rincón de los Sauces, replicando la experiencia del año anterior donde diez operadoras aportaron 50 millones de dólares para la Circunvalación de Añelo.

Las principales vías incluidas en este acuerdo son la Ruta Provincial 7, que conecta Río Negro con Añelo; la Ruta 51, hasta la intersección con la 17; y la Ruta 8, desde el cruce con la 51 hasta Rincón de los Sauces. Figueroa afirmó: “¿Cuál es la metodología y por qué va a mediar la Legislatura? Porque nosotros todo esto lo tenemos que lograr para tener la infraestructura acorde con la meta superior del 2030. Tenemos que generar esas inversiones lo más rápido posible para acelerar al ritmo económico”.

El modelo de financiamiento prevé que la industria aporte recursos mediante el pago anticipado de regalías, peajes y otros impuestos, lo que permitirá agilizar la ejecución de las obras y asegurar el cumplimiento de los objetivos planteados en el Plan 2030.

Con estas iniciativas, el gobierno provincial busca reforzar la infraestructura estratégica, mejorar la competitividad en la explotación del GNL, fomentar el empleo local y consolidar una planificación a largo plazo que combine fondos públicos con la participación del sector privado en un marco transparente y ordenado.

El plan apunta a quintuplicar la producción en el área madura adquirida a YPF, con la perforación de 28 pozos conectados a una planta de inyección de polímeros, potenciando así la extracción y el desarrollo energético de la provincia.

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Torres analizó la salida de YPF de las áreas maduras de Chubut

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, se dirigió a la Legislatura para explicar la decisión de YPF de desprenderse de sus activos convencionales en la provincia. Según detalló, la petrolera estatal está enfocando sus esfuerzos en los proyectos de Vaca Muerta, lo que obliga a reconfigurar la explotación en las áreas maduras locales.

 “Muchos se rasgan las vestiduras diciendo: ‘Gobernador, usted tiene que frenar la salida de YPF (…) para que YPF no se vaya’”, señaló, antes de plantear su lectura sobre la motivación de la compañía: “la decisión de la empresa de dejar esos activos es porque tiene una unidad de negocio más rentable en Vaca Muerta”.

“¿Qué es conveniente para la provincia? ¿Que YPF (…) siga desinvirtiendo (…) y tengamos una agonía que dure años sin invertir en esa cuenca, o que venga alguien que no tiene esa unidad de negocio en Vaca Muerta y que invierta en esas cuencas para sostener el trabajo?”, preguntó en el recinto.

Ante este panorama, la administración provincial promueve la llegada de nuevas compañías al Golfo San Jorge con el objetivo de evitar la caída de la actividad productiva. Según Torres, la incorporación de nuevos actores es fundamental para sostener los niveles actuales de producción y evitar una crisis en estas zonas de extracción tradicionales.

En su alocución, el gobernador recordó que las prórrogas de concesiones otorgadas en 2013 ya preveían la posibilidad legal de transferir áreas petroleras, ofreciendo un marco jurídico que respalda el proceso de traspaso de activos que se proyecta en la región.

“En el artículo 15 expresamente habilitaron a YPF a vender sus áreas. Así que no sean cara dura, háganse cargo de lo que hicieron y no le mientan más al pueblo chubutense, que no es tonto”, sostuvo.

Además, destacó la eliminación del capítulo de precio sostén en la Ley Bases, una medida que, según Torres, permitirá que el petróleo extraído en Chubut se comercialice a precios internacionales reales. Esto evitará que la provincia continúe subsidiando a otras jurisdicciones del país.

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Irán cierra el Estrecho de Ormuz y amenaza con “prender fuego a cualquier barco que intente cruzarlo”

En una medida que amenaza con desatar un colapso energético a escala planetaria, la Guardia Revolucionaria de Irán anunció el cierre total del Estrecho de Ormuz

La decisión, comunicada por el comandante Ahmad Vahidi, establece que cualquier embarcación que intente transitar por la zona será “abatida con fuego”.

Este bloqueo es parte de la respuesta de Teherán a la operación militar conjunta de Estados Unidos e Israel, que el pasado fin de semana resultó en la eliminación del líder supremo, Ali Khamenei

El impacto en los mercados internacionales ha sido inmediato y violento, dado que por esta vía circula aproximadamente el 20% del petróleo y el gas del mundo.

El “shock” en los precios de la energía

Tras conocerse la noticia, los indicadores energéticos registraron alzas históricas en una sola jornada. El petróleo Brent saltó más de un 8%, superando los US$ 78 por barril, con picos intradiarios de hasta US$ 82. 

Analistas de Wall Street advierten que, de mantenerse el bloqueo, el precio podría romper la barrera de los US$ 100 en el corto plazo.

En tanto, el petróleo WTI avanzó un 7,4%, situándose por encima de los US$ 71, y el gas natural en Europa se disparó un 20%, ante el temor de que las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL) desde Qatar queden atrapadas en el Golfo Pérsico.

El cierre no solo afecta al crudo. Las principales navieras y aerolíneas han comenzado a reprogramar rutas logísticas, lo que anticipa un aumento en los costos de flete y posibles retrasos en las cadenas de suministro de componentes electrónicos y productos farmacéuticos.

En el plano local, analistas advierten que esta subida internacional tendrá un correlato directo en los surtidores. Se estima que por cada US$ 10 que aumenta el barril a nivel global, el precio de los combustibles en el mercado interno podría sufrir una presión al alza de aproximadamente el 4%.

La comunidad internacional observa con extrema tensión el desarrollo de la operación “Furia Épica” liderada por Donald Trump, mientras el flujo energético del que depende la economía global permanece bajo amenaza de fuego iraní. 

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Los proveedores locales esperan que se reactive la producción de cobre y ya reclaman un lugar

«Grandes empresas que antes hacían obra pública ahora el único refugio que tienen es la minería», señala Manuel Gómez Bello en el stand de Argentina en la PDAC de Toronto.

TORONTO. –Manuel Gómez Bello es presidente de la Cámara de Proveedores Mineros de Catamarca y de la Federación Argentina de Proveedores Mineros. Vio resurgir la demanda de la mano de los proyectos de litio en Catamarca y Salta y ahora sigue con expectativa lo que puede llegar a pasar en esa misma zona con la reactivación de Alumbrera y el proyecto MARA, que aprovecharía las instalaciones de Alumbrera con la producción proveniente de Agua Rica. “Nosotros venimos de trabajar en la industria del litio y el ratio del cobre con la minería es 10 a 1. Cada proyecto metalífero equivale a diez proyectos de litio”, sostiene y remarca la necesidad de que los proveedores locales puedan integrarse a las obras desde el comienzo para crecer y desarrollarse.

–¿Son muchos los proveedores que se sumaron a la minería en los últimos tiempos?

El país está necesitando actividad económica y el refugio hoy está siendo la minería. Grandes empresas que antes hacían obra pública ahora el único refugio que tienen es la minería. Por lo tanto, aquellos proveedores a los que veíamos como aliados estratégicos en la etapa de construcción de los proyectos también están necesitando quedarse en la etapa de producción. Por eso las provincias productoras generan las leyes de compre local.

–Hay algunos funcionarios nacionales y provinciales que dicen que las leyes de compre local les restan competitividad a los proyectos y a la larga eso termina perjudicando a la industria en su conjunto.

Las compañías tienen que entender que es necesario trabajar con los proveedores locales y la única forma es que exista una normativa que acompañe esa necesidad. A veces se fija 50/50 o 70/30. Tiene que haber oportunidades de crecimiento y desarrollo para las zonas de influencia primaria.

–¿Qué provincias mineras no lo hacen?

Ninguna. En las provincias donde la minería se está ejecutando existen regímenes de compre local.

–¿Y no se cumple?

Sí, se cumple. Por eso estamos teniendo más oportunidades. Los funcionarios nacionales que cuestionan estos regímenes no son conscientes de las necesidades que existen en las provincias.

–¿Y si se cumplen cuál es el problema que ven ustedes?

Lo que pasa es que es una ley que hay que vigilar todo el tiempo que se cumpla. Se dialoga permanentemente para ir mejorando. Es complicado.

–También están aquellos que afirman que cuando arranquen los grandes proyectos de cobre esta discusión sobre proveedores locales no va a tener mucho sentido porque todos los proveedores que hay no van a alcanzar.

Nosotros hicimos un análisis de capacidad instalada en la provincia de Catamarca y si se pusiera en construcción un proyecto de cobre no podríamos cubrir ni siquiera el 20% de las necesidades.

–Está claro que van a tener que venir proveedores de otros lugares.

Sin duda, pero en el inicio de los proyectos también se ve la buena voluntad de las mineras. Si una empresa arranca con un 60% de proveedores foráneos porque es cómodo y los trae de otro lugar nos está coartando la posibilidad de crecimiento. Si empiezo hoy con un proyecto que está comenzando a desarrollarse, lo más probable es que también me desarrolle junto con el proyecto, que también tenga la oportunidad de crecer, no para hacer todo, pero sí para ser parte de ese desarrollo. Si bien las leyes son claras, hay que controlar su cumplimiento. Hay que trabajar como venimos trabajando todas las provincias, el Estado, los privados y los gremios sentados en una misma mesa de trabajo.

–Es probable que Catamarca sea la primera provincia que vuelva a producir cobre porque está prevista la reactivación de Alumbrera y el proyecto MARA también apuesta por aprovechar parte de esa infraestructura existente.

La lógica indica que sí porque Alumbrera tiene resulto el problema de la infraestructura, pero lo que viene después de la mano del proyecto MARA no es tan sencillo. Es una obra compleja.

–La reactivación de Alumbrera sin el proyecto MARA, ¿puede mejorar la demanda de modo significativo?

Algo mueve. Hay que tener en cuenta que nosotros venimos de trabajar en la industria del litio y el ratio del cobre con la minería es 10 a 1. Cada proyecto metalífero equivale a diez proyectos de litio. Por más que sea un proyecto menor va a tener un impacto altamente positivo. Solamente la reactivación de Alumbrera podría generar 1000 puestos de trabajo y un proyecto grande como MARA en su etapa de construcción puede demandar entre 5000 y 7000 trabajadores. Son los proyectos que nos van a cambiar la matriz productiva.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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Pampa Energía presentó el balance del último trimestre de 2025: cuáles fueron sus resultados  

La producción total de la compañía creció un 32% interanual

Pampa Energía, la compañía que preside Marcelo Midlin, presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025. En el segmento de oil & gas, la producción total creció 32% interanual, mientras que las reservas probadas alcanzaron los 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que al cierre del año anterior.

En generación, el EBITDA alcanzó los US$111 millones, un 28% más que en igual período de 2024. La mejora estuvo impulsada por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en sus centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.

Gustavo Mariani, CEO de la compañía, destacó el impacto de los cambios regulatorios en el sector: “La implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.

Pampa Energía: Fuerte crecimiento en petróleo y gas

Pampa Energía emitió un bono internacional por US$450 millones a 12 años, el plazo más largo alcanzado por una empresa privada argentina.

Durante 2025, Pampa Energía logró reponer reservas por una cantidad equivalente a tres veces su producción, lo que permitió extender el horizonte de las mismas de 8 a 10 años. Además, informó que el desarrollo de Rincón de Aranda, uno de sus principales proyectos en Vaca Muerta, continúa en su etapa inicial y avanza conforme al plan de expansión previsto.

Las ventas del trimestre alcanzaron los US$507 millones, un incremento del 16% interanual. En el acumulado de 2025, la facturación llegó a aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024.

El EBITDA ajustado del cuarto trimestre se ubicó en US$230 millones, lo que representó una suba del 26% respecto del mismo período del año anterior.

En materia financiera, en noviembre de 2025 Pampa emitió un bono internacional por US$450 millones a una tasa del 7,75% y a 12 años, el plazo más largo alcanzado por una empresa privada argentina en el mercado internacional.

La operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera alineada con su plan de inversiones, según precisaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

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Santa Cruz anunció la perforación de cuatro pozos en la Cuenca Austral

En el marco de la apertura de sesiones ordinarias de la Cámara de Diputados, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, anunció un plan de exploración directa, a través de la empresa estatal FoMiCruz. El proyecto contempla la perforación de cuatro pozos de gas propios en la Cuenca Austral, una iniciativa técnica diseñada específicamente para abastecer a Distrigas.

Este avance permitirá reducir de forma directa el costo del insumo, impactando positivamente en las tarifas que abonan los hogares santacruceños, y garantizando un servicio más eficiente bajo administración provincial.

A este plan de soberanía energética se suma un programa intensivo de expansión de redes. El Gobernador detalló que se están llevando adelante obras de gas en las localidades de Los Antiguos, Caleta Olivia, Pico Truncado y Río Gallegos, además de la construcción de nuevas plantas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), en parajes y zonas rurales de difícil acceso. Estas iniciativas, que demandan una inversión de 9.500 millones de pesos, buscan promover la equidad territorial y el desarrollo local.

Finalmente, el mandatario ratificó el compromiso de Santa Cruz con la transición energética mediante el desarrollo de fuentes limpias. En este sentido, se registran avances significativos en el Parque Fotovoltaico de Río Gallegos, una obra de infraestructura solar que aportará 2 megas de energía al sistema nacional. 

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Tras más de seis décadas, Chubut vuelve a perforar en Cañadón Perdido

En el marco del plan de inversiones previsto para este año, se presentó en Comodoro Rivadavia una nueva campaña de perforación orientada a reactivar el yacimiento Cañadón Perdido, un área histórica de la Cuenca del Golfo San Jorge que no registraba perforaciones desde hace más de 60 años. La iniciativa se desarrolla en un contexto de medidas destinadas a mejorar las condiciones de competitividad para la producción convencional, fruto de gestiones provinciales que facilitaron la eliminación de aranceles y la reducción de derechos de exportación, junto al compromiso de inversión de empresas operadoras en el área.

“Durante demasiado tiempo vimos cómo áreas maduras entraban en declino sin una estrategia clara de recuperación. Decidimos exigir inversión y poner en marcha un plan concreto para recuperar producción y sostener empleo”, expresó el mandatario.

La iniciativa, impulsada por PECOM, contempla la operación del equipo V51 y la perforación de 28 pozos en una primera etapa. Además, se pondrá en marcha un piloto de inyección de polímeros con el objetivo de optimizar la recuperación secundaria y comenzar a revertir la caída productiva de un campo que durante años mantuvo una actividad marginal.

Inicialmente los trabajos se desarrollarán en El Trébol y luego avanzarán con una campaña intensiva en el sector Campamento Central–Cañadón Perdido.

Antecedentes del área

Cañadón Perdido registró producción primaria entre 1928 y 1960. En la década del ’90 tuvo un nuevo desarrollo por recuperación secundaria, pero posteriormente volvió a entrar en declino. Actualmente cuenta con 27 pozos activos y una producción de 68 metros cúbicos diarios.

El nuevo esquema no solo implica volver a perforar tras más de seis décadas, sino también multiplicar la actividad con una segunda etapa proyectada que podría alcanzar los 600 metros cúbicos diarios y la perforación de aproximadamente 80 pozos.

Proceso Manantiales Behr

En paralelo, PECOM avanza en el proceso de adquisición del yacimiento Manantiales Behr, perteneciente a YPF.

En ese contexto, Torres, junto al Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacionales Jorge “Loma” Ávila, ratificó la necesidad de incrementar los compromisos de inversión para garantizar un desarrollo eficiente del recurso, sostener el empleo y fortalecer la actividad económica regional.

“El mensaje es claro: quien quiera operar en Chubut tiene que invertir, sostener el empleo y comprometerse con el desarrollo de la provincia. No vamos a permitir que nuestros yacimientos sigan perdiendo producción por falta de decisión”, afirmó el Gobernador.

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Río Negro: tres empresas presentaron ofertas por áreas hidrocarburíferas maduras

En la sede de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente se realizó la apertura de sobres del Concurso Público Nacional e Internacional para la concesión de áreas maduras convencionales de Río Negro. En esta instancia se recibieron tres ofertas con propuestas para las áreas Medianera y Rinconada–Puesto Morales.

Para el área Medianera presentaron propuestas Geopetrol Drilling S.A. y Petrolsur Energía S.A., mientras que para Rinconada–Puesto Morales lo hicieron Geopetrol Drilling S.A. y la UTE conformada por Titanium Energy y Emepa.

La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó la participación de las empresas y señaló que ahora comienza la etapa de evaluación. “Estamos muy contentos porque recibimos tres oferentes. Ahora debemos analizar las propuestas para determinar cuál resultará adjudicataria”, indicó.

La funcionaria explicó que se trata de un concurso particular debido a la madurez y marginalidad económica de las áreas, y remarcó que el principal objetivo es asegurar la continuidad operativa. En ese sentido, detalló que el esquema prevé un plan de continuidad durante los primeros dos años, seguido de un plan de inversiones.

Respecto al proceso de análisis, señaló que se evaluará el cumplimiento de los requisitos establecidos en el pliego, bajo parámetros objetivos y verificables.

Finalmente, Moya recordó que la Provincia trabaja en paralelo en un programa de incentivos para la producción convencional, orientado a promover mayor actividad en áreas con prórroga aprobada o en evaluación, con el objetivo de sostener e incrementar la producción en contextos de mayor complejidad económica.

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El mercado energético global entra en zona de tensión: petróleo en baja, oro en máximos y un dólar que vuelve a presionar

Los mercados internacionales iniciaron la semana con señales mixtas que reconfiguran el tablero energético y financiero global. El petróleo opera en retroceso, los metales preciosos vuelven a posicionarse como refugio y el dólar muestra una dinámica alcista que presiona a economías emergentes.

La combinación de estos factores anticipa un mes de alta volatilidad para los países dependientes de importaciones energéticas y para los exportadores que enfrentan precios más moderados.

Los valores actualizados del mercado —según el monitoreo en tiempo real de Runrun Energético— muestran un escenario donde los commodities energéticos pierden impulso mientras los activos defensivos ganan terreno.

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Petróleo: retroceso moderado en un mercado que no encuentra piso

El WTI cotiza a USD 65,31 (–0,23%) y el Brent a USD 71,385 (–0,21%), niveles que reflejan un mercado presionado por:

• señales de desaceleración económica global,

• mayor oferta de crudo por parte de productores no OPEP,

• expectativas de menor demanda en Asia,

• y tensiones geopolíticas que, lejos de impulsar precios, generan incertidumbre sobre el comercio marítimo.

Para países exportadores, el retroceso limita ingresos fiscales; para importadores, ofrece un alivio parcial en costos, aunque condicionado por la volatilidad cambiaria.

Oro y plata: refugio en máximos históricos

El oro opera en USD 5.186,960 (+0,03%) y la plata en USD 89,60075 (+1,47%), consolidando una tendencia que se sostiene desde fines de 2025. La demanda de metales preciosos crece en contextos de:

• inflación persistente,

• tasas internacionales en revisión,

• y tensiones geopolíticas que elevan el apetito por activos defensivos.

El oro en máximos históricos es una señal clara de que los mercados globales están buscando cobertura ante un escenario incierto.

El dólar vuelve a presionar: impacto directo en energía

El movimiento del dólar también marca el pulso del mercado:

• Oficial: $1.425 (+0,71%)

• Tarjeta: $1.853 (+0,71%)

• Blue: $1.435 (0,00%)

• CCL: $1.482 (+0,75%)

La apreciación del dólar encarece importaciones energéticas, especialmente GNL, combustibles líquidos y equipamiento para generación y transporte. Para Argentina, donde la estacionalidad del gas obliga a importar en invierno, este movimiento es clave para la planificación financiera.

Un tablero global que obliga a recalcular

La combinación de petróleo en baja, metales en alza y dólar firme configura un escenario donde:

• los países importadores de energía ganan margen por el lado del crudo,

• pero lo pierden por el lado cambiario,

• mientras los exportadores enfrentan menores ingresos,

• y los mercados financieros se refugian en activos defensivos.

El sector energético entra así en un período donde cada variable —precio del crudo, tipo de cambio, tasas internacionales y tensiones geopolíticas— puede alterar el equilibrio en cuestión de horas.

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Río Negro acelera su agenda minera: más de 50 proyectos activos y Calcatreu entra en su fase decisiva

Río Negro consolidó su giro hacia una matriz productiva más diversificada y colocó a la minería en el centro de su estrategia de desarrollo. En la apertura del 55° período de sesiones legislativas, el gobernador Alberto Weretilneck confirmó que la provincia ya concentra más de 50 proyectos mineros, lo que representa el 28% del total nacional, y destacó que varios de ellos avanzan hacia etapas de ejecución con inversiones de escala.

El mandatario sostuvo que la provincia ofrece estabilidad política, previsibilidad económica y seguridad jurídica, tres condiciones que —según su visión— explican el creciente interés de empresas locales e internacionales por explorar y desarrollar recursos metalíferos, energéticos e industriales. El Gobierno provincial remarcó que el modelo se apoya en controles ambientales estrictos, monitoreos participativos y mecanismos de licencia social para sostener la actividad en el largo plazo.

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Calcatreu: el proyecto más avanzado entra en etapa clave

El desarrollo de Calcatreu, ubicado al sur de Ingeniero Jacobacci, es hoy el proyecto metalífero más avanzado de la provincia. La obra alcanzó un 38% de ejecución, con una inversión estimada en US$ 250 millones y un campamento que ya aloja a 180 trabajadores. Entre los hitos recientes se destacan la impermeabilización del PAD de lixiviación y la instalación de las plantas de procesamiento, pasos críticos para iniciar la producción de oro y plata en 2026.

Uranio y vanadio: Ivana–Amarillo Grande avanza en su evaluación económica

Otro de los proyectos estratégicos es Ivana–Amarillo Grande, cerca de Valcheta, impulsado por Blue Sky Uranium y Corporación América. La iniciativa avanza en su evaluación económica preliminar y prefactibilidad, con una inversión proyectada de hasta US$ 160 millones. Si se cumplen los plazos, podría entrar en operación en 2027, posicionando a Río Negro como un actor relevante en minerales vinculados a la transición energética.

Litio en roca: un estudio técnico para definir el potencial provincial

La provincia, junto al SEGEMAR, lleva adelante un estudio de 15 meses para determinar la presencia de litio en pegmatitas en las zonas Centro y Occidental. Los análisis de laboratorio están en curso y el informe final se espera para fines de 2026. El objetivo es evaluar si Río Negro puede desarrollar un modelo de litio en roca dura, distinto al esquema de salmueras del norte argentino.

Exploración avanzada en oro y plata

Además de los proyectos principales, la provincia registra avances en exploración de oro y plata en Cañadón del Moro y La Esperanza, dos áreas que podrían sumar nuevas inversiones si los resultados geológicos se confirman.

Una provincia que busca consolidarse como polo minero

Con más de 50 iniciativas en marcha y varios proyectos estratégicos en etapas avanzadas, Río Negro se posiciona como una de las jurisdicciones mineras más activas del país. El Gobierno provincial sostiene que la combinación de estabilidad institucional, controles ambientales y participación comunitaria es clave para atraer inversiones y transformar la actividad en empleo e infraestructura.

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La crisis en Medio Oriente suma presión política sobre el plan argentino para exportar GNL desde Vaca Muerta

La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a tensionar el mercado energético global y puso bajo la lupa el proyecto más ambicioso que impulsa la Argentina para transformar a Vaca Muerta en un polo exportador de gas natural licuado (GNL). El acuerdo firmado entre YPF, ENI y la compañía XRG —vinculada al fondo soberano de los Emiratos Árabes Unidos— sigue vigente, pero ahora enfrenta un contexto internacional más volátil que obliga a recalibrar tiempos y riesgos.

El entendimiento sellado en febrero habilitó la ingeniería básica del proyecto y consolidó la participación de capitales del Golfo en la infraestructura energética argentina. Sin embargo, la ofensiva militar en la región y la respuesta de Estados Unidos e Israel generaron dudas sobre la disponibilidad de financiamiento y la estabilidad de los compromisos asumidos por los Emiratos, un actor clave en la expansión global del GNL.

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Un acuerdo estratégico que ahora enfrenta un escenario más incierto

El Joint Development Agreement estableció un marco vinculante para avanzar con la planta de licuefacción en Punta Colorada, en Río Negro. El proyecto incluye nuevas obras de transporte, infraestructura portuaria y una capacidad final que podría superar las 20 millones de toneladas anuales de GNL.

En el Gobierno destacan que el contrato contempla cláusulas de protección ante eventos extraordinarios, pero admiten que la crisis regional obliga a revisar escenarios. La participación de un fondo soberano del Golfo es vista como un activo estratégico por su capacidad financiera y su acceso a mercados asiáticos y europeos.

Cómo impacta la crisis en la agenda energética argentina

La tensión en Medio Oriente afecta a los principales exportadores de hidrocarburos y altera las expectativas de precios internacionales. Para la Argentina, que busca posicionarse como proveedor emergente de GNL, este escenario tiene dos efectos simultáneos: mayor volatilidad en los mercados y un renovado interés global por diversificar proveedores fuera de las zonas de conflicto.

En despachos oficiales señalan que la prioridad es sostener el cronograma hacia la decisión final de inversión prevista para 2026, aunque reconocen que los tiempos podrían ajustarse según la evolución del conflicto y la disponibilidad de financiamiento internacional.

El rol político del proyecto en la estrategia nacional

Argentina LNG es considerado un proyecto estructural para monetizar el gas de Vaca Muerta, generar divisas y consolidar una política energética de largo plazo. La crisis internacional obliga a reforzar la diplomacia económica con los países del Golfo y a coordinar posiciones con socios europeos interesados en diversificar su matriz de abastecimiento.

Funcionarios de Energía y Cancillería mantienen conversaciones con representantes de los Emiratos para garantizar la continuidad del acuerdo y evitar que la volatilidad internacional afecte la hoja de ruta del proyecto.

Qué se analiza en el Gobierno

Entre los puntos que se evalúan figuran la estabilidad de los compromisos asumidos por XRG, la evolución del financiamiento internacional para proyectos de GNL, el impacto del conflicto en los precios del gas y la necesidad de acelerar definiciones regulatorias para dar previsibilidad al sector.

En el Ejecutivo consideran que el acuerdo sigue firme, pero admiten que el contexto internacional exige un seguimiento más estrecho y una estrategia diplomática activa.

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Vaca Muerta: crece el shale gas, pero el mayor salto viene del gas asociado

La producción de gas en Vaca Muerta comenzó 2026 con una tendencia clara: el shale gas sigue creciendo, pero el mayor impulso proviene del gas asociado, el subproducto que emerge junto con el petróleo en las áreas de mayor desarrollo. El fenómeno está reconfigurando la dinámica del sector y abre un debate sobre cómo monetizar un volumen que ya marca récords históricos.

En enero, el shale gas superó los 72 millones de metros cúbicos diarios, con un incremento interanual superior al 6%. El crecimiento se explica por nuevas conexiones de pozos y por la consolidación de bloques que ya cuentan con infraestructura de transporte y procesamiento. Sin embargo, ese avance quedó opacado por el salto del gas asociado, que duplicó su volumen en un año y alcanzó 26,7 millones de metros cúbicos diarios, el nivel más alto registrado hasta ahora.

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Un subproducto que gana protagonismo

El gas asociado crece al ritmo del shale oil. A medida que las operadoras aceleran la extracción de petróleo en áreas como Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo o Bandurria Sur, el volumen de gas que emerge como subproducto aumenta en paralelo. Este gas es rico en componentes de alto valor —etano, propano, butano y pentanos— y tiene un costo marginal bajo, lo que lo convierte en un insumo atractivo para proyectos de valor agregado.

La industria ya trabaja en iniciativas para capturar ese potencial. Entre ellas se destacan los proyectos de fraccionamiento de líquidos y los desarrollos orientados a exportación, como Vaca Muerta Liquids y Argentina LNG, que buscan transformar el excedente en productos con mayor precio internacional.

Un crecimiento que plantea desafíos

El salto del gas asociado también genera tensiones. En períodos de baja demanda interna, la sobreoferta presiona los precios spot y obliga a algunas operadoras gasíferas a cerrar pozos de manera temporal. El fenómeno se repite cada verano y afecta especialmente a los productores que dependen del gas seco, cuyo valor cae frente a un mercado saturado.

Aun así, el sector coincide en que el gas asociado es una oportunidad estratégica. Su composición permite desarrollar cadenas de valor más complejas y avanzar hacia exportaciones de mayor escala, siempre que existan infraestructura y reglas claras para procesarlo y transportarlo.

El shale gas mantiene su ritmo

Aunque el gas asociado se lleva los titulares, el shale gas también mostró un inicio de año sólido. La producción superó los 72,7 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento interanual del 6,4%. Los bloques líderes siguen siendo Fortín de Piedra (Tecpetrol), La Calera (Pluspetrol), Aguada Pichana Este (TotalEnergies) y Aguada Pichana Oeste (PAE).

El desempeño se apoya en la conexión de nuevos pozos —13 solo en enero— y en mejoras operativas que permiten sostener la curva ascendente del no convencional.

Un 2026 que arranca con señales fuertes

El arranque del año confirma que Vaca Muerta continúa siendo el motor del crecimiento energético argentino. La combinación de shale gas estable y gas asociado en expansión proyecta un escenario favorable para el superávit energético, que podría superar los US$ 8.000 millones en 2026 si se mantienen los niveles actuales de producción y exportación.

El desafío ahora es convertir ese salto en infraestructura, inversiones y mercados que permitan capturar el valor de un recurso que ya no es solo un subproducto, sino un componente central de la nueva matriz gasífera del país.

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Milei empuja un giro minero a escala cordillerana y abre un frente político en las provincias

El discurso de Javier Milei ante la Asamblea Legislativa instaló un nuevo eje de tensión en la agenda productiva nacional. Al afirmar que “la minería se desplegará por toda la Cordillera y generará miles de empleos”, el Presidente dejó en claro que su gobierno buscará acelerar proyectos metalíferos y flexibilizar regulaciones que hoy limitan la actividad.

La frase no fue aislada: forma parte de una estrategia que combina el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la reforma de la Ley de Glaciares y un paquete de desregulaciones orientadas a atraer capitales externos.

La apuesta presidencial se apoya en un diagnóstico: la Cordillera está “subutilizada” y la Argentina no aprovecha su potencial en cobre, litio, oro y plata. Según Milei, la expansión minera podría generar cientos de miles de empleos y replicar modelos de desarrollo como el chileno. Sin embargo, el anuncio reactivó un debate que atraviesa a varias provincias desde hace dos décadas.

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Un movimiento que reabre viejas discusiones territoriales

La promesa de un despliegue minero a gran escala vuelve a poner en el centro a provincias con fuerte tradición de resistencia social, como Chubut, Mendoza y La Rioja. En esos territorios, las asambleas ambientales mantienen una presencia activa y han frenado proyectos mediante plebiscitos, movilizaciones y acciones judiciales. La mención presidencial encendió alertas en Esquel, Famatina, Jáchal y otras localidades donde la minería metalífera es un tema sensible.

El Gobierno nacional sostiene que la reforma de la Ley de Glaciares permitirá “desbloquear inversiones” al dejar en manos de las provincias la definición de áreas protegidas. Para los críticos, ese cambio abre la puerta a proyectos en zonas de alta fragilidad ambiental y pone en riesgo reservas de agua estratégicas para las comunidades cordilleranas.

La estrategia oficial: inversión, empleo y desregulación

Milei ubicó a la minería como uno de los motores de su plan económico junto al agro y la energía. El Presidente aseguró que el país tiene “minerales críticos que necesita Occidente” y que el RIGI ofrece la seguridad jurídica que demandan los grandes fondos internacionales. En su visión, la combinación de incentivos, desregulación y apertura territorial permitirá atraer capitales y acelerar proyectos de cobre y litio en el norte, y de oro y plata en la Patagonia.

El mensaje también incluyó una crítica directa a los movimientos ambientalistas, a quienes responsabilizó por frenar inversiones y limitar la creación de empleo. Según el Presidente, sin esas “trabas”, el país podría generar hasta un millón de puestos de trabajo vinculados a la minería y la energía.

Un escenario político que se recalienta

La expansión minera propuesta por el Gobierno abre un nuevo capítulo en la relación Nación–provincias. Mientras algunas jurisdicciones ven una oportunidad para atraer inversiones, otras anticipan conflictos sociales si se intenta avanzar sobre zonas donde la licencia social es débil o inexistente.

El desafío para la Casa Rosada será sostener su hoja de ruta sin profundizar tensiones territoriales que ya marcaron la política cordillerana en los últimos veinte años. La minería vuelve a estar en el centro del debate, esta vez con un impulso presidencial que promete cambiar el mapa productivo… y también el político.

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Santa Fe avanza sobre Vaca Muerta: Pullaro sella un acuerdo para que empresas provinciales ingresen a la cadena de servicios

El gobierno de Santa Fe dio un paso decisivo para posicionar a su entramado productivo dentro de la cadena de servicios de Vaca Muerta. El gobernador Maximiliano Pullaro firmó un acuerdo que habilita a empresas santafesinas a integrarse formalmente a los programas de desarrollo de proveedores vinculados al sector hidrocarburífero, un movimiento que busca transformar la capacidad industrial de la provincia en un activo para el mayor polo energético del país.

La iniciativa se apoya en dos pilares: la articulación con operadoras que ya trabajan en la cuenca neuquina y la creación de un esquema de capacitación y certificación para que las firmas locales puedan competir en estándares, tiempos y costos con proveedores tradicionales del sector.

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Un salto estratégico para la industria santafesina

El acuerdo abre la puerta para que compañías metalmecánicas, de ingeniería, logística, construcción, fundición y servicios industriales accedan a contratos vinculados a perforación, mantenimiento, infraestructura y soporte operativo. La provincia apuesta a que su base productiva —una de las más diversificadas del país— pueda abastecer desde componentes críticos hasta soluciones de campo.

Funcionarios del área productiva destacan que Santa Fe cuenta con más de 300 empresas con capacidad técnica para integrarse a la cadena de valor del gas y el petróleo. Muchas de ellas ya prestan servicios a grandes compañías, pero ahora podrán hacerlo dentro de un marco institucional que facilita certificaciones, financiamiento y vinculación directa con operadoras.

Una alianza que busca volumen y previsibilidad

El entendimiento incluye la participación de Santa Fe en mesas sectoriales donde se definen necesidades de abastecimiento, estándares de calidad y oportunidades de inversión. El objetivo es que las empresas provinciales puedan anticipar demanda, planificar producción y acceder a contratos de mayor escala.

Pullaro sostiene que la provincia puede aportar “capital humano, tecnología y equipamiento” para cubrir parte de la demanda creciente de Vaca Muerta, especialmente en Añelo y alrededores, donde la infraestructura y los servicios siguen siendo un cuello de botella para la expansión del shale.

Qué sectores se perfilan como ganadores

Entre los rubros con mayor potencial se destacan:

• metalmecánica y fabricación de componentes,

• fundiciones y aceros especiales,

• construcción y movimiento de suelos,

• servicios logísticos y transporte,

• madera, textiles y soluciones modulares para campamentos,

• mantenimiento industrial y servicios técnicos especializados.

La provincia también impulsa la creación de una “academia de proveedores” para acelerar la curva de aprendizaje y adaptar procesos a los estándares de la industria energética.

Un movimiento que trasciende lo productivo

El acuerdo no solo busca generar negocios: también apunta a consolidar una presencia institucional de Santa Fe en la agenda energética nacional. La provincia quiere convertirse en un socio estable de Neuquén y de las operadoras, con una estrategia de largo plazo que permita diversificar su matriz económica y captar parte del crecimiento proyectado para Vaca Muerta en los próximos años.

El gobierno provincial considera que la oportunidad es estructural: el aumento de perforaciones, la expansión de infraestructura y la llegada de nuevos proyectos de transporte y exportación abren un espacio para proveedores que puedan garantizar calidad, escala y continuidad.

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Vuelve a moverse el negocio de la arena para Vaca Muerta: empresas reactivan producción en Río Negro

El mercado de arena para fracking vuelve a tomar impulso en Río Negro después de un 2025 marcado por la caída de actividad. El repunte de la producción en Vaca Muerta está reactivando plantas, logística y empleo en la provincia. Las empresas del sector ya retomaron operaciones y anticipan un crecimiento sostenido para los próximos meses.

Un rebote que se ve en la ruta

El movimiento de camiones por el puente de Paso Córdoba, en Roca, es el termómetro más claro de la recuperación. Durante el peor momento de 2025, apenas pasaban unos 30 camiones por día. Hoy, el tránsito es mucho más intenso y crece semana a semana. La Secretaría de Energía provincial también registró un aumento en las solicitudes de guías y en el traslado de material.

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Las empresas que volvieron a operar

El rebote tiene protagonistas definidos. Las compañías que reactivaron tareas y retomaron el movimiento de arena son:

• Prosil SA

• Aluvional (Vista Energy)

• Transporte Rada Tilly

• Arenas Locales (ALSA)

• Mineiro SRL (en menor volumen)

Todas solicitaron nuevas guías y reanudaron operaciones en plantas y circuitos logísticos. Este movimiento genera empleo directo en extracción, procesamiento y transporte, además de dinamizar proveedores industriales locales.

Por qué cayó la demanda y por qué vuelve a subir

La caída de 2025 tuvo una causa central: varias operadoras comenzaron a usar arena de Entre Ríos, que mostró mejor rendimiento en algunos pozos de Vaca Muerta. El propio CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó ese cambio de estrategia. Sin embargo, otras compañías mantuvieron el uso de arena rionegrina o adoptaron un blend.

Ahora, con más pozos activos y mayor eficiencia operativa, la demanda vuelve a crecer. La disponibilidad local de arena reduce costos logísticos y acorta tiempos de suministro, dos factores clave para la competitividad del shale argentino.

Qué se espera para 2026 y 2027

El repunte actual es solo el comienzo. Las empresas anticipan un despegue fuerte en 2027, cuando la actividad extractiva aumente por nuevos proyectos y mayor ritmo de perforación. Si ese escenario se confirma, el mercado de arenas podría volver a niveles récord.

Impacto económico para Río Negro

La reactivación del mercado de arenas impulsa empleo directo e indirecto, fortalece la cadena de valor regional, mejora la logística hacia Vaca Muerta y reposiciona a Río Negro como proveedor estratégico del shale. Para una provincia que compite con Entre Ríos por este insumo crítico, el rebote llega en un momento clave.

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Río Negro mueve fichas en la industria: lanza un incentivo para reactivar la producción convencional de petróleo y gas

Río Negro decidió intervenir de lleno en uno de los frentes más sensibles de su matriz energética: la producción convencional de petróleo y gas, un segmento que viene en declino desde hace más de una década. Con el Decreto 136/26, el gobierno provincial puso en marcha un programa de incentivos que busca frenar la caída de los yacimientos maduros, atraer inversiones y sostener el empleo en las zonas productivas.

El esquema apunta a un objetivo concreto: volver rentables proyectos que hoy no se ejecutan por costos altos y baja productividad. La herramienta elegida es una reducción del 50% en la alícuota de regalías aplicada exclusivamente a la producción incremental, es decir, al volumen adicional que se genere por nuevas inversiones. Durante diez años —o hasta el fin de la concesión— las operadoras pagarán solo el 6% sobre ese diferencial.

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Un movimiento que busca frenar un declino estructural

La provincia enfrenta un escenario complejo: entre 2015 y 2025, la producción convencional cayó 43,5% en petróleo y 51,8% en gas a nivel nacional, afectada por el agotamiento natural de los yacimientos y la falta de inversiones sostenidas. En Río Negro, la explotación convencional todavía representa el 68% del petróleo y el 53% del gas provincial, pero la curva descendente se mantiene desde 2013 con una caída promedio del 6% anual.

El nuevo programa intenta revertir esa tendencia mediante un incentivo focalizado que no afecta la producción base ni implica reducciones en Ingresos Brutos o cánones. El beneficio se activa únicamente si la empresa demuestra un incremento real respecto de una curva de producción certificada por un auditor externo.

Impacto en el sector: qué cambia para las operadoras

El plan provincial abre una ventana de oportunidad para las compañías que operan en áreas maduras. Las inversiones elegibles incluyen:

• reactivación de pozos inactivos,

• trabajos de pulling y workover,

• optimización de sistemas de extracción,

• mejoras en compresión e inyección.

Estas intervenciones permiten extender la vida útil de los yacimientos, mejorar el factor de recuperación y preservar infraestructura existente. Para las empresas, el incentivo reduce el riesgo económico de apostar por pozos marginales; para la provincia, significa sostener empleo directo e indirecto en regiones donde la actividad convencional sigue siendo clave.

Una señal política en medio del avance del no convencional

El lanzamiento del programa también tiene lectura política. Mientras Vaca Muerta concentra inversiones y atención nacional, Río Negro busca evitar que su producción convencional quede relegada. El gobierno provincial envía así un mensaje a operadoras y sindicatos: la transición hacia un modelo más orientado a exportaciones no puede dejar atrás a las cuencas maduras.

La medida se integra a una estrategia más amplia que incluye infraestructura, puertos y marcos normativos para posicionar a la provincia como un nodo energético del Atlántico Sur.

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Chevron activa la prospección sísmica en Uruguay y abre un nuevo capítulo para el offshore del Atlántico Sur

Uruguay dio un paso decisivo en su estrategia offshore con el inicio de la campaña sísmica 3D que Chevron ejecutará en un bloque adjudicado dentro de la Zona Económica Exclusiva. El Gobierno uruguayo autorizó formalmente la operación y un buque especializado ya está posicionado para comenzar la adquisición de datos, en una campaña que se extenderá hasta abril y que representa una inversión superior a los US$ 200 millones, cubierta íntegramente por compañías privadas.

La operación marca el regreso de una “supermajor” al offshore uruguayo y eleva las expectativas sobre el potencial geológico del margen atlántico, especialmente tras los descubrimientos recientes en Namibia, cuyas cuencas comparten origen tectónico con las del Cono Sur.

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Un movimiento que reposiciona a Uruguay en el mapa energético regional

La campaña sísmica se ejecuta sobre un área de más de 44.000 km², donde Chevron buscará identificar estructuras profundas capaces de alojar hidrocarburos. La compañía operará con tecnología acústica de alta resolución para mapear el subsuelo marino y reducir el riesgo técnico antes de avanzar hacia un eventual pozo exploratorio, una etapa que implica costos operativos mucho más altos.

Para Uruguay, el inicio de esta fase representa un salto estratégico: después de décadas de actividad intermitente, el país vuelve a atraer inversiones de escala en exploración de frontera. ANCAP destaca que la base de información geológica acumulada desde 2007 —incluyendo sísmica 2D, 3D y estudios electromagnéticos— permitió reactivar el interés de grandes operadoras internacionales.

Impacto en el sector: un corredor offshore que empieza a tomar forma

El avance de Chevron en Uruguay no es un hecho aislado. Para analistas regionales, forma parte de una nueva provincia petrolera atlántica que incluye el desarrollo de la Cuenca Argentina Norte (CAN) y proyectos como el pozo Argerich. Un hallazgo en aguas uruguayas validaría las tesis geológicas que sostienen la exploración en ambas costas y podría atraer inversiones en puertos, astilleros y servicios navales en toda la región.

La presencia de una supermajor también envía una señal al mercado: el Atlántico Sur vuelve a estar en el radar de las grandes petroleras, en un contexto global donde la seguridad energética y la diversificación de fuentes ganan peso estratégico.

Un frente ambiental que suma tensión

El inicio de la campaña ocurre en medio de cuestionamientos de organizaciones ambientales, que advierten sobre impactos en fauna marina y reclaman mayor transparencia en los permisos. Varias agrupaciones apelaron decisiones judiciales que rechazaron recursos para frenar la prospección, mientras denuncian falta de información pública sobre las operaciones en curso.

El Gobierno uruguayo sostiene que la campaña se realiza bajo “máximas garantías ambientales”, con protocolos de mitigación y monitoreo continuo, aunque el debate social sigue abierto.

Una señal para el mercado energético del Cono Sur

La operación de Chevron en Uruguay consolida un mensaje claro: el offshore del Atlántico Sur está entrando en una etapa de mayor dinamismo. Si los resultados sísmicos confirman el potencial esperado, la región podría sumar un nuevo polo de exploración de clase mundial, con impacto directo en proveedores, logística, infraestructura y servicios especializados.

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Pampa Energía cierra 2025 con más producción, más reservas y un salto en generación eléctrica

Pampa Energía presentó los resultados de su ejercicio 2025 con una combinación poco frecuente en el sector: crecimiento simultáneo en ventas, producción, reservas y generación eléctrica. La compañía reportó ingresos por US$ 507 millones en el cuarto trimestre, un 16% más que un año atrás, y cerró el año con una facturación cercana a los US$ 2.000 millones, lo que representa un incremento interanual del 7%.

El desempeño operativo fue el principal motor del balance. La producción total de hidrocarburos creció 32% respecto de 2024, impulsada por el desarrollo en Vaca Muerta y, en particular, por el avance del bloque Rincón de Aranda, donde la producción de shale oil se multiplicó por más de cuatro.

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Reservas en alza y horizonte extendido

Uno de los datos más relevantes del informe fue el aumento de las reservas probadas, que alcanzaron los 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que el año anterior. La compañía logró reponer reservas por un volumen equivalente a tres veces su producción anual, lo que extendió su horizonte de actividad asegurada de ocho a diez años.

Este salto en reservas consolida la posición de Pampa como uno de los actores más sólidos de la cuenca neuquina y refuerza su capacidad para sostener inversiones de largo plazo.

La generación eléctrica, otro pilar del crecimiento

El negocio de generación eléctrica también mostró un desempeño destacado. El EBITDA del segmento alcanzó los US$ 111 millones en el cuarto trimestre, un 28% más que en 2024, impulsado por mejoras operativas y por el autoabastecimiento de gas en las centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.

La empresa destacó que los nuevos lineamientos regulatorios en generación eléctrica aportaron previsibilidad y permitieron optimizar márgenes en un mercado que venía de años de inestabilidad.

Un balance que envía señales al mercado

Además del crecimiento operativo, Pampa Energía cerró el año con una ganancia neta de US$ 161 millones, un 57% por encima de lo esperado por el mercado, lo que reforzó la lectura de resiliencia de la compañía en un contexto macroeconómico desafiante.

Para los inversores, el balance confirma tres tendencias:

• la consolidación de Pampa en Vaca Muerta,

• la fortaleza de su negocio eléctrico,

• y la capacidad de sostener un horizonte de reservas en expansión.

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Petróleo: el Brent cruza los US$ 80 por barril ante la continuidad de los ataques de Irán contra buques petroleros e infraestructura energética

La refinería de Ras Tanura en Arabia Saudita recibió el impacto de un drone iraní.

La continuidad de los ataques de Irán contra infraestructura energética y buques petroleros sigue empujando al alza el precio del Brent, el crudo de principal referencia para las inversiones en Vaca Muerta. La cotización del Brent cruza la barrera de los US$ 80 por barril en esta jornada del martes, con subas de más del 7%. Al cierre de esta nota incluso tocando los US$ 83,50 por barril.

El mercado está poniendo en precio el cierre temporal de la refinería de Ras Tanura en Arabia Saudita tras recibir el lunes el impacto de un drone iraní.

«Es una refinería de clase mundial, muchos precios del mundo se forman con la salida de producto de Ras Tanura, por lo que muchos precios estan con problemas. No se están publicando, hay contratos que no se pueden avanzar», explicó una fuente del mercado a EconoJournal.

Reportes de las últimas 24 horas también señalan ataques contra tanques de almacenamiento de petróleo crudo en Fujaira, Emiratos Árabes Unidos (EAU) y en el puerto de Duqm en Omán. Este último es el segundo contra dicho puerto desde el domingo.

Por el lado del gas natural licuado, los precios en Europa vuelven a subir significativamente en la jornada del martes. El precio en el Dutch TTF, el punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa, tocó este martes los € 65 por MWh, es decir, unos US$ 22 por millón de btu (MMBTU). En la jornada del lunes había tocado un máximo de 16 dólares por MMBTU.

Qatar Energy, el principal productor de GNL del mundo, anunció el lunes la suspensión temporal de la producción de GNL tras un ataque iraní contra infraestructura portuaria que respalda las exportaciones. La empresa controlada por el gobierno de Qatar anunció este martes que también suspende producciones en el downstream como urea, polímeros y metanol.

Estrecho de Ormuz: China presiona a Irán para que cese sus ataques

Los bombardeos a las instalaciones nucleares en Irán pusieron en el foco internacional las actividades que se llevaban a cabo en estos complejos.

China a través del ministerio de Relaciones Exteriores instó el lunes a las partes involucradas en el conflicto en Medio Oriente a cesar las hostilidades y retomar las negociaciones de paz.

“China ha instado a Estados Unidos e Israel a cesar inmediatamente las acciones militares para evitar una mayor escalada de tensiones y que el conflicto se expanda y se propague a toda la región del Medio Oriente”, dijo el ministro de Exteriores, Wang Yi.

La agencia Bloomberg reportó que el gobierno chino esta presionando en privado a Irán para que no siga atacando infraestructura energética y que no impida el paso de buques petroleros y metaneros por el Estrecho de Ormuz.

La Guardia Revolucionaria Islámica de Irán anunció el lunes el cierre del paso y amenazó con prender fuego a los barcos que intenten cruzar por el estrecho, contradiciendo declaraciones del ministro de Exteriores, Abbas Araghchi, quien el domingo había afirmado que no había planes para cerrar el estrecho.

Por Ormuz transitan a diario unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y derivados (combustibles) y una quinta parte del GNL del mundo. Qatar es el segundo país en exportaciones de GNL del mundo.

Mientras tanto, la administración de Donald Trump sigue sin definir una línea clara sobre los objetivos estadounidenses. Trump había afirmado el sábado que el ataque coordinado con Israel era de carácter preventivo para eliminar el riesgo de desarrollo de un arma nuclear por parte de Irán. También instó a la población iraní a un levantamiento popular que derroque al régimen teocrático.

El presidente estadounidense añadió el lunes que su administración prevé una operación militar de cuatro o cinco semanas para cumplir con el objetivo de desarmar las capacidades nucleares iraníes.

Sin embargo, el secretario de Guerra, Pete Hegseth, rechazó la idea de que EE.UU. atacó a Irán con el objetivo expreso de derrocar al régimen. «Esta no es una llamada guerra de cambio de régimen, pero el régimen sin duda cambió», dijo Hegseth el lunes tras las declaraciones de Trump.

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Balanza comercial minera: enero tuvo un superávit de US$ 708 millones y marcó un incremento de casi 200% interanual

La balanza comercial minera del primer mes del año fue un 121,3% mayor al superávit del sector de los últimos 24 meses.

La balanza comercial minera tuvo un superávit de US$ 708 millones en enero y marcó un salto de 188% en comparación con el mismo mes de 2025, que había sido de tan solo US$ 246 millones. La suba se explica principalmente por un incremento en dólares de las exportaciones de oro, cuya cotización a nivel internacional subió más de un 70% durante todo 2025.

También se explica por los envíos al exterior de plata y por un salto en los volúmenes exportados de carbonato de litio equivalente (LCE, por sus siglas en inglés). Además, la balanza comercial del primer mes del año fue un 121,3% mayor al superávit del sector minero de los últimos 24 meses, según se desprende del último informe de la Secretaría de Minería.

Cabe recordar que en 2025 las exportaciones mineras marcaron el récord de US$ 6.037 millones, la cifra más alta en la historia del sector. El saldo comercial de la minería es el resultado de la diferencia entre las exportaciones mineras, que en enero de este año alcanzaron los US$ 812 millones, y las importaciones, que totalizaron USD 104 millones en el mismo período.

“Las exportaciones realizadas por el conjunto de empresas del sector de minería fueron siete veces mayores a sus importaciones”, indica el informe de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera con información de la Aduana.

Oro, plata y litio, el 97,7% del total de las exportaciones mineras en enero

Las exportaciones mineras de enero de US$ 812 millones significaron un crecimiento interanual de un 82,1% respecto a los US$ 446 millones exportados en el mismo mes de 2025 (en enero de 2024 solo superaron los US$ 180 millones).

Separando por rubros, en enero las ventas al exterior de minerales metalíferos alcanzaron el 87% de las exportaciones del sector (US$ 707 millones), marcando un incremento interanual de 86,8%.

Tres grupos de productos representaron el 97,7% de las exportaciones de minerales realizadas en enero, teniendo en cuenta los metalíferos y los no metalíferos del país: el oro explicó un 71,5%, es decir, totalizó ventas al exterior por US$ 580,6 millones en el primer mes del año. Esto se explica porque durante 2025 la onza de oro pasó de cotizar alrededor de 3.000 dólares a concluir el año cerca de los 5.000 dólares. Además, la plata representó un 14,4% y el litio un 11,9% de las exportaciones mineras.

En dólares, las exportaciones de litio sumaron US$ 96 millones en enero, marcando un incremento interanual de 74,5%. Sin embargo, la suba en este caso no se explica por el precio, sino por el incremento en los volúmenes exportados. En rigor, la Argentina pasó de producir y exportar 70.000 toneladas de LCE en 2024 a concretar envíos al exterior por 100.000 toneladas en 2025.

Si bien el precio internacional de litio promedió en alrededor de 10.000 dólares por tonelada, recién en octubre de 2025 comenzó a subir hasta ubicarse un poco por arriba de los 20.000 dólares por tonelada entre enero y febrero de 2026.

Luego siguen las exportaciones de plata con el 14,3%, que representaron US$ 115,8 millones y los envíos al exterior de litio, con el 11,9% del total y sumando US$ 96,4 millones en enero.

Al mismo tiempo, y según el informe de la cartera minera, los minerales industriales ocupan el 0,9% de las exportaciones de minerales (US$ 7 millones), teniendo un incremento interanual de 10,6%, mientras que rocas de aplicación abarcaron 0,2% del total exportado minero (US$ 2 millones) y presenta una disminución interanual de 67,5%.

, Roberto Bellato

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YPF: Marín descartó “cimbronazos”en los precios locales de los combustibles por la guerra en Medio Oriente

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, consideró que “No va a haber cimbronazos con el precio de los combustibles” en el mercado local.

Esto, en un contexto de alteraciones a la suba en las cotizaciones internacionales de los hidrocarburos que ocurren como consecuencia de las situaciones bélicas en Medio Oriente tras el bombardeo de Estados Unidos e Israel a Irán.

“Nosotros tomamos decisiones tranquilas frente a estas situaciones” afirmó Marín en declaraciones periodísticas, y describió que “En YPF tenemos una política de precios, no vemos el precio del petroleo en el día, tenemos un acuerdo con los consumidores. Lo que hacemos es tener un promedio, entonces cuando hay (movimientos de) precios del petroleo que duran muy poco, no afecta al precio de los combustibles”.

“Lo que hacemos hace que, tanto las caídas y las subidas rápidas, no afecten el precio al consumidor”, explicó, pero agregó que “Ahora, si el precio del barril se queda muy alto va a afectar el precio de los combustibles, pero muy de a poco”.

“Lo que esta afectando (los precios del crudo y el gas) en estos días es por (el riesgo de cierre de navegación en) el Estrecho de Ormuz (desde) donde se exportan 15 millones de barriles de petroleo. El 15 % del consumo mundial pasa por ese estrecho. Es una ruptura a la oferta lo que genera aumento de precios”, describió Marín.

El directivo de la principal operadora petrolera del país sostuvo que “No hay que actuar con pánico en estos escenarios. No habría cimbronazos con los precios de las naftas, YPF no lo va a hacer. Va a ir viendo como evoluciona el precio” (internacional).

“Tenemos una fórmula matemática para que los picos y los valles no afecten al consumidor. Siempre es mejor mantener los precios constantes. No esperen cimbronazos, por eso hicimos esa política de precios promedios móviles”, aseveró.

Marín consideró que ante esta situación “Argentina se beneficia porque se convirtió en un proveedor de energía muy segura ya que no esta en zona de guerra. Por eso con el LNG, que estamos trabajando con Eni y XRG, vamos a proveer al mundo gas licuado”.

“Estas situaciones hacen que se beneficien nuestros productos, vamos a exportar en números iniciales, como de carnicero como digo yo, con precios del petróleo normales, 50 mil millones de dólares por año”, se entusiasmó.

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El precio del gas aumenta un 50% en Europa

QatarEnergy, anunció la suspensión temporal de su producción en la planta de Ras Laffan tras un ataque con drones iraníes a primera hora de la mañana.

El anuncio provocó un aumento del 50% en los precios del gas en Europa.

La planta de Ras Laffan, la mayor instalación de exportación de gas natural licuado (GNL) del mundo, que cubre aproximadamente una quinta parte del suministro global, ha sido atacada por drones iraníes.

Pocas horas después de que QatarEnergy anunciara su cierre, el precio del contrato de futuros TTF se disparó a más de 48 euros, su nivel más alto en casi un año.

El MWh de gas se cotizaba entre 30 y 34 euros de media durante el mes de febrero, antes del lanzamiento de la operación estadounidense e israelo-estadounidense contra Irán el sábado 28.

QatarEnergy habría declarado por primera vez un caso de fuerza mayor en relación con sus obligaciones contractuales de suministro de GNL a sus clientes, algo que nunca había ocurrido antes 1.

La reacción de los mercados se explica tanto por la amenaza que supone el cierre de Ras Laffan para la seguridad energética de varias grandes economías, especialmente en Asia, como por los bajos niveles de reservas de gas en Europa. A 28 de febrero, las reservas europeas estaban llenas en menos del 30%, el nivel más bajo en esta época del año desde 2022.

Una quinta parte (20%) de las exportaciones mundiales de gas natural licuado transitan cada día por el estrecho de Ormuz, procedentes principalmente de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos.

Qatar, que depende de Ormuz para la totalidad de sus exportaciones, es el segundo exportador de GNL del mundo, por detrás de Estados Unidos.

Al menos cinco buques mercantes han sido blanco de proyectiles desde ayer, domingo 1 de marzo.

Qatar es el cuarto proveedor de GNL de la Unión Europea, con un 7% de las importaciones del bloque el año pasado. El cese de sus exportaciones podría provocar una reorganización de los flujos de suministro mundiales, y los compradores europeos se verían entonces en competencia con China y la India por sus compras de gas.

El nivel de los precios en Europa, antes de la temporada de llenado de las reservas, dependerá en gran medida de la duración de las perturbaciones en el estrecho de Ormuz.

Según Goldman Sachs, si estas interrupciones continúan durante un mes —Donald Trump ha declarado que la operación contra Irán podría durar cuatro semanas—, los precios del gas en Europa podrían duplicarse 

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¡Es mañana! El sector público y privado se reúne en FES Argentina en un momento clave para el sector

Quedan menos de 24 horas para el Future Energy Summit (FES) Argentina · Renewables & Storage, que este 4 y 5 de marzo celebrará su tercera edición consecutiva en el Hotel Emperador de la Ciudad de Buenos Aires y que reunirá a cientos de ejecutivos C-Level, inversores, desarrolladores, utilities, fabricantes y entidades financieras

Las empresas más relevantes del sector compartirán agenda con funcionarios de primer nivel en un ámbito donde se debatirán señales regulatorias, oportunidades de inversión y tendencias tecnológicas, con amplios espacios de networking orientados al cierre de acuerdos estratégicos.

La apertura estará a cargo de Damián Sanfilippo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, quien protagonizará la conversación destacada inaugural “Argentina y sus perspectivas para el desarrollo de las energías renovables”

Su intervención se dará en medio de la implementación de la Resolución SE N° 400/2025, normativa que marca un punto de inflexión en el Mercado Eléctrico Mayorista al promover la transición hacia contratos bilaterales privados a través del Mercado a Término (MAT)

El nuevo esquema establece que los distribuidores deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante acuerdos directos con generadores o comercializadores, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta de energía. 

En paralelo, el almacenamiento en baterías ocupará un lugar central en la agenda, principalmente por el reciente lanzamiento de la licitación AlmaSADI que busca adjudicar 700 MW de sistemas stand-alone y el antecedente de AlmaGBA (713 MW adjudicados), procesos que configuran un nuevo entorno de inversión. 

La importancia de AlmaSADI radica en que convocatoria prevé aproximadamente USD 700 millones en inversiones, contratos de hasta 15 años y a CAMMESA como offtaker, con esquemas de remuneración centrados en disponibilidad de potencia.

Además, FES Argentina contará con desayuno VIP durante el segundo día, en el que participarán Maximiliano Bruno, director Nacional de Generación Eléctrica de la Nación y Juan Luchilo, gerente General de CAMMESA, en una conversación estratégica con líderes empresariales enfocada en la implementación operativa del nuevo marco contractual y en los desafíos de planificación del sistema ante la creciente penetración renovable.

La agenda también abordará la extensión por un año del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, las próximas licitaciones para que el sector privado amplíe la red de transmisión, con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) como garante, y más oportunidades para las ERNC y el storage.

Mientras que entre los partners confirmados se encuentran Sungrow, JA Solar, CATL, Jinko, Genneia, 360Energy, Goldwind, PCR, Gamechange Solar, Gotion, Coral Energía, SECCO, Vestas, Versol Solar, Haitai Solar, Singsun, LH Energy, Solar DQD, FMO y SolarCleano.

A ellos se suman Flexgen, Marsh, Arctech, Kehua Tech, BLC Power Generation, APSystems, YPF Luz, TotalEnergies, Coarco, GCL, Aluar, Meteocontrol, Compet, SGS, Helius Energy, Akribis, Runco, Edenor, HyperStrong, TDDL y Envision, reflejando la diversidad tecnológica y financiera que hoy estructura el mercado argentino.

Provincias clave se suman al debate

El la jornada inaugural de FES Argentina, Hernán Tórtola – Secretario de Infraestructura de Chubut participará en el panel “Oportunidades de la energía eólica ante las necesidades de la demanda futura de energía eléctrica”, aportando la visión de una de las provincias con mayor desarrollo eólico del país.

Ese mismo día, Gastón Ghioni – Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires integrará la conversación destacada denominada “Retos de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en Argentina” centrada en las condiciones necesarias para viabilizar nuevos proyectos en el principal nodo de consumo eléctrico.

El cierre del segundo día estará a cargo de María Cecilia Mijich – Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Santa Fe, quien formará parte del panel “Competitividad de las energías renovables y el almacenamiento en el Cono Sur”, con foco en posicionamiento regional e integración energética.

Con una agenda marcada por reformas estructurales, señales de mercado y nuevos esquemas de contratación, FES Argentina volverá a consolidarse como el punto de encuentro donde autoridades y sector privado intercambian definiciones estratégicas. Durante dos jornadas, cientos de representantes de empresas avanzarán en conversaciones y acuerdos que buscan acelerar la transición energética en el país y la región.

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República Dominicana lanza manifestación de interés para 1200 MWh BESS y abre el juego a privados

La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) abrió formalmente el mercado a la inversión privada en almacenamiento con el lanzamiento de una manifestación de interés para incorporar 600 MW de capacidad BESS por 2 horas, lo que representa un dimensionamiento preliminar de 1200 MWh. El esquema responde a criterios técnicos orientados a estabilizar la operación del sistema y acompañar el crecimiento renovable del país.

Desde el punto de vista financiero, la propuesta se estructura bajo un modelo BESS-as-a-Service, donde actores privados desarrollan, financian y operan los activos bajo contratos de largo plazo.

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, se detalla un horizonte estimado de 15 años con una Tasa Interna de Retorno (TIR) proyectada en 11%, configurando un esquema que busca equilibrar previsibilidad contractual y atractivo para fondos de infraestructura y desarrolladores especializados.

Mientras que a nivel operativo, los sistemas BESS están concebidos para proveer servicios estratégicos como regulación primaria y secundaria de frecuencia, Fast Frequency Response, control de rampa y capacidad de arranque en negro ante apagones masivos.

«Este enfoque reduce la necesidad de inversión directa del Estado y acelera la incorporación de tecnología de almacenamiento a escala de utility. A su vez, posiciona al mercado dominicano como una plaza emergente para capital privado en soluciones de flexibilidad energética», aseguraron desde el sector.

El diseño contempla una arquitectura modular que permitirá desplegar los sistemas de manera progresiva en puntos estratégicos del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), a fin de optimizar infraestructura existente, reforzar nodos críticos y aportar flexibilidad operativa en escenarios de alta penetración solar y eólica.

Es decir que uno de los ejes centrales del proyecto es la reducción del curtailment de energía renovable, fenómeno que se intensifica cuando la generación supera la capacidad de absorción del sistema. El almacenamiento permitirá capturar excedentes en horas de baja demanda y despacharlos en momentos pico, mejorando la eficiencia del despacho y reduciendo restricciones técnicas.

Licitación vigente por 600 MW con BESS

En paralelo a la manifestación de interés que lanzó la ETED, República Dominicana avanza con una licitación por 600 MW que incorpora sistemas BESS, proceso que ya recibió ofertas por 1546,06 MWp, evidenciando el fuerte interés del sector privado en participar del mercado dominicano.

Este nivel de sobreoferta confirma el apetito inversor por proyectos que combinan generación renovable y almacenamiento, y refuerza la decisión de estructurar capacidad BESS a escala sistémica.

La coexistencia de ambos procesos —licitación de generación con almacenamiento y manifestación de interés específica para 600 MW de BESS— consolida una hoja de ruta clara hacia la flexibilidad operativa del SENI y representa un salto estructural en la modernización del sistema eléctrico nacional.

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Pampa Energía cerró 2025 con datos positivos

Pampa Energía presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025, un período marcado por un sólido desempeño en su negocio de generación eléctrica. El EBITDA del segmento alcanzó los US$111 millones, un 28% superior al mismo período de 2024, impulsado por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.  

 Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó: “La implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.

En petróleo y gas, la producción total creció 32% respecto del mismo período de 2024 y las reservas probadas alcanzaron 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que al cierre del año anterior. Durante 2025, Pampa repuso reservas por una cantidad equivalente a tres veces su producción, lo que permitió extender el horizonte de las mismas de 8 a 10 años. Además la compañía informó que el desarrollo de Rincón de Aranda, uno de sus principales proyectos en Vaca Muerta, continúa en su etapa inicial y avanza conforme al plan de expansión previsto. 

La compañía registró ventas por US$507 millones, lo que representa un incremento del 16% respecto del mismo período de 2024. En el acumulado anual, la facturación alcanzó aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024. El EBITDA ajustado del cuarto trimestre fue de US$230 millones, con una suba del 26% interanual. 

En materia financiera, en noviembre de 2025 la compañía emitió un bono internacional por US$450 millones con una tasa de 7,75% a 12 años, un plazo récord para una empresa privada argentina. Esta operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera consistente con el plan de inversiones.

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Rebolledo: «Hoy comienza mi segundo período en OLACDE»

El economista chileno Andrés Rebolledo Smitmans asumió su segundo mandato como Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), cargo para el que fue reelegido por el período 2026–2029 durante la LV Reunión de Ministras y Ministros de Energía de OLACDE, celebrada en Chile en octubre de 2025. La ceremonia oficial se realizó el lunes 2 de marzo en la Casa Museo Guayasamín, en Quito. 

La reelección de Rebolledo representa un respaldo a la gestión desarrollada entre los años 2023 y 2025, período que resultó clave para consolidar a OLACDE como un referente técnico y político regional en materia energética. En un contexto internacional complejo, atravesado por los impactos del cambio climático sobre la infraestructura energética y por la necesidad de fortalecer la seguridad de suministro, la Organización profundizó su rol como plataforma de articulación regional, generación de conocimiento y construcción de consensos estratégicos para América Latina y el Caribe.

Durante este trienio, OLACDE contribuyó a fortalecer la integración energética regional, impulsando iniciativas de interconexión eléctrica y gasífera y promoviendo una visión compartida de largo plazo a través de la creación del Consejo Regional de Planificación Energética.

Este espacio estratégico ha permitido avanzar en una coordinación más estructurada entre los países miembros para anticipar desafíos, armonizar políticas y construir una agenda energética regional con perspectiva de futuro. Además, la Organización cumplió un rol activo como Secretaría Técnica en procesos de integración regional como la CELAC y el Consenso de Brasilia.

La gestión también estuvo marcada por un aumento significativo de la ambición regional en energías limpias, pues se acordó alcanzar un 80% de generación eléctrica renovable al año 2030, posicionando a América Latina y el Caribe como una de las regiones más avanzadas del mundo en la transición hacia matrices energéticas más limpias. En paralelo, OLACDE, junto al BID, avanzó en la construcción de una agenda regional para el desarrollo y la certificación del hidrógeno de bajas emisiones, orientada a facilitar su inserción en los mercados internacionales y fortalecer el posicionamiento exportador de la región.

En el ámbito de la cooperación internacional, la Organización consolidó una red de más de 60 proyectos y convenios con organismos multilaterales, agencias de cooperación, academia y sector privado, fortaleciendo las capacidades técnicas de los países miembros y ampliando el alcance de la cooperación regional.

Como parte de este proceso, se crearon doce Grupos Técnicos especializados, que hoy se han consolidado como espacios permanentes de intercambio técnico, generación de conocimiento aplicado y construcción de iniciativas regionales en áreas clave del sector energético.

Un hito relevante del período fue la creación del Consejo Empresarial de OLACDE, que institucionalizó el diálogo público-privado a nivel regional, con el objetivo de atraer inversiones, reducir brechas regulatorias y acompañar de manera coordinada los procesos de transición energética en los países de la región.

Asimismo, se creó el Observatorio de Emisiones de Metano de América Latina y el Caribe (OEMLAC), posicionando a la región en la gestión de uno de los principales desafíos climáticos asociados al sector energético, mediante el fortalecimiento de metodologías, datos y capacidades técnicas.

La formación de capital humano fue otro eje central de la gestión. Entre 2023 y 2025, más de 16.000 personas participaron en programas de capacitación, incluyendo talleres, cursos, diplomados y programas de maestría desarrollados en conjunto con instituciones académicas de la región.

Este esfuerzo posicionó a OLACDE como un referente regional en formación energética y se complementó con el desarrollo de una agenda transversal de “Género y Energía”, que dio lugar a la creación de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (REDLACME), así como a la incorporación activa de jóvenes y representantes de los trabajadores del sector energético en el diálogo regional con las autoridades ministeriales.

Con el inicio de este segundo mandato, OLACDE se proyecta hacia una nueva etapa orientada a profundizar la integración energética regional, acelerar la adopción de tecnologías limpias, fortalecer el acceso universal a la energía y avanzar hacia una transición energética resiliente, inclusiva y con visión de largo plazo.

El Plan de Gestión 2026–2029 se estructura sobre siete ejes estratégicos que priorizan, con el objetivo de posicionar a América Latina y el Caribe no solo como una región de gran riqueza de recursos, sino como una región capaz de proponer soluciones energéticas en el escenario global: 

  • Integración regional
  • Cooperación técnica
  • Diplomacia energética
  • Seguridad y acceso
  • Innovación tecnológica
  • Formación de capacidades
  • Modernización institucional

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AUDER organizó misión de hidrógeno verde y combustibles sintéticos a Chile

La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) organizó una misión público-privada a la ciudad de Punta Arenas, en el sur de Chile, con el objetivo de intercambiar experiencias en hidrógeno verde, en un contexto en el que Uruguay avanza en el desarrollo de proyectos vinculados a esta nueva industria y que dicha región ya cuenta con proyectos en operación, y otros en vía de desarrollo. 

La delegación estuvo integrada por Óscar Caputi, subsecretario de Ambiente; Marco Colafranceschi, asesor de la Dirección Nacional de Incentivo a la Inversión del Ministerio de Economía y Finanzas; Federico Rehermann, coordinador nacional del Programa de Hidrógeno Verde del Ministerio de Industria, Energía y Minería; Fermín Farinha, diputado (Partido Nacional) por Paysandú; Gabriel Otero, diputado (Frente Amplio) por Montevideo; Alejandro Colacce, edil (Partido Nacional) de Paysandú; Roberto Ciré, edil (Frente Amplio) de Paysandú; David Helguera, edil (Partido Colorado) de Paysandú; Claudio Zanoniani, edil (Partido Nacional) de Paysandú; Marcelo Mula, vicepresidente de AUDER; y Enzo Melani, secretario de AUDER.

La agenda incluyó encuentros con el Gobernador de la Región de Magallanes, Jorge Flies y el Seremi de Energía, Sergio Cuitiño; además de una visita en terreno a “Haru Oni”, la primera planta integrada de e-Combustibles del mundo, de HIF Global, la misma empresa que impulsa un proyecto de características similares en Paysandú, Uruguay, por US$ 5.400 millones.

“Estuvimos conociendo los procesos de fabricación de hidrógeno y sus distintos derivados, en el marco de la posible instalación de una planta de este tipo en Paysandú”, dijo el subsecretario de Ambiente.

Caputi sostuvo que las expectativas respecto a este tipo de combustible “son altas”: “Uruguay ha sido pionero en la transformación de su matriz energética, con más del 90% de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, y ahora apuesta a una segunda transformación mediante la producción de este tipo de combustibles”.

“Hemos visto que los estándares que se aplican en esta planta están alineados con los más altos a nivel internacional y cumplen con las exigencias ambientales vigentes a nivel global”, remarcó. 

Por su parte, el diputado Farinha destacó: “Salimos asombrados en lo que tiene que ver con la lógica del planteo industrial. Es una planta extremadamente silenciosa; no vemos una refinería tradicional, sino un proceso más vinculado a lo químico y a la captura de CO. También observamos el trabajo en la producción del hidrógeno para, junto al CO, producir el combustible sintético, que se desarrolla aquí y que incluso pudimos probar en un vehículo”.

“Para AUDER es fundamental que referentes institucionales y políticos del país puedan conocer de primera mano la experiencia de una región que ya pasó por la que nosotros estamos transitando, y visitar una planta icónica en innovación y sustentabilidad en la producción de combustibles sintéticos. Pudimos aprender en terreno sobre aspectos técnicos, ambientales y productivos del proceso, y proyectar lo que se ve como un futuro muy próspero para Uruguay”, dijo Marcelo Mula, vicepresidente de AUDER.

Haru Oni es la primera planta integrada de e-Combustibles a nivel mundial. El proyecto utiliza la energía renovable del fuerte viento de la Patagonia para realizar el proceso de electrólisis que separa la molécula de agua y permite obtener hidrógeno verde. Luego, a través de un proceso de síntesis, se combina el hidrógeno con CO biogénico y se obtiene e-Metanol, un combustible sintético que puede usarse en barcos, o ser convertido en otros combustibles como e-Nafta para vehículos o e-SAF para aviones. La gran novedad de estos combustibles es que pueden usarse en motores e infraestructura existente.

Las autoridades chilenas compartieron con la delegación la experiencia que han llevado adelante en la implementación de su estrategia nacional de hidrógeno, así como su experiencia en planificación para la instalación de la nueva industria, los programas que tienen, el exitoso trabajo público-privado con las empresas desarrolladoras locales, y dejaron abiertos los canales para continuar conversando e intercambiando conocimientos. 

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González remarcó la seguridad jurídica ante empresarios en la PDAC

El secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y el secretario de Minería, Luis Lucero, presentaron en la convención minera Prospectors and Developers Association of Canada (PDAC) un escenario de seguridad jurídica renovado y destacaron la implementación del RIGI y los avances legislativos, como la adecuación de la Ley de Glaciares.

También participó Diego Sucalesca, titular de la Agencia de Inversiones, quien se refirió a la estrategia promocional que lleva adelante para vincular a empresas nacionales del sector con las grandes compañías internacionales.

Durante el encuentro, González calificó al RIGI como “una herramienta extremadamente poderosa que brinda estabilidad por 30 años”. Además, hizo hincapié en que Argentina arribó al evento de Toronto con 6 proyectos mineros aprobados bajo el RIGI y otros 12 en etapa de evaluación. En este sentido, precisó que suman una inversión que asciende a U$S 47.000 millones.

La importancia del encuentro se manifestó en la representación federal de la misión, que contó con la presencia de los gobernadores Alberto Weretilneck, de Río Negro y Carlos Sadir, de Jujuy, los vice gobernadores de Catamarca, Rubén Dusso, de La Rioja, Teresita Madera y de Mendoza, Hebe Casado, además de ministros y funcionarios de Salta, Santa Cruz y San Juan.

La delegación argentina participó en el “Argentina Day” ante una audiencia récord de 470 representantes de empresas e inversores, informó el ministerio de Economía.

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Del déficit al récord exportador: el giro energético de la Argentina en 2025

La balanza energética argentina en 2025 ofrece una de las postales económicas más significativas del año: por primera vez en décadas, el sector no sólo corrigió su tradicional vulnerabilidad externa, sino que se convirtió en el principal sostén del superávit comercial nacional.

Las cifras oficiales del INDEC, la Secretaría de Energía y diversos análisis especializados de comercio exterior convergen en un diagnóstico inequívoco: el excedente energético alcanzó niveles históricos, impulsado fundamentalmente por la expansión de los hidrocarburos.

En el rubro de petróleo crudo y combustibles derivados se encuentra el núcleo de este desempeño. Argentina exportó en 2025 más crudo que nunca antes, con incrementos de volumen cercanos al 25 % respecto del año anterior.

Este salto consolidó al petróleo como el principal generador del superávit energético. En paralelo, las importaciones de combustibles se redujeron en comparación con años previos, producto de la mayor producción interna y de una menor demanda neta de productos importados.

El saldo del rubro fue ampliamente superavitario y representó la mayor parte del excedente total del sector: aproximadamente el 86 % del superávit energético anual provino de las exportaciones de petróleo crudo y derivados. La explicación estructural de este fenómeno reside en la expansión sostenida de la producción en yacimientos no convencionales, particularmente en Vaca Muerta, cuya maduración permitió colocar mayores volúmenes en el mercado externo y, al mismo tiempo, sustituir importaciones de combustibles.

El segundo componente relevante fue el gas natural y el gas natural licuado (GNL). Las exportaciones de gas aumentaron durante 2025, impulsadas tanto por la producción convencional como por la no convencional, lo que redujo la necesidad de importar volúmenes significativos para cubrir la demanda interna. Las importaciones se mantuvieron en niveles bajos, dado que la oferta doméstica logró abastecer buena parte del consumo.

El saldo del rubro fue positivo y contribuyó al superávit total, aunque en menor proporción que el petróleo. A la vez, comenzaron a adquirir relevancia proyectos de infraestructura vinculados al GNL con orientación exportadora, cuyas inversiones podrían ampliar este segmento en los próximos años, consolidando a la Argentina como oferente regional y potencial proveedor extrarregional.

En cuanto a la electricidad, incluida la generación renovable, su tratamiento en la balanza energética presenta matices. En muchos informes de comercio exterior no aparece como rubro central, dado que la mayor parte de la energía eléctrica se genera y consume en el mercado interno. Sin embargo, el dato estructural más relevante de 2025 fue el aumento de la participación de las energías renovables en la matriz eléctrica, acercándose a más del 40 % de la generación total. Este crecimiento reduce la dependencia de fuentes fósiles y fortalece la autosuficiencia energética.

No obstante, el saldo de electricidad como producto exportable sigue siendo limitado, ya que la mayor parte de la producción se destina al mercado doméstico y no se exporta de manera regular fuera del ámbito regional.

El balance agregado del sector energético en 2025 confirma la magnitud del cambio. Las exportaciones energéticas totales se ubicaron aproximadamente entre US$ 11.000 y 11.100 millones en el año, mientras que las importaciones energéticas oscilaron entre US$ 3.000 y 3.300 millones. El resultado fue un superávit energético cercano a los US$ 7.800–7.815 millones, el mayor registro histórico para la Argentina. Este excedente representó alrededor del 70 % del superávit comercial total del país en 2025, que alcanzó unos US$ 11.286 millones.

El significado económico y estratégico de este desempeño es profundo. En primer lugar, el petróleo crudo y sus derivados emergen como el motor fundamental del superávit energético, combinando expansión exportadora con sustitución de importaciones. En segundo término, el gas natural aportó también un saldo positivo, aunque en menor escala que el crudo, contribuyendo a robustecer el balance global.

En tercer lugar, la electricidad y las energías renovables consolidan un rol creciente en la matriz doméstica, sosteniendo la producción interna y reduciendo vulnerabilidades externas, aunque todavía no constituyen un rubro exportador de peso. Finalmente, el superávit energético de 2025 adquiere carácter histórico porque expresa no sólo un resultado coyuntural favorable, sino la consolidación de una mayor capacidad exportadora de hidrocarburos y un proceso sostenido de sustitución de importaciones que reconfigura la inserción externa del país. En suma, 2025 quedará registrado como el año en que la energía dejó de ser una restricción estructural para convertirse en uno de los pilares centrales del equilibrio macroeconómico argentino.

No todo lo que brilla es oro

La producción energética transita un febrero sin sobresaltos. La demanda interna de gas natural y electricidad permanece, en términos generales, aplanada, reflejando un consumo contenido que parece acompañar la falta de reacción de la actividad industrial.
De acuerdo con el último Informe Semanal de Economía & Energía, elaborado sobre la base de datos de Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) y Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), el comportamiento de febrero de 2026 ofrece señales mixtas, aunque sin indicios firmes de recuperación en los segmentos más intensivos en uso de energía.

En materia de gas natural, durante la semana del 16 al 22 de febrero el consumo promedió 107 millones de metros cúbicos diarios. La cifra supone un alza de 3,9% respecto de enero, pero revela una contracción de 6,4% en comparación con igual mes de 2025. El detalle diario mostró un máximo de 124 millones de metros cúbicos el 18 de febrero, seguido de un descenso progresivo hasta los 100 millones al cierre del período. La dinámica se encuadra dentro de parámetros estacionales habituales, sin el impulso adicional que cabría esperar de una industria en franca reactivación.

En electricidad, la demanda media horaria entre el 9 y el 15 de febrero se ubicó en 17.631 megavatios. El registro exhibe una leve merma de 0,4% frente a enero y una caída interanual de 8,1%.

El pico máximo semanal —24.903 megavatios, alcanzado el 10 de febrero— no logró alterar una tendencia que, hacia el final del período, se inclinó a la baja.

La comparación negativa con 2025 refuerza la impresión de que los sectores productivos de mayor consumo energético aún no han consolidado un repunte sostenido. Así, el pulso energético de febrero se mueve con cautela: cifras que oscilan dentro de lo previsible, pero que todavía no traducen, en términos de demanda, una revitalización clara del entramado industrial.

Industria en retroceso

Mas allá del gran desempeño del sector energético, la actividad industrial comenzó el año con una señal ambigua. En enero registró una mejora mensual de 1,2% en términos desestacionalizados frente a diciembre, según el relevamiento de la consultora Orlando Ferreres & Asociados.

Sin embargo, el dato interanual expuso una realidad menos alentadora: la producción se contrajo 4,4% respecto del mismo mes del año anterior, confirmando que el sector continúa operando en niveles históricamente bajos y sin una recuperación consolidada.
El desglose sectorial revela un mapa de retrocesos extendidos. Maquinaria y Equipo encabezó las caídas, con un desplome interanual de 23,9%. Dentro de ese segmento, el sector automotor fue el más afectado: la producción de vehículos se redujo 30,1% frente a enero del año pasado, reflejando el impacto combinado de la retracción del consumo y la debilidad de la demanda.

También el rubro de minerales no metálicos mostró una merma significativa, con una baja de 7,8% en el primer mes del año. En ese conjunto se destacó la caída de 5,6% en los despachos de cemento portland, un indicador estrechamente vinculado a la actividad de la construcción.

El sector de Alimentos, Bebidas y Tabaco, de fuerte peso en el entramado productivo, registró una contracción interanual de 2,9%. La faena bovina descendió 11,8%, mientras que la producción de aceites retrocedió 0,6% en comparación con igual período del año anterior. Por su parte, Metales Básicos anotó una baja de 1% interanual. Según el informe, la principal incidencia negativa provino de la producción de hierro primario, cuya caída arrastró al resto de las líneas del sector. En el caso del automotor —el segmento de mayor retroceso relativo— la consultora advirtió que las cifras de los primeros meses del año pueden presentar distorsiones estacionales. “Los datos de enero y febrero pueden verse afectados por los períodos de vacaciones y las paradas de planta, que en algunos años se concentran en enero y en otros en febrero, alterando la medición mensual cuando se observa de manera aislada”, señalaron los analistas.Con todo, las perspectivas inmediatas no lucen holgadas. Hacia adelante, se anticipa que durante la primera parte del año persistirán tensiones en la industria, principalmente asociadas a los menores niveles de consumo interno. No obstante, el informe incorpora un matiz de cautela optimista: un contexto macroeconómico más estable, acompañado por una eventual mejora en la confianza y en los ingresos familiares, podría sentar las bases para una reactivación gradual de la actividad industrial.

Los factores concretos que podrían catalizar esa mejora, sin embargo, permanecen abiertos a la evolución del escenario económico general.

El frente financiero

El mercado cambiario argentino continúa bajo fuerte presión en medio de un contexto de inflación elevada y escasez de divisas.
A pesar de que el Banco Central ajustó su esquema de banda cambiaria para que el tipo de cambio se deprecie en línea con la inflación mensual, el peso sigue relativamente fuerte en términos reales y muchos analistas consideran que existe un atraso cambiario, con el tipo de cambio oficial ganando menos contra la inflación de lo necesario para recuperar competitividad exportadora y acumular reservas con soltura.

Ese ajuste tardío en el régimen de bandas surge en un contexto en que los mercados sitúan el riesgo país por encima de los 500 puntos básicos en febrero de 2026 —una recuperación respecto a picos anteriores del año pero aún en niveles que encarecen el financiamiento externo tradicional—, según datos de índices emergentes basados en las cotizaciones de los bonos argentinos frente a activos comparables.

En cuanto a las reservas internacionales, las cifras oficiales y estimaciones privadas coinciden en que el Banco Central bajo presión del FMI, ha podido recomponer parte de su stock, que supera los US$ 32.000 millones en términos brutos hacia finales de diciembre de 2025, dentro de un plan para fortalecer la posición externa con compras de dólares y operaciones con contrapartes internacionales.

Sin embargo, esa cifra bruta refleja activos disponibles en conjunto; las reservas líquidas de libre disponibilidad, descontando encajes, swaps y pasivos vinculados, son considerablemente menores, y según analistas de organismos internacionales corren el riesgo de erosionarse hacia niveles críticos sin nuevos ingresos de dólares frescos.

El atraso cambiario también tiene implicancias macroeconómicas: analistas de mercados sostienen que para recomponer reservas de manera creíble y ofrecer un ancla de confianza se requeriría un tipo de cambio real más depreciado —posiblemente hasta 10–15%— que el vigente, lo que evidencia la tensión entre la política monetaria y la acumulación de activos externos.

Este combo —tipo de cambio que sigue sin reflejar completamente la pérdida de poder adquisitivo del peso, riesgo país elevado y reservas de libre disponibilidad ajustadas— explica por qué Argentina continúa enfrentando costos de financiamiento altos y una estrategia económica centrada en equilibrar estabilidad, acumulación de divisas y reducción de vulnerabilidades externas en 2026.

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Petrodólar: el trasfondo energético de lacompetencia entre Estados Unidos, China y Rusia

Para los que peinamos canas, décadas atrás, un conflicto serio en Medio Oriente —o una amenaza real al paso por vías como el estrecho de Ormuz o el canal de Suez— hacía subir escandalosamente el precio del crudo. Años atrás, la mayor parte de la producción mundial cruzaba por esos estrechos con poco sustituto inmediato, y los mercados temían una contracción física de oferta: menos barriles disponibles elevan la escasez y por ende, el precio.

Esa relación tradicional entre riesgo político y precio se basaba en una combinación de alta dependencia de exportadores específicos y menor elasticidad de oferta y demanda.
Hoy esa “sensibilidad” está mucho más atenuada porque el mercado global es más diversificado y flexible —con producción creciente fuera de Oriente Medio (especialmente en Estados Unidos que pasó al autoabastecimiento al igual que Brasil, Argentina y otros), mayores reservas estratégicas, inventarios elevados y corredores alternativos—.

Además, los mercados financieros incorporan primas de riesgo de forma más sofisticada y suelen reaccionar primero a hechos concretos (como una interrupción real del flujo) que a amenazas políticas o bombardeos aislados. Mientras el petróleo siga transitando y los suministros no se corten de forma prolongada, un ataque o conflicto puntual suele reflejarse en movimientos más moderados de precios, porque la oferta física no se ha visto realmente reducida.

Un mapa multipolar

Desde una perspectiva realista, el ascenso de China constituye el principal desafío geopolítico para EE.UU. Rusia actúa como potencia con capacidad disruptiva global, —ocupada con su guerra en Ucrania— e India emerge como polo autónomo en el Indo-Pacífico.

A esto se suma un mayor presencia china en África (infraestructura, minería, puertos, deuda), el retorno ruso a África vía seguridad, energía y cooperación militar a la que se suma la erosión relativa de la influencia europea.
En el nuevo mundo multipolar, Estados Unidos enfrenta el desafío de mantener su primacía estratégica frente al ascenso de potencias como China , Rusia y la emergente India.

En este marco, Washington prioriza el Indo-Pacífico, pero al mismo tiempo necesita asegurar su retaguardia estratégica. Por eso se repliega sobre el hemisferio americano: cabe recordar que históricamente, EE.UU. consideró el hemisferio occidental como su espacio estratégico primario, plasmado en la Doctrina Monroe de 1823.
Cuando enfrenta competencia sistémica, tiende a reforzar el control indirecto de su entorno inmediato.

Para los EE.UU. las claves son sostener la centralidad del dólar ante intentos de diversificación monetaria, preservar alianzas tradicionales (OTAN, Japón, Corea del Sur), evitar la sobreextensión militar en múltiples teatros simultáneos (Indo-Pacífico, Europa del Este, Medio Oriente), y al mismo tiempo lidiar con polarización interna, fatiga de intervenciones externas y presión fiscal por altos niveles de deuda.
Todo ello en un sistema internacional más fragmentado, donde actores regionales medianos como Turquía, Brasil, Irán o Arabia Saudita) ejercen un mayor margen de maniobra y complejizan la capacidad de Washington para imponer reglas de manera unilateral.

Qué es el petrodólar y por qué importa

Desde la década del 70, la inmensa mayoría de los contratos de comercio internacional de petróleo se denomina en dólares estadounidenses lo que obliga a los países importadores a procurarse esa divisa para saldar sus transacciones energéticas.

Esta demanda estructural de dólares no solo consolida su condición de principal moneda de reserva global, sino que además otorga a Estados Unidos una ventaja financiera significativa, al facilitar el financiamiento de sus déficits y la emisión de deuda a costos relativamente más bajos. Esta estructura se llamó sistema del petrodólar y es vista por muchos analistas como una ventaja económica y una herramienta de proyección geopolítica para Estados Unidos.

El interés estratégico es mantener el comercio mundial de petróleo en dólares, preservando así la primacía de la divisa estadounidense en los mercados energéticos globales y las ventajas estructurales que ello conlleva, uno de los factores que explican las acciones de los EE.UU.

Más allá del discurso público que enfatiza la supuesta peligrosidad de los regímenes no alineados con Washington —por cuestiones de derechos humanos, enriquecimiento de uranio, financiamiento de grupos considerados terroristas u otras conductas reprochadas—, las acciones de Estados Unidos contra países petroleros como Venezuela e Irán responden a objetivos geopolíticos de mayor alcance; en ese contexto, las sanciones y posteriores ataques contra Irán, incluidas las medidas dirigidas a su sector energético, han sido justificados oficialmente por preocupaciones relativas a su programa nuclear, su apoyo a organizaciones catalogadas como terroristas, la situación de los derechos humanos y la estabilidad regional, fundamentos que se integran en una estrategia más amplia de proyección de poder e influencia en áreas energéticas y estratégicas clave.

No obstante, que Irán haya explorado mecanismos alternativos al dólar para cobrar por petróleo ha sido un punto de inflexión para los EE.UU., aunque no sea el único motivo de acciones militares.

Venezuela intentó vender petróleo en otras monedas diferentes del dólar (por ejemplo en yuanes) o crear mecanismos alternativos para el comercio energético, lo cual podría socavar el papel del dólar en el comercio petrolero global.

Si bien Washington quiere evitar que grandes cantidades de petróleo se vendan fuera del sistema dólar, es posible que intervenciones, sanciones o presiones militares y económicas persigan ese objetivo en parte.

Es preciso recordar también que hay un paralelo histórico entre la expropiación y nacionalización de las concesiones petroleras en Venezuela y en Irán —aunque las circunstancias políticas e internacionales de cada proceso fueron distintas— que respondieron al deseo de recuperar el control soberano sobre recursos que estaban dominados por empresas británicas y norteamericanas que explotaban el crudo desde principios del siglo XX.

En Irán, la nacionalización bajo Mohammed Mossadegh en 1951 buscó terminar con décadas de control británico y occidental sobre su petróleo. Ello condujo a un choque político interno y a un posterior golpe llevado adelante por el MI6 y la recién nacida CIA. Como corolario, los iraníes formaron la National Iranian Oil Company con control estatal pleno hacia la década de 1970.

En Venezuela, la nacionalización culminó oficialmente en 1976 con la creación de PDVSA, sustituyendo gradualmente a las multinacionales que hasta entonces operaban bajo concesiones y acuerdos de participación que privilegiaban a capitales extranjeros. En ambos casos, la industria petrolera pasó de concesiones dominadas externamente a propiedad y control estatal con el fin de capturar la renta diferencial de un recurso estratégico.

Saddam Hussein, en el marco del programa “Petróleo por Alimentos” de la United Nations, Irak firmó acuerdos preliminares con compañías europeas —entre ellas la francesa Total y la alemana Wintershall— para desarrollar grandes yacimientos como Majnoon y Nahr Umar una vez que se levantaran las sanciones internacionales. En el año 2000 Irak anunció que vendería su petróleo bajo el programa “Petróleo por Alimentos” en euros en lugar de dólares, y algunos observadores sostienen que el cambio del signo monetario fue la verdadera causa de la invasión.

Otros objetivos

El petrodólar no es la única explicación ni es reconocida oficialmente como causa principal de acciones militares o sanciones. Muchos expertos señalan que el asunto responde a una política compleja: motivos económicos y geopolíticos, cuestiones de seguridad regional y por supuesto, las rivalidades con China y Rusia.

El ataque a Irán no sólo tiene como objetivo frenar la salida de Irán de la zona dólar, sino que también busca —de mínima interrumpir— la iniciativa china del Cinturón y la Ruta (Belt and Road Initiative, BRI). Las razones dadas públicamente por Washington —como detener programas nucleares, amenazas a aliados regionales o presionar por cambios internos en Irán— no mencionan explícitamente a China como objetivo teleológico.

Lo que señalan los analistas y medios especializados norteamericanos es que la inestabilidad en Irán afecta directamente los proyectos e inversiones chinas, porque Irán es un nodo geopolítico y energético relevante para la BRI; la guerra complica la seguridad de infraestructura, rutas y energía vinculadas a China.

La respuesta oficial de China a los ataques norteamericanos a Irán, ha sido condenar los ataques y pedir el cese de hostilidades, evidenciando preocupación por la estabilidad regional y su impacto en sus intereses, pero sin entrar en conflicto militar con EEUU.

Paradojas energéticas

Si el Estrecho de Ormuz se cerrara de manera efectiva, el impacto relativo recaería con mayor severidad sobre China que sobre Estados Unidos. La economía china importa más del setenta por ciento del petróleo que consume, y una proporción sustancial de ese volumen procede del Golfo Pérsico —Arabia Saudita, Irán, Emiratos Árabes Unidos, Irak y Kuwait—, cuyo tránsito depende en gran medida de esa angosta vía marítima; en contraste, Estados Unidos, disfruta del autoabastecimiento y es uno de los mayores productores mundiales de hidrocarburos, por lo que presenta una baja exposición a esa ruta.

Para Pekín, la vulnerabilidad no es meramente coyuntural sino estructural: si antaño se hablaba del “dilema de Malaca” para describir su dependencia del Estrecho homónimo, Ormuz constituye un punto aún más sensible en términos energéticos. Un cierre provocaría un shock global de precios que afectaría a todos, pero generaría para Asia —y en particular para China— un problema físico de abastecimiento, presiones inflacionarias adicionales y riesgos concretos para su crecimiento industrial. En términos absolutos, el encarecimiento del crudo sería universal; en términos relativos, sin embargo, la economía china soportaría una carga mayor por su dependencia del petróleo importado del Golfo, mientras que Estados Unidos enfrentaría inflación energética, aunque no una crisis inmediata de suministro.

Con todo, el propio carácter extremo de esa medida explica su baja probabilidad: Irán exporta su petróleo a través del mismo estrecho y un cierre efectivo equivaldría a un acto de guerra abierta contra múltiples potencias, entre ellas China, su principal comprador, además de India, Japón y la Unión Europea. Se configura así una paradoja estratégica: Estados Unidos garantiza militarmente la seguridad del Golfo, China depende económicamente de esa estabilidad, e Irán, aun siendo socio energético de Pekín, podría perjudicarlo gravemente si optara por la escalada. Precisamente porque el costo sería devastador para todos los actores involucrados, el cierre de Ormuz solo parece concebible en un escenario de confrontación total en el que ya no quedará nada que preservar.

El conflicto puede tener efectos indirectos sobre la economía global, mercados energéticos y relaciones estratégicas, lo que a su vez puede repercutir en la capacidad de compañías e inversiones chinas en la región, pero esto es más una consecuencia de la guerra que una motivación declarada de Washington. la desestabilización de un socio importante de China puede tener repercusiones indirectas en sus proyectos de infraestructura e influencias regionales.

¿El dólar es el talón de Aquiles de los EE.UU.?

El dólar constituye todavía la piedra angular del poder económico de los EE.UU. Es, ante todo, la expresión monetaria de un sistema financiero vasto, cuyo corazón late en el mercado de bonos del Tesoro. Según los datos del Currency Composition of Official Foreign Exchange Reserves (COFER) del Fondo Monetario Internacional, en el tercer trimestre de 2025, el dólar representa alrededor del 56,9 % de las reservas globales declaradas.

Esa fortaleza, sin embargo, no es invulnerable. El llamado “privilegio exorbitante” —la posibilidad de financiar déficits fiscales y externos en la propia moneda— tiene su contracara. Mientras el resto del mundo desee acumular dólares, los desequilibrios gemelos pueden sostenerse; si la confianza se erosionara, el costo de financiamiento aumentaría con rapidez.

Los EE.UU. utilizan cada vez más al sistema financiero como instrumento de política exterior: sanciones, restricciones y control de flujos financiero, lo que incentivan a algunos Estados a diversificar riesgos. No implica un abandono súbito del dólar, pero sí una reducción gradual de exposición allí donde resulte posible.
Suele plantearse si China podría abandonar el dólar y precipitar un colapso estadounidense. La hipótesis, aunque sugestiva, no parece que se realice en el corto plazo. China puede —y de hecho lo hace— ampliar el uso del Yuan en determinados corredores comerciales y acuerdos bilaterales. Pero “abandonar” el dólar de manera abrupta no parece ser una opción sin altos costos.

Para movilizar billones de dólares se requieren activos sustitutos comparables en liquidez, profundidad y seguridad. Hoy no existe un reemplazo único de tales características. El Yuan, aunque en ascenso, representaba apenas alrededor del 1,93 % de las reservas globales en el tercer trimestre de 2025, según el mismo COFER. En el sistema de pagos internacionales medido por SWIFT, su participación oscila en 2025 entre el 2,7 % y el 3,2 % en distintos meses. Se trata de avances significativos en términos políticos, pero todavía modestos en términos sistémicos.

Una liquidación masiva de bonos del Tesoro por parte de China tampoco sería un arma sin retroceso. El resultado más probable no sólo produciría el derrumbe del dólar por decisión china, sino una diversificación progresiva: mayor uso del Yuan y de otras monedas locales en ciertos circuitos, junto con una recomposición marginal de reservas en un mundo más diversificado.

¿Y la moneda de los Brics?

La idea de una moneda común capaz de desafiar seriamente al dólar en el corto o mediano plazo parece, por ahora, improbable. Lo que sí resulta verosímil —y ya forma parte de su agenda— es la expansión de liquidaciones en monedas locales, el fortalecimiento de infraestructuras de pagos y corresponsalías entre miembros, y el desarrollo de mecanismos transfronterizos menos dependientes del circuito dólar.
La creación de una moneda común, en cambio, exigiría condiciones institucionales de gran envergadura: una política monetaria creíble y compartida, coordinación fiscal sostenida, integración financiera profunda y disciplina macroeconómica convergente.
Tales prerrequisitos, que en Europa demandaron décadas de construcción política antes de dar lugar al euro, hoy no existen en el seno de los BRICS.

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Daniel González: “Los proyectos mineros son de larguísimo ciclo y solo firman el FID cuando tienen todas las aprobaciones”

Daniel González abrió el Argentina Day en la PDAC.

TORONTO. -El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, destacó este lunes la voluntad política del presidente Javier Milei para llevar adelante reformas estructurales, detalló los cambios que impactan en el sector minero, como el RIGI y la reforma de la Ley de Glaciares, y en todo momento buscó dejar en claro que no hay vuelta atrás con la transformación que lleva adelante el gobierno. Su exposición tuvo lugar ante más de 400 personas en la apertura del Argentina Day, evento organizado este lunes en la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), donde compartió panel con el secretario de Minería, Luis Lucero, y el titular de la Agencia Argentina de Inversiones, Diego Sucalesca.

Al terminar, conversó con EconoJournal, sobre el futuro de la minería argentina y rechazó que la puesta en marcha de los proyectos de cobre se demoren por desconfianza. También dejó espacio para analizar cómo impacta la coyuntura en el sector energético a raíz del bombardeo de Estados Unidos sobre Irán.   

–¿Qué perspectiva ve para la minería argentina en los próximos años? –le preguntó EconoJournal.

Claramente, la minería es uno de los vectores del crecimiento de la Argentina. El presidente Javier Milei ayer lo comentó (en la apertura de sesiones ordinarias del Congreso). De hecho, el RIGI fue diseñado fundamentalmente para la minería de cobre y para el GNL también. Nosotros somos tremendamente optimistas, no solo con el litio que ya es una realidad, y con el cobre, porque ya se han anunciado algunos de los proyectos más grandes del mundo, sino que incluso minerales como plata y oro que estaban en declinación han sumado proyectos. La minería en su conjunto es una de las áreas de mayor foco que tenemos en mí Secretaría y en el gobierno en general.

–¿El hecho de que ninguno de los grandes proyectos de cobre haya firmado la decisión final de inversión (FID, según la sigla en inglés) es un síntoma de cautela por parte de las empresas?

No, solamente es un tema de maduración. Los proyectos mineros son de larguísimo ciclo y solo firman el FID cuando tienen absolutamente todas las aprobaciones. Pensá que algunos han hecho su solicitud al RIGI hace pocos meses, de hecho, la mayoría. Por lo tanto, necesitan la declaración de impacto ambiental. No veo para nada señales de cautela. De hecho, estar acá en PDAC ante 450 personas muestra que hay un entusiasmo muy grande con respecto a las inversiones de minería.  

–¿Y cómo se soluciona la falta de infraestructura que opera como un cuello de botella para el despliegue de los proyectos?

Ese cuello de botella se soluciona solo, con el paso del tiempo, y nosotros tenemos un rol importante, y las provincias también, para asegurar que estén las condiciones creadas para que haya interés de los privados para construir la infraestructura necesaria. Eso aplica a caminos, a trenes –donde vamos a tener una privatización relativamente pronto—y aplica también a la provisión de energía, tanto en gas como en energía eléctrica. En energía ya tenés a las compañías privadas dispuestas a avanzar, pero lo que van a necesitar es que los clientes, en este caso las compañías mineras, estén ya en condiciones de avanzar. Esto tiene que ver con tu pregunta previa sobre la decisión final de inversión, de firmar un contrato de offtake. Para el tema de energía lo veo relativamente simple. En el caso de caminos, rutas y trenes es un poco más complejo. Nosotros estamos hablando con todos para ver qué es lo que necesitan, pero no nos vengan a pedir plata porque plata para eso no hay.

–¿Cómo redefine el mapa energético, sobre todo en lo que tiene que ver con los precios, el bombardeo a Irán?

Es muy pronto para decirlo. Los precios han subido muchísimo, pero tenemos que ver cómo evoluciona para conocer cuál es la restricción física en crudo, en GNL y en combustible. En combustible es algo que no se habla, pero hay una parte importante del diésel que viene también a través del estrecho de Ormuz. Es un momento para mirar. Por suerte, Argentina es un exportador de crudo creciente, prácticamente no importamos combustibles y cada día importamos menos GNL. En el peor de los casos, estamos en una situación mucho más cómoda de la que estábamos antes y en el mejor de los casos podemos incluso beneficiarnos de una situación de este tipo.

–Hace algunos años la suba de precios era un drama, ¿ahora podría incluso ser una bendición?

No sé si una bendición, pero hace unos años Argentina importaba 80 barcos de GNL por año, hoy estaremos importando 20, el año que viene probablemente 10 o 15 y sobre fines del año que viene vamos a estar exportando GNL. Claramente, ha habido un cambio estructural en la Argentina, que se inició antes, pero que se profundiza con este gobierno y nos pone en una situación mucho más favorable ante estos eventos.  

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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