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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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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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Información de Mercado, runrunenergetico.com

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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Fundación Encuentro: La mentira de los “Tubos Caros” y el ahorro que el gobierno no reconoce

OPINION

En la apertura de sesiones parlamentarias 2026, el presidente Javier Milei intentó demonizar la industria nacional y la obra pública comparando el costo de los tubos del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) (según él, U$S 4.000/tn en 2022) con los U$S 1.400/tn de un proyecto privado actual, pero la comparación es técnicamente incorrecta.

Desde la Fundación Encuentro advirtieron que la narrativa que intenta imponer el gobierno es metodológicamente inválida y políticamente contradictoria. Basándose en el informe “La Falacia del Enfrentamiento”, se señalan los puntos críticos que el discurso oficial omite:

💰Costo real del GPNK menor: rondó los u$s 3.000/tn (no 4.000).
→ Hay una sobreestimación del 33 % en el dato oficial.

❌ Comparación fuera de contexto:
→ El GPNK se licitó en 2022 (pico global de precios por guerra en Ucrania).
→ El acero bajó 35 % entre 2022 y 2025.
→ No ajustar por esto es un error técnico o una manipulación.

💸 Diferencias impositivas clave:
→ Proyecto privado (Southern Energy) tiene beneficios del RIGI (exenciones por 30 años).
→ El GPNK pagó todos los impuestos.
→ Comparar ambos costos sin esto es metodológicamente inválido.

🚧 Logística y plazos no equivalentes:
→ GPNK: entrega en obra + ejecución en 10 meses.
→ Proyecto privado: condiciones no especificadas + plazo hasta 2028.
→ La logística puede explicar entre 15% y 25% del costo.

📉 Al normalizar variables, la brecha real cae fuerte:
→ Diferencia final: ~U$S 230/tn (≈14%).
→ Esa diferencia residual podría explicarse por condiciones de entrega que no están especificadas, economías de escala u eficiencias operativas y no por “corrupción” o “ineficiencia pública” per se.

El Gobierno critica la obra pública pero celebra el superávit energético que existe gracias al GPNK.

🏗 Impacto del gasoducto:
→ Ahorro en importaciones (2023–2024): U$S 3.600 millones
→ Superávit energético 2024: U$S 5.668 millones (máximo en 18 años)
→ Importaciones energéticas: – 49,4 % interanual
→ Ahorro proyectado 2023–2026: U$S 24.000 millones

El GPNK se pagó solo en menos de un año.
Celebrar energía barata sin reconocer la infraestructura que la hace posible es una contradicción.
La discusión relevante es:
→ ¿Qué hizo el Gobierno con el superávit energético?
→ ¿Se reinvirtió? ¿Se usó para deuda o reservas?

Desde Fundación Encuentro (en la órbita del Frente Renovador) instaron a auditar costos y discutir compras públicas desde la honestidad metodológica. Afirman que “los datos no hablan por sí solos: requieren contexto, ajustes y rigor intelectual para evitar conclusiones espurias”.

Informe completo: https://www.fundacionencuentro.com/projects/la-falacia-del-enfrentamiento%3A-infraestructura-p%C3%BAblica-vs-beneficios-fiscales

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Qatar Energy suspendió la producción de GNL tras un ataque de Irán y el precio del gas en Europa trepa hasta US$ 16 por MMBTU

Qatar Energy representa el 20% de la producción y exportación de GNL del mundo.

Qatar Energy, la principal compañía productora y exportadora de gas natural licuado del mundo, suspendió la producción de GNL este lunes tras un ataque de Irán contra dos de sus instalaciones en Qatar. Los precios del gas natural en Europa reaccionaron con subas de hasta un 50%, que ubican en US$ 16 por millón de BTU (MMBTU), un máximo de dos años.

La compañía controlada por el reino de Qatar, el segundo país exportador de gas natural licuado del mundo por detrás de los Estados Unidos, comunicó la suspensión de la producción de GNL y productos asociados debido a ataques militares contra sus instalaciones operativas en la ciudad industrial de Ras Laffan y la ciudad industrial de Mesaieed, en el marco del conflicto en Medio Oriente.

La comunicación disparó los precios en la cotización intradiaria del Dutch TTF, el punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa. Los precios en el TTF tocaron este lunes un máximo de € 48 por MWh, es decir, unos US$ 16 por MMBTU, lo que representa un aumento del 50% con respecto al precio de cierre del viernes. La cotización al cierre de esta nota se ubicaba en € 45 por MWh.

La producción de Qatar Energy representa un 20% del total del GNL mundial. La compañía opera 14 trenes de licuefacción, con una capacidad instalada de 77 millones de toneladas anuales de GNL.

Los clientes de Qatar Energy en Asia representan el 82% de las ventas de GNL. El 6% de las importaciones de GNL en la Unión Europea provinieron de Qatar en 2025.

Argus, una de las empresas internacionales líderes en servicios de cotización de materias primas, evaluó el impacto de la inestabilidad en Medio Oriente sobre los mercados de gas natural.

«Israel ha suspendido las exportaciones de gas a Egipto y es posible que se interrumpan las exportaciones de gasoductos iraníes a Turquía. Esta pérdida de suministro probablemente estimulará el interés en la compra de GNL al contado, incrementando la demanda de GNL en un momento en que el suministro a través de Ormuz se ha detenido temporalmente», señaló Argus una nota.

Irán comenzó a atacar infraestructura energética en Medio Oriente

Irán comenzó a ejecutar en las últimas 24 horas ataques contra infraestructuras energéticas y otras que respaldan la producción y exportación de hidrocarburos, marcando una escalada en las tensiones militares en Medio Oriente. Los mercados respondieron con una suba del precio del crudo Brent hasta los US$ 80 por barril durante la jornada de este lunes.

Arabia Saudita notificó este lunes el cierre temporal de sus operaciones en el complejo refinador de Ras Tanura tras un ataque de drones iraníes que habría sido total o parcialmente repelido.

«Algunas unidades operativas de la refinería fueron cerradas como medida de precaución, sin ningún impacto en el suministro de productos petrolíferos a los mercados locales», dijo una fuente oficial del ministerio en un comunicado publicado por la Agencia de Prensa Saudita.

También se reportaron otros ataques que obligaron a suspender la mayor parte de la producción de petróleo en el Kurdistán iraquí y en varios yacimientos de gas importantes de Israel, lo que limitó las exportaciones a Egipto.

, Nicolás Deza

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Energía impulsa ALMA-SADI para incorporar almacenamiento de electricidad en baterías

La Secretaría de Energía de la Nación realizó, a través de la resolución 50/2026, una convocatoria abierta nacional e internacional para incorporar centrales nuevas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS) en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y Buenos Aires (sin AMBA) con el objetivo de fortalecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir interrupciones del servicio, especialmente durante picos de demanda.

En esta etapa, el proyecto se denomina ALMA-SADI, y se establece una potencia objetivo referencial de 700 MW con una inversión estimada en 700 millones de dólares.
La convocatoria se instrumentará a través de CAMMESA, que será responsable del procedimiento, y la iniciativa está orientada a sumar respaldo al sistema y mejorar su respuesta ante situaciones de alta exigencia, aportando mayor seguridad operativa.

Los proyectos deberán contar con la conformidad del titular de la red de Transporte por Distribución Troncal y/o del Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) a la cual se conecte el proyecto.

Las ofertas que resulten adjudicadas serán objeto de Acuerdos de Almacenamiento en las que el Agente del MEM identificado en la respectiva oferta será la Parte Vendedora, y CAMMESA será la Parte Compradora en su carácter de Organismo Encargado del Despacho (OED).

El almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio, se destacó.

En los considerandos de la R-50/2026 se hace hincapié en que “la tecnología a emplear para el almacenamiento de energía permite no solo el diferimiento en el tiempo de obras de ampliación del sistema de transporte para evitar saturaciones por superar límites de carga, sino que además permite una escalabilidad en el tiempo de su capacidad y por lo tanto una incidencia directa en las inversiones para acompañar el crecimiento real de la demanda eléctrica y las solicitaciones asociadas al equipamiento de transporte preexistente”.

La medida se apoya en el antecedente de Almacenamiento en Gran Buenos Aires (ALMA-GBA), la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala en Argentina.

En ese proceso, el Gobierno Nacional adjudicó 713 MW de almacenamiento en nodos críticos del AMBA, superando en más del 40 % el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a U$S 540 millones. El alto interés del sector privado se reflejó en la participación de 15 empresas, con 27 proyectos presentados por 1.347 MW. Se están realizando las obras necesarias para su puesta en marcha.

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Gilberto Sánchez asume la presidencia de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) de México

La Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) anunció la designación de Gilberto Sánchez Nogueira como su nuevo presidente nacional para el periodo 2026-2028, en una etapa considerada estratégica para el desarrollo del sector solar en México.

El nombramiento se da en el contexto del 50 aniversario de la organización, referente técnico en la promoción y análisis de la energía solar fotovoltaica y térmica en el país. La nueva administración buscará consolidar el papel de la asociación como espacio de articulación entre industria, academia, autoridades y usuarios.

Hasta antes de asumir la presidencia, Sánchez Nogueira se desempeñaba como vicepresidente de ANES, cargo desde el cual coordinó actividades técnicas, participó en debates regulatorios y representó a la asociación en foros especializados sobre generación distribuida y regulación eléctrica.

Además de su rol directivo en la asociación, Sánchez Nogueira es director general de Sanba Energía, empresa enfocada en soluciones de generación eléctrica limpia. Cuenta con más de 15 años de experiencia en el sector eléctrico, asesorando organizaciones en la integración de tecnologías renovables y en la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista.

En su trayectoria dentro de ANES, ha participado activamente en grupos técnicos sobre interconexión de centrales, regulación de generación distribuida y otros espacios de diálogo con autoridades del sector, lo que le ha permitido consolidarse como una voz técnica de referencia en materia solar.

La nueva presidencia plantea una agenda enfocada en tres líneas principales:

  • Fortalecimiento técnico del sector solar, promoviendo criterios de calidad y confiabilidad ante la creciente integración de sistemas fotovoltaicos en la red.

  • Diálogo regulatorio, con el objetivo de contribuir a marcos normativos claros para interconexión, generación distribuida y almacenamiento energético.

  • Formación y profesionalización, impulsando capacitación especializada y espacios de actualización tecnológica para los actores del mercado.

En un entorno donde la capacidad solar instalada mantiene una tendencia creciente, la ANES buscará también reforzar la coordinación institucional para acompañar el desarrollo ordenado del sector y atender los desafíos operativos derivados de una mayor penetración renovable.

Agenda 2026

Entre las actividades previstas para este año destaca la organización de la Semana Nacional de Energía Solar, que reunirá a especialistas, empresas, desarrolladores y autoridades para analizar tendencias tecnológicas, financiamiento, integración a red y perspectivas de mercado.

Con este nuevo liderazgo, la ANES inicia una etapa orientada a consolidar su rol técnico y estratégico dentro del ecosistema energético mexicano, en un momento donde la energía solar continúa ampliando su participación en la matriz eléctrica nacional.

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Extremadura lanza nuevo mapa prioritario tras tramitar 793 MW de solar y almacenamiento

La Junta de Extremadura oficializó el nuevo mapa de zonas prioritarias para proyectos de energía solar fotovoltaica, reordenando el uso del suelo en pleno auge del sector. La decisión llega tras la tramitación de 793,5 MW de fotovoltaica y almacenamiento en apenas dos meses —entre diciembre de 2025 y febrero de 2026— según un relevamiento de Energía Estratégica, consolidando un escenario de fuerte dinamismo inversor.

La Resolución, firmada por Mercedes Morán Álvarez, Consejera de Agricultura, Ganadería y Desarrollo Sostenible de la Junta de Extremadura, establece que serán consideradas zonas prioritarias aquellas clasificadas como de “Alta” y “Muy Alta Capacidad de Acogida”, incorporando nuevos criterios vinculados al valor agronómico del suelo y la preservación de las dehesas .

El objetivo central es dotar de mayor planificación al despliegue solar, en un territorio que ha experimentado una expansión acelerada de plantas fotovoltaicas impulsadas por su elevado recurso solar. Sin embargo, el Ejecutivo regional advierte que el suelo es un recurso finito y que el crecimiento renovable debe compatibilizarse con la protección de cultivos leñosos, tierras arables de alta productividad y sistemas de dehesa, considerados clave para el empleo rural.

Hasta ahora, los mapas de capacidad de acogida contemplaban nueve factores ambientales —pendiente, hidrología, espacios protegidos, Red Natura 2000, paisaje, flora, hábitats, fauna amenazada y patrimonio— además de la distancia a subestaciones como criterio desincentivador. Con esta actualización, la Junta introduce explícitamente el valor productivo de los suelos como variable estructural, reforzando la protección del tejido agrario.

La Resolución subraya que la catalogación como zona de “Alta” o “Muy Alta Capacidad de Acogida” no exime del trámite ambiental vigente, al menos hasta que se realice la evaluación ambiental estratégica que pueda determinar la no necesidad de este requisito en futuras zonas de aceleración actualmente en estudio.

Entretanto, los promotores deberán cumplir con las autorizaciones y limitaciones sectoriales aplicables, aunque la ubicación en estas áreas facilitará significativamente la tramitación administrativa.

Este reordenamiento territorial se produce en un contexto de intensa actividad regulatoria y creciente sofisticación de los proyectos.

Según relevamientos propios de Energía Estratégica, entre el 10 de diciembre de 2025 y el 5 de febrero de 2026 se registraron 793,5 MW en distintas instancias de tramitación en Extremadura, de los cuales 209,7 MW corresponden a nueva capacidad solar fotovoltaica y 427,6 MW a almacenamiento energético en baterías, principalmente bajo esquemas de hibridación con plantas existentes.

El patrón dominante no es la instalación aislada, sino la integración de sistemas de almacenamiento con parques solares ya operativos. Entre las compañías que lideran este movimiento se encuentra Iberdrola, con los proyectos Bat Tagus I, II, III y IV, cada uno de 35 MW de potencia de almacenamiento, destinados a hibridarse con los complejos fotovoltaicos Tagus I, II, III y IV en Cáceres.

También destaca Enel Green Power, con desarrollos como Hernán Cortés (38,9 MW de almacenamiento), Apicio (38,5 MW de almacenamiento, asociado a una planta fotovoltaica de 42,25 MW), Quijote (38,5 MW de almacenamiento) y Zurbarán (17,5 MW de almacenamiento).

Por su parte, EDP impulsa Coria Villetas con 156,2 MW de potencia fotovoltaica y 13,75 MW de almacenamiento, mientras que Statkraft obtuvo Declaración de Impacto Ambiental para el parque solar Ahigal-Cerezo de 137 MW fotovoltaicos.

A ello se suma Endesa, con la hibridación del parque FV Cíjara mediante 55 MW fotovoltaicos vinculados a la central hidroeléctrica existente de 52,22 MW, además de desarrolladores como Monegros Solar, con 17,7 MW fotovoltaicos adicionales y 45,5 MW de almacenamiento, y Parque Solar Cáceres, que proyecta 95 MW de almacenamiento para hibridar con el parque FV Arenales.

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La publicación del nuevo mapa también se inscribe en el marco de la Directiva (UE) 2023/2413, que fija para 2030 una cuota mínima del 42,5% de energías renovables en el consumo final bruto de la Unión Europea, con el objetivo de alcanzar el 45%. La planificación territorial se vuelve así una herramienta estratégica para cumplir metas comunitarias sin erosionar sectores productivos tradicionales.

El equilibrio entre expansión renovable y protección agraria no es menor en una comunidad donde el regadío, los cultivos leñosos y las dehesas poseen un peso estructural en empleo y fijación de población. De hecho, el Decreto 141/2021 ya había establecido restricciones a la implantación de instalaciones renovables en zonas regables declaradas de interés general, marcando una línea de política pública que ahora se profundiza.

El contexto refuerza la decisión. Extremadura alcanzó recientemente un máximo histórico de generación eléctrica renovable, consolidando su rol como exportadora neta dentro del sistema nacional. En concreto, la producción de fuentes verdes aumentó un 3,1% en 2025, hasta un récord de 16.413 GWh, impulsada principalmente por la solar fotovoltaica (+3,4%) y la hidráulica (+10,6%). También registraron incrementos la energía eólica (+0,4%) y otras renovables (+24%), en contraste con una caída del 17,6% en la solar térmica.

Con estos resultados, la región se ubicó en la sexta posición nacional en generación eléctrica verde, por detrás de Castilla y León —que lideró con 28.431 GWh— confirmando el peso estructural que el mix renovable extremeño ya tiene dentro del sistema eléctrico español.

Para los desarrolladores, la medida aporta mayor seguridad jurídica y previsibilidad, al identificar con claridad las áreas preferentes para futuros proyectos. Para la Administración, supone una herramienta de ordenamiento que permitirá canalizar el crecimiento hacia zonas con menor impacto socioeconómico y ambiental.

Para conocer el detalle de los proyectos ingresados en tramitación ambiental en España y el posicionamiento de Extremadura dentro del mapa nacional, se puede descargar el último relevamiento exclusivo elaborado por Energía Estratégica

extremadura

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Avanza la construcción de un nuevo proyecto solar en Brasil con participación de Soltec

El proyecto solar fotovoltaico UFV Mundo Novo, ubicado en Río Grande do Norte y propiedad de Polimix Energía, se encuentra en una fase avanzada de construcción y está previsto que entre en operación en la red hacia finales de 2026. 

El parque contará con una potencia instalada de 40,8 MWp e incorporará la tecnología de la nueva generación de trackers Soltec SFOneX. Se trata de una solución de tracker bi-fila con estructuras que pueden superar los 100 metros de longitud.

“En el emprendimiento, cada tracker alcanzará 105,8 kWp, alojando 150 módulos fotovoltaicos. Esta configuración genera importantes beneficios en CAPEX y OPEX al reducir el número de componentes electrónicos y electromecánicos, como motores, sistemas de control, baterías y paneles dedicados”, destacó el ingeniero de propuestas de la compañía Maximile Vidal.

Además de la tecnología, Soltec se diferencia por el trabajo integrado de ingeniería realizado junto al cliente, el equipo técnico del propietario y el EPC. 

El soporte comienza ya en la fase de proyecto básico e incluye análisis de la topografía, diseño del layout de los trackers, estudio de movimiento de tierras, simulación de generación en PVSyst, evaluación geotécnica y ejecución del Pull-Out Test. 

“Esta metodología multidisciplinaria asegura soluciones personalizadas y competitivas, maximizando el rendimiento, reduciendo riesgos y garantizando mayor confiabilidad durante la vida útil de la planta», subrayó el director de ventas de Soltec, Rodrigo Miranda.

Para la UFV Mundo Novo, Soltec presentó una propuesta de suministro de trackers enmarcada en el FINAME, reforzando su capacidad de producción con contenido local. De esta manera, la empresa consolida su presencia en el mercado brasileño, donde ya suma más de 5 GWp y mantiene una trayectoria continua de más de una década. 

“La combinación de ingeniería especializada, tecnología pionera y fabricación nacional posiciona a Soltec como referente en soluciones de trackers, aportando confiabilidad, eficiencia y valor agregado a los proyectos fotovoltaicos», agregaron desde la entidad.

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Milicic avanza en un proyecto clave en Perú

Milicic consolida su proyección internacional en PDAC y avanza
con un proyecto clave en la minería peruana. La empresa participará en PDAC 2026 en Toronto como aliada de la Cámara
de Comercio Canadá Perú, mientras ejecuta su primer gran proyecto de infraestructura minera en Perú, reforzando su compromiso con el desarrollo sostenible y la innovación en el sector.

Del 2 al 5 de marzo en Toronto, Milicic estará en el PDAC 2025 como empresa aliada a la Cámara de Comercio Canadá Perú, ampliando así su presencia internacional y reforzando su compromiso con la minería.

El PDAC, considerado el principal evento de exploración minera del mundo, ofrece una plataforma clave para el intercambio de conocimientos y la generación de nuevas oportunidades comerciales. En esta nueva edición, Milicic continuará estrechando relaciones con los líderes de la industria minera y avanzando en proyectos de innovación en el sector.

El desembarco de Milicic en la minería peruana

Milicic inició la ejecución de las obras civiles para la implementación del sistema de chancado de Pebbles en la planta de procesos de la Unidad Miner Constancia, operada por Hudbay Perú S.A.C.

La planta de procesos fue diseñada para concentrar cobre y molibdeno mediante etapas de chancado primario, molienda en molinos SAG y de bolas, clasificación en hidrociclones, flotación, remolienda, espesamiento, filtración y disposición de relaves. En este marco, el proyecto contempla la incorporación del sistema de
manejo de Pebbles, originalmente previsto en la ingeniería, con el objetivo de optimizar la operación del circuito de conminución.

“Para Milicic Perú, este proyecto representa el primer gran desafío de construcción en infraestructura minera confiado por nuestro cliente Hudbay, un referente de la minería a nivel mundial con foco en generar valor sustentable a través de relaciones comunitarias, exploración responsable, desarrollo de minas y operaciones eficientes, priorizando en todo momento la seguridad de sus colaboradores y el cuidado del medio ambiente”, sostiene Omar Bayona, Residente de Proyecto.

Alcance del proyecto

El alcance contempla la ejecución de plateas de cimentación, zapatas aisladas, losas y pedestales de concreto armado, con un volumen aproximado de 1.650 m3 de concreto y 185 toneladas de acero. Estas estructuras serán fundamentales para la instalación del sistema de manejo de Pebbles en la Planta Concentradora
de la Unidad Minera Constancia.

Ejecución en entorno altoandino

Para el desarrollo del proyecto, Milicic Perú llevará adelante tareas de replanteo, levantamiento de información en campo, excavaciones, rellenos y construcción de estructuras de concreto simple y armado, además de instalaciones provisionales e ingeniería de soporte para la construcción.

“Asumimos este desafío con el compromiso de cumplir con los altos estándares que Hudbay mantiene en sus operaciones, reflejados en su sistema de gestión integrado y alineados con los de Milicic. Aportamos nuestra experiencia y mejores prácticas en seguridad, salud ocupacional, medio ambiente, calidad, construcción y logística para gestionar de manera eficiente los desafíos propios de las zonas altoandinas del Perú, donde se concentra gran parte de los proyectos de infraestructura minera del país”, afirma Juan Pablo Menin, Gerentede Operaciones.
Este nuevo desafío en la región Cusco reafirma el compromiso de Milicic Perú con el desarrollo de infraestructura minera de alta complejidad en el país, aportando eficiencia operativa, seguridad y una mirada sostenible para sus clientes y las comunidades donde opera.

Acerca de Milicic

Milicic es una empresa de construcciones y servicios con 52 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región.

Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.

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Almacenamiento: lanzan una licitación para instalar baterías por 700 MW en todo el país con Cammesa a cargo de los contratos

Las ofertas se podrán presentar hasta el 8 de mayo, la adjudicación será el 19 de junio y la firma de contratos con Cammesa desde el 25 de junio.

La Secretaría de Energía lanzó la licitación nacional e internacional para instalar 700 megawatts (MW) de almacenamiento de baterías de energía eléctrica en todo el país con la intención de reforzar el abastecimiento en lugares críticos del sistema. La compulsa lleva el nombre de AlmaSADI, tal como anticipó EconoJournal a fines de enero, y se instrumentará a través de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que será la encargada de firmar los contratos por 10 años.

La licitación se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 50 de la cartera a cargo de María Tettamanti. La convocatoria para sumar almacenamiento de baterías está orientada a sumar respaldo al sistema y mejorar su respuesta ante cortes masivos de electricidad y situaciones de alta exigencia.

Según el cronograma, el período de consultas será hasta el 17 de abril y las respuestas por parte de Cammesa se darán a conocer hasta el 24 del mismo mes. Las ofertas se podrán presentar hasta el 8 de mayo, la adjudicación será el 19 de junio y la firma de los contratos con Cammesa será a partir del 25 de junio.

En el pliego de bases y condiciones se establecen valores máximos para adjudicar almacenamiento de energía por región: en el Noreste Argentino (NEA) es de hasta 250 MW, en el Litoral 220 MW, en Buenos Aires están previstos hasta 150 MW, en el Noroeste (NOA) 120 MW, en las regiones de Centro y Cuyo 100 MW cada una y en La Pampa 50 MW.

El gobierno ya había lanzado una convocatoria similar el año pasado bajo el nombre de AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), con el objetivo de reforzar las áreas de Edenor y Edesur en el AMBA mediante la instalación de unidades de almacenamiento por 713 MW.

Licitación AlmaSADI: aspectos técnicos

El contrato de almacenamiento será por un plazo de 10 años.

La convocatoria para la provisión de la energía y la puesta a disposición de potencia a través de baterías será por al menos cuatro horas consecutivas y tendrá un valor máximo de adjudicación de 12.500 dólares por megawatts por mes (US$/MW-mes). El gobierno espera una inversión total estimada en US$ 700 millones.

El contrato de almacenamiento contemplará el pago de la energía suministrada a un valor de 10 dólares por megawatts por hora (US$/MWh). A partir de 2037, se remunerará a un precio establecido según mercado spot. Al mismo tiempo, el anexo aclara que el precio de la energía consumida será de 20 US$/MWh.

Como está previsto que las baterías de almacenamiento de energía eléctrica se utilicen cada vez menos en el tiempo, en los 10 años que durará el contrato la compulsa fija un factor anual con una remuneración mayor durante los años 2026, 2027 y 2028, que va descendiendo hasta 2037.

A la vez, tiene un factor de estacionalidad que permite una mayor remuneración de la energía durante los meses de mayor consumo de electricidad como son enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre, a diferencia del resto del año.

La penalización horaria para las centrales de almacenamiento que sean convocadas y estén indisponibles para un máximo de cuatro horas diarias tendrá un máximo de 1.500 US$/MWh. El anexo de la licitación aclara que “la indisponibilidad del equipamiento se evaluará, a los efectos del cálculo de la penalización horaria, en función del porcentaje de la potencia que presente indisponible”.

También prevé una penalización mensual que tendrá un tope en el 80% de la remuneración mensual máxima de la potencia acordada, que será exclusivamente cuando se deban a causas atribuibles a la propia instalación de generación de almacenamiento.

La compulsa tendrá un criterio de adjudicación donde se establece un valor de comparación que se determina para cada oferente según el valor ofertado y la ubicación del nodo de conexión de la central de generación.

“Para cada proyecto, considerando su ubicación en la red, la caracterización del punto de conexión y su tecnología, Cammesa calculará el valor de comparación como la suma de los componentes indicados (el valor de la oferta más el valor del impacto nodal), correspondientes al proyecto”, indica el anexo.

“Esta nueva convocatoria es una medida más en el marco del plan que el gobierno nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio, luego de dos décadas en las que no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura”, señaló el gobierno en un comunicado.

, Roberto Bellato

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Transporte de GLP: denuncian que Distrigas quiere adjudicar la licitación a la oferta más alta

La empresa estatal de distribución de gas de Santa Cruz, Distrigas S.A., quedó en el centro de la controversia luego de que trascendiera su intención de avanzar con la preadjudicación de una licitación millonaria a la firma que presentó la propuesta económica más elevada.

Se trata de la Licitación Pública N° 0030/DGSA/2025, destinada a contratar el servicio de transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP) hacia cuatro localidades del interior provincial. El proceso ya fue objetado mediante una presentación formal ante el Tribunal de Cuentas de la Provincia de Santa Cruz, aunque se estima que el organismo no emitiría un dictamen antes de que se concrete la adjudicación en debate.

El punto más cuestionado es que Distrigas habría recomendado la preadjudicación a P. Tortoriello y Cía S.A., cuya oferta supera en más de 550 millones de pesos a otra propuesta considerada válida dentro del mismo expediente.

Según la documentación del proceso licitatorio, Roligas S.A., firma con sede en Mar del Plata, cotizó $6.225.727.738; Transporte J.C. Morrison, radicada en Río Gallegos, presentó una oferta de $6.239.433.123; mientras que P. Tortoriello y Cía S.A., con domicilio en Cipolletti, propuso $6.790.152.597,52, ubicándose como la alternativa más onerosa.

La denuncia elevada al órgano de control también advierte presuntas inconsistencias en la planilla de cotización de la empresa recomendada. En particular, señala que existirían diferencias entre los valores unitarios y los montos totales consignados, lo que generaría errores de cálculo que dificultan establecer con precisión el precio final real de la oferta.

De corroborarse estas observaciones, el escenario podría tornarse más complejo, ya que no solo implicaría un mayor desembolso por parte del Estado provincial, sino también eventuales defectos en un aspecto central del contrato: la determinación clara del precio. Esto podría afectar la transparencia del procedimiento y la igualdad de condiciones entre los oferentes.

Ahora será el Tribunal de Cuentas el encargado de evaluar si el trámite se ajustó a los principios de legalidad, razonabilidad, igualdad y economía que deben regir toda contratación pública.

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Petroleros de Santa Cruz se declaran en estado de alerta y movilización

El Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) se declaró el pasado viernes en estado de alerta y movilización ante los incumplimientos de YPF por la ejecución del Plan de Abandono Programado en la provincia.

A través de un comunicado oficial, el gremio señaló que las tareas de remediación ambiental vinculadas al proceso de abandono de pozos “debían estar en ejecución desde enero de 2026”, pero que hasta el momento “no se verifica un despliegue operativo conforme a lo acordado en sede administrativa”. Según indicó, en ese ámbito se había establecido que el personal de las empresas afectadas a la actividad tendría prioridad de ingreso en los equipos asignados a esas tareas.

El sindicato recordó que el acta firmada bajo el expediente N° 535.249/2025 fijó un esquema de trabajo concreto, con dotaciones definidas y un cronograma orientado a sostener el empleo y garantizar el saneamiento ambiental. En ese marco, advirtió que la demora en su implementación impacta de manera directa sobre los trabajadores y sobre la estabilidad social en las zonas petroleras.

SIPGER exigió una reunión inmediata con las autoridades de YPF, con participación de los gremios de Camioneros, UOCRA, Jerárquicos y Seguridad, a fin de precisar el alcance real del plan de remediación, sus plazos de ejecución y la totalidad de los servicios que serán contratados. De acuerdo con el comunicado, el proceso de abandono comprende más de 4.000 pozos, lo que implica una significativa demanda de mano de obra especializada y servicios asociados.

“La experiencia reciente genera preocupación. En meses anteriores se iniciaron tareas que luego fueron interrumpidas, con equipos retirados y proyecciones modificadas sin explicaciones suficientes. La actividad petrolera en Santa Cruz no puede quedar sujeta a decisiones cambiantes que afectan la continuidad laboral y la previsibilidad operativa”, afirmaron.

De continuar esta situación, se avanzará con medidas de acción directa en la Cuenca Austral y el Golfo San Jorge hasta que los compromisos asumidos se traduzcan en actividad efectiva, empleo garantizado y remediación ambiental en curso.

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Milei aseguró que el RIGI debe convertirse en política de Estado y que la energía será clave para la inserción en Occidente

En el marco de la Apertura del 144° período de Sesiones Ordinarias, el presidente Javier Milei planteó este domingo que el aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros será un factor transversal de competitividad para la industrialización, y a la vez permitirá la incorporación del país en la cadena de valor estratégica de Occidente.

Con un lenguaje fuertemente confrontativo con la oposición presente en el recinto de la Cámara de Diputados, el jefe de Estado inició su diagnóstico sectorial destacando la transformación del complejo hidrocarburífero, y asegurando que el país inició una serie de procesos virtuosos que ya muestran resultados tangibles.

Esos resultados los atribuyó a las políticas de reordenamiento macroeconómico de su gobierno, y en particular mencionó el impacto de la herramienta que lleva un año de vigencia como lo es el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

«A través de este sistema de incentivos a la inversión, hemos aprobado proyectos por US$25.000 millones que ya están en marcha; y estamos evaluando solicitudes adicionales por US$45.000 millones. Los 32 proyectos presentados se distribuyen en 11 provincias y demandarán más de 60.000 puestos de trabajo directos e indirectos», reseñó Milei.

Y esto destacó que se logró en un proceso de corta vigencia: «Imagínense si sostenemos esta política a lo largo del tiempo, más aún considerando que buena parte de las inversiones actuales están desarrollando la infraestructura crítica que volverá viables aún más inversiones futuras. Ya por sus resultados presentes, estamos ante la política de desarrollo más eficaz del siglo«.

«Es la vocación de esta gestión transformar al RIGI no en una excepción, sino en una política de Estado que nos convertirá en el país más atractivo de la región para invertir»; auguró sobre la política que permitió acelerar el proceso de inversión de varias decenas de proyectos energéticos y mineros.

Energía: el proceso virtuoso con un futuro exportador de US$50.000 millones

«La Argentina está experimentando varios procesos virtuosos. El primero es la energía. El año pasado exportamos US$80.000 millones totales. Así, en cinco años, el complejo energético por sí solo estará exportando unos US$50.000 millones. Esto no es una esperanza, ya es una realidad», aseguró el mandatario.

En ese sentido, señaló que «el Gran Neuquén, en pocos años, será otra de las metrópolis argentinas«, en referencia a la capital de la provincia en donde se desarrolla mayormente las principales áreas de gas y petróleo de Vaca Muerta, formación geológica que no fue mencionada en el discurso. Pero también, «muchas otras ciudades cuentan con el mismo potencial. La minería se despegará por toda la Cordillera, generando cientos de miles de puestos de trabajo«.

Para eso, aseguró que durante el año legislativo su Gobierno va a «buscar remover las barreras legales que se interponen entre la sociedad y su riqueza, vamos a construir un marco legal robusto, que permita el desarrollo primario lejos de prejuicios ambientalistas absurdos», una referencia que remite, entre otros, al tratamiento de la reforma de la Ley de Glaciares en la que avanza el Parlamento.

«Me refiero a todos los recursos: a los minerales críticos como el cobre y el litio, a la pesca y a la agricultura, a los hidrocarburos convencionales y no convencionales, a las economías regionales y al sector agropecuario», complementó el mandatario.

Como parte de su eje central de crítica a la corrupción, Milei aseguró: «Si hiciéramos las cosas, no como una gran hazaña, sino como las hace Chile, la cordillera nos daría un millón de puestos de trabajo reales; no cosas inventadas en el sector público para tapar las atrocidades en materia de empleo. Quiero argentinos produciendo, no argentinos parásitos».

Milei definió al RIGI como «la política de desarrollo más eficaz del siglo»

«Desde hace casi un siglo, la Argentina está atrapada en la trampa del fetiche industrialista -cuestionó. Nos dijeron que la única forma de generar empleo era sostener un esquema industrial fuertemente subsidiado. Para tener este relato, se impidió activamente el desarrollo del agro y de las economías regionales con las retenciones, al tiempo que se limitaba el comercio con todo tipo de restricciones a las importaciones, que encarecieron todos los insumos industriales locales».

El Presidente también proyectó que «este boom no es solo una noticia para el sector energético, es la base de una industrialización nunca antes vista«. En ese sentido, aseveró que «la energía barata es el insumo transversal que cambia la ecuación de localización industrial. Donde hay energía abundante y barata, se instala la industria pesada».

«Veremos crecer la petroquímica, la siderurgia, el aluminio, pero no el del tongo, la producción de hidrógeno, el procesamiento de litio y minerales críticos«, resaltó al plantear una visión que se apoya en la idea de que la energía es el insumo básico que permitirá a la Argentina competir en sectores donde hoy está ausente, apalancada por herramientas como el RIGI, el cual calificó como «la política de desarrollo más eficaz del siglo» .

«Veremos data centers y capacidad de cómputo instalarse en la Patagonia, donde el frío natural la energía implican y crean condiciones únicas para la infraestructura y la inteligencia artificial, al margen del capital humano enorme que tenemos para responder a esa demanda», señaló. también garantizó que ante el temor de muchos de que en la Argentina del mañana falte trabajo, «todas estas nuevas industrias van a suplir con creces la demanda de trabajo retirada por las viejas industrias, y con muchos mejores sueldos».

Inserción estratégica en Occidente

Tras afirmar que «el país se quedó afuera del mayor ciclo de expansión económica en la historia humana, e implementó el régimen más antiexportador del planeta«, Milei consideró que «la economía debería tener el triple de la relación del comercio exterior con el PBI. Son números de vergüenza, y no puede volver a pasar».

«Tenemos los minerales críticos que necesita Occidente. Tenemos la energía, gas, petróleo, energía nuclear y energía renovable para abastecer cadenas de producción a escala«, resaltó en otro tramo de su discurso que sobrepasó la hora y media de duración, en parte por el agresivo intercambio verbal que mantuvo con los legisladores opositores.

En la ratificación del posicionamiento geopolítico del Gobierno, el presidente consideró que «el Atlántico Sur es el terreno de disputa estratégica de las próximas décadas. Rutas comerciales, recursos naturales, soberanía, la presencia creciente de actores que no comparten nuestros valores, somos parte de una alianza estratégica duradera, y eso es lo que estamos construyendo con Estados Unidos de Norteamérica«.

«Debemos sentarnos en la mesa del comercio internacional, hasta ser tan relevantes que nuestros intereses no puedan ser desoídos. Y esta relevancia proviene del aprovechamiento de nuestros recursos-aseveró-, somos un eslabón natural de la cadena de valor estratégica de Occidente».

Y en ese mismo sentido, sentenció: «Es hora de hacer de esto una política de Estado. Tenemos que crear el siglo de las Américas: Make América Great Again, de Alaska a Tierra del Fuego. Hagamos Argentina y América grandes nuevamente».

, Ignacio Ortiz

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YPF Luz inauguró el Parque Eólico CASA en Olavarría

Planes ambientales de las petroleras

Se inauguró el Parque Eólico CASA, un desarrollo de autogeneración de energía renovable que marca un nuevo hito para YPF Luz. Ubicado en Olavarría, en la planta de Cementos Avellaneda, cuenta 63 MW de potencia instalada y demandó una inversión de 80 millones de dólares.

Está compuesto por 9 aerogeneradores Nordex Delta 4000, con una potencia individual de 7 MW y una altura total cercana a los 200 metros. Del total de la capacidad instalada, 4 aerogeneradores (28 MW) están destinados al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda, mientras que los 5 restantes (35 MW) aportan energía renovable a clientes industriales de YPF Luz a través del Mercado a Término.

El acto de inauguración contó con la presencia de Laura Delgado, subsecretaria de minería de la Provincia de Buenos Aires, Maximiliano Wesner, intendente de Olavarría, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz y José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.

“La inauguración del Parque Eólico CASA refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones de abastecimiento eficientes”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

“La puesta en marcha de este proyecto nos llena de orgullo. Significa para nosotros un paso más en la realización de nuestro propósito: Impulsar el progreso responsable de la sociedad, desarrollando soluciones constructivas innovadoras, con cercanía y sostenibilidad. Este desarrollo refuerza el compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”, expreso José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.

Con esta inauguración, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3.5 GW, de los cuales 819 MW corresponden a energía renovable. Durante 2026, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Solar El Quemado en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de baterías en Gran Buenos Aires.

Parque Eólico CASA

  • Genera 63 MW de potencia de fuente renovable.
  • Energía equivalente a más 72.000 hogares argentinos.
  • Superficie: 450 hectáreas.
  • Factor de capacidad: 47.2%.
  • Energía generada: 260.000 MWh/año aprox.
  • Inversión: USD 80 millones.
  • Generación de empleo local directo en pico de obra: 150 personas contratadas, impulsando así la economía local.
  • Contratación de 50 empresas locales: metalúrgica, traslados, hotelería, corralón, alimentos, etc.

Características de cada aerogenerador

  • Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una. Tecnología Nordex Delta 4000.
  • Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar a la altura de tres Obeliscos.
  • Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz.

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Irán provocó la suspensión de la producción de gas de Qatar y bombardeó petroleras

La estabilidad del mercado energético global entró en una zona de alta incertidumbre este lunes tras un ataque iraní que forzó la parálisis de sectores clave en el Golfo. La empresa estatal QatarEnergy anunció la suspensión total de su producción de gas natural licuado (GNL) luego de que sus dos principales centros de procesamiento fueran blanco de ataques con drones.

El cese de operaciones afecta a las ciudades industriales de Ras Laffan Mesaieed, donde se encuentran instalaciones estratégicas para la exportación de gas. Según informaron las autoridades de Qatar, los proyectiles impactaron a ambos lados de la capital, dañando una planta de energía y un tanque de agua, aunque el Ministerio de Defensa confirmó que no se reportaron víctimas.

La agresión de Irán no se limitó a territorio qatarí, sino que se extendió a otros puntos importantes de la región. En Arabia Saudita, drones iraníes atacaron la refinería de Ras Tanura, una de las más grandes del mundo, obligando a su cierre temporal para prevenir. Al mismo tiempo, en Kuwait, los restos de drones derribados cayeron sobre la refinería de Ahmadi, donde dos trabajadores resultaron heridos. La situación de inseguridad también se trasladó al mar, específicamente al golfo de Omán, donde un bote bomba explotó contra el petrolero MKD VYOM, causando la muerte de un marinero indio.

Este escenario genera una alerta inmediata debido a que Qatar es uno de los mayores exportadores de GNL del mundo y comparte con Irán el yacimiento de gas natural más grande que se conoce. Respecto a la magnitud de lo ocurrido, Torbjorn Soltvedt, de Verisk Maplecroft, mencionó que “el ataque a Ras Tanura marca una escalada significativa, con la infraestructura energética del Golfo ahora en la mira de Irán”. De igual manera, algunos analistas internacionales sugieren que, a pesar del impacto, estas acciones todavía no representan la destrucción total de la infraestructura que el régimen iraní podría buscar en un conflicto de mayor escala.

En el plano diplomático y nuclear, el director general del Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, confirmó este lunes que no existen indicios de ataques o daños a las instalaciones nucleares iraníes pero alertó que es necesario que se evite una escalada bélica de consecuencias imprevisibles. El responsable del OIEA reiteró que los ataques contra instalaciones nucleares nunca deben prodigarse, ya que estos hechos pueden dar lugar a la liberación de materiales radiactivos que suponen riesgos graves más allá de los límites territoriales del país directamente afectado.

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LA INVERSIÓN RÉCORD DE YPF EN 2026 RECONFIGURA EL MAPA COMPETITIVO DE VACA MUERTA

El anuncio de YPF de invertir USD 6.000 millones en 2026 no sólo marca un récord para la compañía: redefine el equilibrio de fuerzas dentro de Vaca Muerta y acelera la transición del país hacia un perfil exportador. La magnitud del plan —el mayor desembolso corporativo del año en Argentina— obliga a todo el ecosistema energético a recalibrar expectativas, capacidades y estrategias.

Un movimiento que eleva la vara para toda la industria

La decisión de destinar el 70% del presupuesto a Vaca Muerta implica que YPF profundizará su rol como operador dominante en shale oil. Con una meta de 215.000 barriles diarios hacia fines de 2026, la compañía empuja al resto de las operadoras a acelerar inversiones, optimizar costos y asegurar infraestructura para no perder competitividad.

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Infraestructura: el verdadero acelerador del cambio

Tres proyectos explican por qué esta inversión tiene impacto sistémico:

  • Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): el ducto que permitirá exportar crudo a gran escala desde Río Negro y que ya supera el 50% de avance.
  • Argentina LNG: el proyecto de GNL más ambicioso de Sudamérica, que exige desarrollo masivo de bloques gasíferos.
  • Gasoducto de Southern Energy: pieza clave para sostener contratos firmes de exportación.

Cada uno de estos frentes modifica la logística, la demanda de servicios, la planificación de inversiones y la capacidad exportadora del país.

El efecto dominó sobre proveedores y pymes

Una inversión de esta escala genera un impacto inmediato en:

  • contratistas de perforación y fractura, que deberán ampliar flotas y personal;
  • empresas de midstream, que ajustan cronogramas y capacidad de transporte;
  • pymes regionales, que enfrentan un aumento en la demanda de servicios logísticos, metalmecánicos y de infraestructura;
  • mercado laboral, con una proyección de más de 40.000 empleos directos e indirectos.

Un mensaje claro para el mercado internacional

El plan de YPF envía una señal potente a los fondos globales: Argentina está dispuesta a escalar su producción y su infraestructura para convertirse en un exportador estructural de energía. Con un Brent en torno a los USD 60–65, la compañía proyecta un EBITDA de USD 6.000 millones y un volumen de exportaciones que podría superar los USD 30.000 millones en los próximos años.

Lo que viene para Vaca Muerta

La apuesta de YPF obliga a todo el ecosistema a moverse: más infraestructura, más eficiencia, más tecnología y más integración entre operadoras, proveedores y gobiernos provinciales. La formación entra en una fase donde la escala ya no es una aspiración: es una condición para competir.

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Rucci negocia la reubicación de más de 2.000 petroleros del convencional

Marcelo Rucci y Ernesto Inal ingresando a la Legislatura de Neuquén.

En el marco de la apertura de Sesiones de la Legislatura neuquina, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, aseguró que impulsa la reubicación de 2.000 trabajadores petroleros de la actividad convencional para que puedan ser absorbidos en Vaca Muerta.

Además, se refirió a la aprobación de la ley de Modernización Laboral que sancionó el Congreso y aseguró que es “un retroceso en las conquistas de los trabajadores”.

Rucci acompañó la Apertura de Sesiones de la Legislatura neuquina junto a su secretario adjunto, Ernesto Inal. En claro apoyo al gobernador Rolando Figueroa, una gran multitud de afiliados del gremio había copado las afueras del recinto. En este contexto, el titular del gremio petrolero más poderoso de Argentina conversó con EconoJournal y afirmó que la situación laboral en los yacimientos convencionales de Neuquén, Río Negro y La Pampa “es dificilísima” tras la salida de YPF de sus campos maduros y la caída que registra el sector.

Hoy las grandes empresas apuestan al no convencional donde tienen un rédito rápido, un costo que es muy parecido y una utilidad mucho más grande. Esto lo ven venimos hablando con el gobernador y con las empresas de ponerle un freno y que, cualquier transición que se haga, se tiene que hacer de forma prolija, no tirando a los trabajadores a la calle”, expresó.

Rucci planteó específicamente que la salida de los convencionales por parte de YPF en yacimientos de las zonas de Rincón de los Sauces, Catriel, 25 de Mayo y Cutral Có tendría como consecuencia la eyección de entre 2.000 y 3.000 trabajadores petroleros de un total de 8.000 que se desempeñan en esas áreas.

Según los datos del mismo sindicato, solo en el bastión de Rucci, en Rincón de los Sauces, la exigencia de recorte de trabajadores en las áreas maduras por parte de las nuevas empresas fue de entre el 40 y el 50%. La semana pasada, el sindicalista había encabezado una asamblea en el yacimiento Desfiladero Bayo donde les había dicho a sus afiliados que “la peor idea que pueda llegar a tener YPF va a ser echar un solo compañero de este yacimiento, porque van a tener el quilombo más grande de su historia”.

Consultado por este medio, confirmó que hay conversaciones con las empresas con el fin de reubicarlos en la actividad no convencional y agregó que “son trabajadores que durante muchos años aportaron mucho a esta provincia y a la Nación como para tirarlos a la calle. Estamos hablando de personas que tienen 20 o 25 años de servicio”.

Rucci comentó, además, que “tenemos que acordar con las empresas para hacerlo bien. Hemos frenado los despidos pidiendo que haya una transición ordenada ya que hay muchos trabajadores que se quieren ir, pero el resto que quiera seguir trabajando, tiene que seguir de forma ordenada».

Figueroa y Rucci, contra el banco de horas

Figueroa opinó que el banco de horas no podrá aplicarse en la actividad petrolera.

Por otro lado, Rucci se refirió a la reciente aprobación de la Ley de Modernización Laboral, y la calificó como “un retroceso en la conquista de los trabajadores. Claramente se ve que esto está hecho para beneficiar a grandes empresas”. El gremialista fue categórico acerca de los cambios y afirmó que “no hay ningún punto que favorezca a los trabajadores, absolutamente ninguno”.

El sindicalista sostuvo que entre los cambios impulsados, la nueva redacción que impone un 2% de tope de aportes para las asociaciones sindicales quizás implique que se resienta el financiamiento de la obra social OsPePri.

En consonancia, el gobernador neuquino también opinó ayer acerca de los cambios y su impacto en la actividad petrolera y aseguró que el banco de horas -dispuesto en las modificaciones a la jornada de trabajo- “no lo van a poder aplicar. Estamos trabajando mucho esto con Marcelo (Rucci) y creemos que todo se va a ir analizando con el andar. Hay muchas cosas que hay que ver en la práctica cómo funcionan, más allá de la letra muerta”.

Si bien Rucci ya había planteado anteriormente su oposición a los cambios, el gremio finalmente no adhirió al paro convocado por la CGT el 19 de febrero pasado ni se movilizó junto a otras asociaciones de trabajadores.

, Laura Hevia

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VISTA ENERGY ANALIZA INGRESAR AL RIGI PARA POTENCIAR SU DESARROLLO EN VACA MUERTA

Vista Energy, uno de los operadores más dinámicos y de mayor crecimiento en el shale argentino, se encuentra en una fase avanzada de análisis para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Esta decisión estratégica busca acelerar de forma significativa el desarrollo de varios de sus proyectos clave en Vaca Muerta, la formación no convencional que es el motor de la producción hidrocarburífera en Argentina.

La compañía, cofundada y liderada por Miguel Galuccio, que ya se consolidó como el segundo mayor productor de petróleo del país, estima que el marco del RIGI podría optimizar sustancialmente la competitividad económica de sus activos y robustecer su ambicioso plan de crecimiento para la próxima década.

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Los Bloques Prioritarios de Vista Bajo la Lupa del RIGI

La evaluación interna de Vista, respaldada por fuentes del sector y la revisión de documentos corporativos, se centra en encuadrar bajo el RIGI aquellos proyectos que demandan un uso intensivo de capital y que son cruciales para el ramp-up de la producción.

Entre los principales activos que la compañía analiza incluir se encuentran:

  • Bandurria Norte: Uno de sus hubs de desarrollo más maduros y productivos en la ventana de petróleo.
  • Águila Mora: Un bloque clave en su estrategia de expansión de la producción de shale oil.
  • Bajo del Toro: Recientemente adquirido a Equinor, este activo es considerado un punto de inflexión por su escala y potencial.

La viabilidad de esta adhesión se sustenta en la reciente ampliación del alcance del RIGI (regulado por el Decreto 293/2024 del Boletín Oficial) para abarcar específicamente los desarrollos de petróleo y gas, lo que abre el camino para que Vista presente proyectos de gran magnitud dentro de este paraguas legal y económico.Los Beneficios Estratégicos que el RIGI Ofrece a Vista

El RIGI fue diseñado como una herramienta para atraer y retener grandes flujos de capital, ofreciendo un paquete de beneficios fiscales y cambiarios que minimizan la incertidumbre inherente a los proyectos de largo aliento en Argentina.

Para Vista, los incentivos clave incluyen:

  • Estabilidad fiscal por 30 años: Una garantía de previsibilidad en el tratamiento tributario, esencial para la planificación de inversiones que se extienden por décadas.
  • Amortización acelerada de inversiones: Permite recuperar más rápidamente el capital invertido, mejorando la rentabilidad y el flujo de caja temprano de los proyectos.
  • Libre disponibilidad de divisas: La capacidad de acceder y disponer de moneda extranjera en porcentajes crecientes a lo largo del tiempo, crucial para el repago de deuda y la distribución de dividendos.
  • Beneficios aduaneros: La exención o reducción de aranceles para la importación de bienes de capital y equipos no disponibles localmente, lo que reduce el costo de desarrollo de los pozos.
  • Reducción de costos financieros: Al mitigar el riesgo país y ofrecer mayor seguridad jurídica, el RIGI facilita el acceso a financiamiento internacional a tasas más competitivas.

Considerando que Vista mantiene un ritmo de inversión que oscila entre USD 1.300 y 1.600 millones anuales, la aplicación de estos incentivos puede generar un impacto transformador en la Tasa Interna de Retorno (TIR) de los proyectos, haciéndolos globalmente más competitivos.

Bajo del Toro: El Potencial Impulsor de la Nueva Escala

La compra del bloque Bajo del Toro a la noruega Equinor se perfila como uno de los principales catalizadores del análisis del RIGI. Si bien la transferencia del activo aún está pendiente de las aprobaciones regulatorias de rigor, Vista ya ha trazado un plan de desarrollo agresivo que incluye:

  • Una masiva ampliación de infraestructura de superficie.
  • La construcción de nuevos ductos dedicados para la evacuación del creciente volumen de shale oil.
  • Una curva de producción mucho más agresiva y acelerada que el plan inicial.

La compañía se muestra optimista respecto a la autofinanciación de estos nuevos desarrollos, proyectando que, con un precio del crudo Brent sostenido en torno a los USD 65 por barril, los flujos de caja generados por la propia producción serían suficientes para cubrir las necesidades de capital.

Un Crecimiento Sostenido en Búsqueda de Mayor Escala

La evaluación de Vista se basa en un historial de crecimiento notable. Los resultados recientes de la empresa reflejan una expansión contundente en sus operaciones:

  • 74 pozos perforados durante el año 2025, un incremento en la actividad perforatoria.
  • USD 1.331 millones invertidos en el período, lo que subraya su compromiso de capital.
  • 115.479 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) de producción promedio, lo que representa un aumento del +66% interanual.
  • 61% de la producción exportada, evidenciando una fuerte orientación al mercado internacional y a la generación de divisas.
  • USD 2.444 millones de ingresos totales, reflejando la solidez de su negocio.

Adicionalmente, Vista mantiene una participación clave como accionista del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un proyecto de infraestructura vital que multiplicará la capacidad de exportación de crudo desde la provincia de Río Negro a partir de finales de 2026, consolidando su rol en la cadena de valor exportadora.Implicancias para Vaca Muerta y el Mercado

La formalización del ingreso de Vista Energy al RIGI tendría un impacto sistémico en el ecosistema de Vaca Muerta y para el sector energético argentino en general.

Se esperaría que esta decisión impulse:

  • Un mayor ritmo sostenido de inversiones, asegurando el capex a largo plazo.
  • Proyectos más competitivos a nivel regional e internacional, gracias a las ventajas fiscales y cambiarias.
  • La generación de más infraestructura crítica para la evacuación y procesamiento de la producción.
  • Un aumento directo en la capacidad exportadora de petróleo del país.
  • La consolidación de Vista como un actor absolutamente central y referente en el shale argentino.

En un momento donde el sector busca afianzar su expansión y atraer capital foráneo, el hecho de que una compañía del calibre y la escala de Vista se acoja al RIGI enviaría una señal de previsibilidad y confianza extremadamente potente a los inversores y players internacionales, reforzando la credibilidad del marco regulatorio argentino.

En un contexto de expansión del sector, el ingreso de una compañía de esta escala al RIGI reforzaría la señal de previsibilidad que buscan los inversores internacionales.

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 VACA MUERTA DESEMBARCA EN HOUSTON PARA SEDUCIR A LOS GRANDES FONDOS DE ENERGÍA

Vaca Muerta prepara un movimiento estratégico de alto impacto: el próximo 24 de marzo, la industria argentina desembarcará en Houston, la capital global del shale, para presentar su hoja de ruta ante los principales fondos de inversión, bancos internacionales y compañías tecnológicas del ecosistema energético estadounidense.

El encuentro, titulado “Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook”, se realizará en The Westin Houston Downtown y será un evento cerrado y por invitación, orientado a acelerar la llegada de capital internacional.

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Un aterrizaje quirúrgico en la meca del shale

La delegación argentina estará integrada por los CEOs que lideran el desarrollo del shale local:

• Horacio Marín (YPF) – exportaciones, VMOS y GNL.

• Pablo Vera Pinto (Vista) – productividad y modelo shale estadounidense.

• Ricardo Markous (Tecpetrol) – gas, Fortín de Piedra y expansión bajo el RIGI.

• Felipe Bayón (GeoPark) – sostenibilidad y licencia social.

• Daniel González, viceministro de Energía y Minería – estabilidad regulatoria y marco jurídico.

La agenda incluye reuniones uno a uno con fondos texanos, bancos globales y proveedores tecnológicos, en un formato diseñado para acelerar decisiones de inversión.

Qué busca Argentina en Houston

El mensaje central será posicionar a Vaca Muerta como el único shale competitivo fuera de Estados Unidos, con costos de desarrollo bajos, infraestructura en expansión y un marco regulatorio que empieza a alinearse con estándares internacionales gracias al RIGI.

Los objetivos concretos del viaje:

• atraer capital para perforación 2026–2027,

• financiar infraestructura de evacuación (VMOS, Oldelval, gasoductos),

• avanzar en acuerdos de exportación de crudo y GNL,

• sumar socios tecnológicos y financieros.

Por qué Houston es clave

Houston concentra:

• los mayores fondos de energía del mundo,

• las casas matrices del oilfield services,

• los bancos que financian infraestructura energética,

• los decisores que definen el flujo global de capital del sector.

Es el lugar donde se decide qué proyectos escalan y cuáles no.

Una señal de madurez del ecosistema argentino

El roadshow marca un cambio de etapa: Vaca Muerta ya no viaja a Estados Unidos a “presentarse”, sino a competir por capital global con argumentos sólidos, resultados comprobables y un marco regulatorio más previsible. Es un paso que confirma que el shale argentino está entrando en su fase de consolidación internacional.

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LAS NUEVAS OFICINAS DE VMOS EN SIERRA GRANDE MARCAN EL AVANCE DE UNA OBRA QUE YA CAMBIÓ EL RITMO DE LA PATAGONIA

La escena en Sierra Grande tuvo algo de símbolo y algo de punto de inflexión, una postal de la nueva Patagonia que emerge. Mientras el viento patagónico, eterno custodio de la costa rionegrina, golpeaba con fuerza los paredones de la vieja zona industrial, las autoridades provinciales y los principales ejecutivos de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) inauguraban formalmente las nuevas oficinas del proyecto. Este emprendimiento faraónico está reescribiendo la historia energética del país y, más importante aún, redefiniendo el futuro económico de la región.

No fue un acto protocolario más ni una mera formalidad: la apertura coincidió con la difusión de un dato que ya empieza a pesar con solidez en la agenda nacional y que subraya la irreversibilidad de la obra. Vaca Muerta Oil Sur superó el 54% de avance total, un hito que proyecta la finalización de la obra dentro del cronograma previsto.Una ciudad que vuelve a moverse: El impacto socioeconómico en Sierra Grande

Sierra Grande, una localidad que durante años vivió inmersa en la nostalgia de su pasado minero (la extinta empresa Hipasam) y en la prolongada espera de un nuevo ciclo económico que la rescatara del letargo, encontró en el despliegue de VMOS una fuerza motriz inesperada y transformadora.

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La reactivación económica es palpable y se mide en números de alto impacto:

  • Empleo Local: Más del 80% de los trabajadores que actualmente participan en el proyecto son rionegrinos, priorizando la mano de obra local y promoviendo la capacitación de profesionales y técnicos de la zona.
  • Derrama Económica: La masa salarial inyectada directamente en la economía regional ya superó los USD 120 millones, distribuidos a través de remuneraciones que dinamizan todo el ecosistema productivo.

Comercios, supermercados, servicios de transporte, el sector de alquileres de viviendas y la provisión de servicios profesionales: todo volvió a moverse, recuperando un pulso vital que se había perdido. La apertura de estas nuevas oficinas —un espacio funcional y moderno de 140 m² que operará como la base operativa y centro logístico permanente del proyecto en el área— es la confirmación definitiva de que VMOS no es un proyecto de paso.

Por el contrario, se instala, se integra a la comunidad y consolida su compromiso a largo plazo con el desarrollo de la provincia de Río Negro.

El avance físico del oleoducto y de la terminal de exportación marítima —componentes esenciales de la infraestructura de VMOS— se ha ejecutado a un ritmo vertiginoso. El ducto troncal, diseñado para evacuar la creciente producción de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, se extiende cientos de kilómetros a través del territorio patagónico.

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RÍO NEGRO PRESENTA UNA NUEVA Y REVOLUCIONARIA METODOLOGÍA PARA LA DISTRIBUCIÓN DE REGALÍAS HIDROCARBURÍFERAS

El Gobierno de Río Negro ha dado un paso trascendental y largamente esperado al presentar formalmente el proyecto para actualizar su esquema de distribución de regalías hidrocarburíferas. Este sistema, que se mantuvo vigente desde 2004, era considerado completamente obsoleto e injusto ante la profunda transformación y la masiva expansión de la actividad petrolera y gasífera que ha experimentado la provincia en los últimos años.

La presentación de esta nueva metodología estuvo a cargo de la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, en un proceso de diálogo y transparencia que se inició con los intendentes de los municipios directamente productores, y que se amplió posteriormente a los representantes de la totalidad de los 39 municipios rionegrinos. El objetivo central es lograr un esquema más equitativo, técnico y dinámico.

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El Impulso Ineludible de Vaca Muerta

El vertiginoso crecimiento de la actividad hidrocarburífera no convencional, impulsado principalmente por la extensión de la formación Vaca Muerta hacia nuevas áreas del Alto Valle y el Valle Medio rionegrino, desnudó las falencias y distorsiones del esquema de 2004.

El antiguo sistema no lograba reflejar la realidad productiva y generaba marcadas inequidades. Por un lado, existían municipios que sufrían un impacto ambiental, social y logístico directo o indirecto significativo a causa de la actividad petrolera (mayor tránsito de camiones, infraestructura de servicios exigida, etc.) y que, sin embargo, no percibían regalías.

Por otro lado, algunas comunas mantenían porcentajes de participación heredados que ya no guardaban ninguna correspondencia con el volumen de producción actual en sus ejidos. La nueva propuesta busca corregir de raíz estas distorsiones históricas.

Los Pilares de la Nueva Metodología: Un Enfoque Técnico y Dinámico

La provincia ha introducido un sistema significativamente más técnico, auditable y verificable, basándose en la utilización de datos oficiales de producción y declaraciones juradas de las operadoras. Los cambios estructurales más relevantes son:

  1. Zonificación Estratégica en Cuatro Áreas Productoras: Se establecerá una clara diferenciación del territorio provincial en cuatro zonas o áreas productoras. Esta zonificación se basará en criterios técnicos como la intensidad de la actividad, la concentración de yacimientos y la cercanía a los principales centros de extracción y procesamiento.
  2. Ampliación del Universo de Beneficiarios: Reconociendo el impacto indirecto, la nueva metodología incorpora a cinco nuevos municipios como beneficiarios directos de las regalías: Mainqué, Ingeniero Huergo, General Enrique Godoy, Villa Regina y Chichinales. Este es uno de los puntos centrales para garantizar una distribución más justa en el Valle Medio.
  3. Creación del Índice de Distribución Anual (IDA): El IDA se convierte en la columna vertebral del nuevo esquema. Es un coeficiente variable que combina de manera ponderada las variables de producción, distancia e infraestructura de pozos, asegurando que la distribución se adapte anualmente a la evolución real de la actividad.

Detalle del Cálculo: El Índice de Distribución Anual (IDA)

El cálculo del IDA está diseñado para ser sensible a la realidad operativa de cada municipio y se compone de la ponderación de dos variables esenciales:

  • Producción – Distancia (Factor de Impacto Indirecto):
    • Esta variable toma como base la producción hidrocarburífera (petróleo y gas) registrada durante el año anterior en cada yacimiento.
    • Introduce un concepto clave de impacto indirecto, reconociendo los efectos de la actividad hasta un radio de 100 kilómetros de la fuente productora.
    • La distribución dentro de ese radio se realizará de forma inversamente proporcional a la distancia: cuanto más cerca se encuentre el municipio del pozo o yacimiento, mayor será su ponderación en este factor, corrigiendo el sesgo de solo beneficiar al pozo “cero”.
  • Infraestructura de Pozos (Factor de Afectación Territorial):
    • Este componente busca reconocer el uso y la afectación real del suelo y la infraestructura municipal.
    • Se establece una ponderación del 70% para los pozos con producción (que generan impacto constante y tránsito) y un 30% para los pozos sin producción (que, aunque no generen renta inmediata, sí requieren de un espacio y una afectación territorial para su mantenimiento, exploración o abandono) dentro del ejido municipal.

El hecho de que ambos factores se actualizarán cada año es fundamental para la transparencia y la equidad del sistema, permitiendo que la distribución de las regalías se ajuste de forma dinámica a la evolución real de la producción y la exploración en cada zona.Implicancias de la Nueva Metodología para los Gobiernos Locales

La implementación de este nuevo sistema de distribución tendrá efectos profundos y positivos para la gestión municipal y el desarrollo provincial:

  • Mayor Equidad: Se amplía de manera significativa el universo de municipios que recibirán ingresos por regalías, ya sea por impacto directo (donde está el pozo) o indirecto (municipios de paso o logísticos).
  • Proporcionalidad y Transparencia: La distribución de los fondos será estrictamente proporcional a la producción real y al nivel de afectación territorial, dejando de lado los porcentajes rígidos y desactualizados del pasado.
  • Reconocimiento del Costo Social: Se reconocerán por primera vez las zonas que se ven afectadas por el tránsito pesado, la exigencia de servicios públicos y la actividad logística asociada a la explotación, permitiendo a esos municipios contar con recursos para mitigar esos impactos.
  • Validación Detallada: El proceso incluye el inicio de un exhaustivo trabajo técnico de validación “pozo por pozo” con la participación activa de cada municipio, asegurando la confiabilidad de los datos de base.

Próximos Pasos

La presentación formal de la propuesta marca el hito inicial de un proceso que requerirá un intenso trabajo de cooperación. Durante las próximas semanas, los equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos y la Secretaría de Energía trabajarán codo a codo con cada gobierno municipal. La agenda inmediata incluye:

  1. Revisión y validación detallada de la información catastral y productiva.
  2. Ajuste fino de los índices de distribución preliminares.
  3. Consenso para avanzar hacia la definición de un esquema definitivo.

El nuevo esquema deberá ser formalizado y blindado mediante la emisión de la normativa provincial correspondiente, garantizando su estabilidad y aplicación a largo plazo.

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DUAL FUEL SE CONSOLIDA COMO LA NUEVA PALANCA DE EFICIENCIA Y SOSTENIBILIDAD EN VACA MUERTA

La formación no convencional de Vaca Muerta se encuentra en una fase de madurez que exige una optimización radical de todos sus procesos. La carrera por bajar los costos de lifting y ganar eficiencia estructural ya no se limita únicamente a la curva de productividad de los pozos (pad drilling, mega-frack), sino que ha migrado de manera decisiva hacia la gestión energética de las operaciones en campo.

En este contexto, la tecnología Dual Fuel —que habilita el uso intensivo de gas natural, en sustitución parcial del diésel— está emergiendo y consolidándose rápidamente como el nuevo estándar operativo en los equipos de perforación y, especialmente, en las flotas de fractura hidráulica del shale argentino.De la Teoría a la Dominancia en el Campo: Vaca Muerta Acelera la Transición

El cambio de paradigma en Vaca Muerta es tangible y se acelera. Actualmente, ya operan en la provincia de Neuquén cinco equipos clave que han migrado exitosamente a la tecnología Dual Fuel, y el ritmo de adopción es claramente exponencial. El principal objetivo de esta reconversión son las flotas de fracking, dado que son las que presentan el perfil de consumo de combustible más intensivo dentro del esquema operativo de un pad.

La implementación de Dual Fuel permite reemplazar una parte sustancial del diésel importado y costoso por gas natural disponible en boca de pozo (wellhead gas o Gas Asociado). Este cambio estratégico tiene un impacto directo y multifactorial:

  1. Estructura de Costos: Reducción drástica del gasto total en combustible.
  2. Logística: Disminución de la dependencia de la cadena de suministro y transporte de diésel (menos camiones en ruta).
  3. Sostenibilidad y Emisiones: Mejora de la huella ambiental de la operación.
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Cómo Funciona el Dual Fuel y el Impacto en la Ecuación Económica del Pozo

El principio del esquema Dual Fuel es simple pero potente: permite que los motores diésel de alto caballaje (high horsepower) pasen de una operación 100% a diésel a un modo de combustión dual, donde una mezcla de gas natural y diésel alimenta el motor. La eficiencia tecnológica ha avanzado de tal manera que, sin sacrificar potencia, entre 30% y 70% del consumo total de energía puede ser cubierto por gas natural.

La experiencia recogida en cuencas de shale de referencia internacional (como el Permian en Estados Unidos) confirma el potencial de ahorro: este cambio operativo puede llegar a reducir a la mitad el consumo de diésel en una flota de fractura de ciclo completo.

Desde la perspectiva financiera, el ahorro es la palanca más poderosa:

Concepto Flota 100% Diésel (Estimado Anual) Flota Dual Fuel (Estimado Anual) Ahorro Potencial
Costo Anual de Combustible USD 33.0 millones USD 16.4 millones USD 16.6 millones
Porcentaje de Ahorro ≈ 50%

Datos de consultoras especializadas indican que una flota de fractura convencional puede demandar un gasto anual en combustible del orden de USD 33 millones. Al migrar a Dual Fuel, el costo se reduce significativamente, situándose alrededor de USD 16.4 millones, con un ahorro potencial que se acerca a los USD 17 millones por año por cada flota operativa.

.

En un escenario de competencia global por la atracción de capitales de inversión, estos números representan una ventaja competitiva crucial para Vaca Muerta.Liderazgo en la Transición: Operadoras y Proveedores

La adopción de esta tecnología es un esfuerzo conjunto liderado por las principales operadoras de la formación, quienes han incorporado o están en proceso de incorporar equipos Dual Fuel a sus planes de desarrollo:

  • YPF
  • Vista
  • Tecpetrol
  • Pampa Energía
  • Pluspetrol

En paralelo, los proveedores de servicios especializados en perforación y fractura están invirtiendo fuertemente en la reconversión de sus flotas existentes (kit de conversión a Dual Fuel) y en la adquisición de nuevas unidades diseñadas de fábrica para operar primariamente con gas.Del Dual Fuel al Full Gas: La Próxima Frontera

El Dual Fuel no se visualiza como el punto final, sino como un paso intermedio y pragmático dentro de una transición energética más ambiciosa. La industria del shale ya está enfocando su mirada en la siguiente etapa de optimización energética, que incluye:

  • Equipos 100% Gas: Motores diseñados para operar exclusivamente con Gas Natural Comprimido (GNC) o Gas Natural Licuado (GNL).
  • Sets Eléctricos (E-Frac): Flotas de fractura impulsadas por grandes turbinas de gas o conectados a la red eléctrica (cuando sea factible).
  • Turbinas y Soluciones Híbridas: Combinación de turbinas de gas con sistemas de almacenamiento y apoyo eléctrico.
.

Si bien cada una de estas alternativas presenta distintos niveles de inversión y desafíos operativos específicos (logística del GNL, infraestructura eléctrica), todas comparten la lógica central de aprovechar el gas local, minimizar la dependencia del diésel importado y, en última instancia, elevar el nivel de competitividad de Vaca Muerta frente a las cuencas productoras más eficientes del mundo.Impacto Estratégico en la Competitividad del Shale Argentino

La rápida y masiva adopción de Dual Fuel y sus tecnologías asociadas cristaliza una tendencia de fondo económica y geopolítica: Vaca Muerta está utilizando su propia materia prima energética (el gas) para abaratar la explotación de su shale.

Esta internalización del combustible tiene consecuencias directas en la métrica financiera y operativa:

  • Menores Costos en Dólares por Pozo (USD/boe): Mejora directa del breakeven del proyecto.
  • Menor Exposición a la Volatilidad del Precio del Diésel: Desacople de las fluctuaciones de los mercados internacionales de commodities líquidos.
  • Reducción de la Presión Logística: Menos camiones en ruta significa menos congestión, menor riesgo y mayor seguridad operativa.
  • Reducción de Emisiones: Alinear las operaciones con los estándares internacionales de responsabilidad ambiental y criterios ESG.

En un momento crucial en que la formación neuquina se prepara para una fase de desarrollo a mayor escala y con una clara orientación exportadora, cada punto de eficiencia cuenta y se traduce en una ventaja sostenible. El Dual Fuel se ha consolidado como una de esas palancas silenciosas de optimización que no siempre ocupan los titulares, pero que son determinantes en la redefinición de la competitividad a largo plazo del shale argentino.

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ALBERTA LANZA EL MAYOR DESARROLLO INMOBILIARIO DE AÑELO PARA CAPTAR LA RENTA DEL BOOM PETROLERO

El crecimiento explosivo de Vaca Muerta no solo ha transformado el panorama energético de Argentina, sino que también ha generado un formidable desafío y, a la vez, una oportunidad sin precedentes en las localidades aledañas. Añelo, el epicentro operativo de la formación, se ha visto desbordada por una demanda habitacional y de servicios que supera con creces su infraestructura actual.

Ante este escenario, la desarrolladora Alberta ha dado un paso audaz al anunciar el mayor desarrollo inmobiliario planificado de la ciudad, con el objetivo de captar la creciente renta generada por el boom petrolero y proveer soluciones habitacionales y comerciales de escala a la nueva población flotante y residente.

Este megaproyecto surge como respuesta directa a la necesidad urgente de alojamiento de calidad para los miles de trabajadores especializados que llegan a la zona, desde ingenieros y técnicos hasta personal de apoyo logístico y administrativo. Históricamente, la falta de planificación urbana en Añelo ha llevado a una disparada en los precios de los alquileres y a una escasez de opciones dignas, impactando directamente en la calidad de vida y en los costos operativos de las empresas petroleras.

El desarrollo de Alberta no se limitará a la construcción de viviendas. Se concibe como una verdadera mini-ciudad autosuficiente que busca mitigar el déficit de infraestructura local, incluyendo servicios esenciales y áreas de esparcimiento. La inversión se enfoca en crear un entorno que cumpla con los estándares de vida que el staff de alto nivel de la industria demanda.

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Un desarrollo pensado para la nueva escala de Vaca Muerta

El proyecto contempla una superficie total de varias hectáreas e incluirá una mixtura de usos. La fase inicial se centrará en la construcción de unidades residenciales modulares y de alta calidad, apuntando tanto a la venta como al alquiler corporativo, con contratos a largo plazo asegurados por las principales operadoras y empresas de servicios.

Características clave del desarrollo:

  1. Viviendas corporativas: Oferta de apartamentos y casas pensadas para la rotación de personal, con amenities y servicios incluidos (limpieza, seguridad 24/7, mantenimiento).
  2. Infraestructura comercial y de servicios: Se planifica la incorporación de un centro comercial con supermercado, farmacias, bancos, restaurantes y áreas de coworking, evitando la necesidad de desplazarse a la ciudad de Neuquén.
  3. Logística y storage: Un sector del predio estará dedicado a galpones y espacios de almacenamiento liviano, esenciales para las empresas de servicios que necesitan bases operativas cercanas a los yacimientos.
  4. Sustentabilidad y calidad urbana: Se pondrá énfasis en el desarrollo de espacios verdes, la utilización de energías renovables complementarias y sistemas eficientes de gestión de residuos y agua, elevando el estándar urbanístico de la región.

Alberta estima que la inversión total superará los cien millones de dólares a lo largo de sus distintas etapas, consolidándose como la iniciativa privada más ambiciosa en el rubro inmobiliario de Añelo. Los desarrolladores están confiados en que la estabilidad y el potencial a largo plazo de Vaca Muerta garantizan un retorno de inversión sólido y sostenido, posicionando al proyecto como el principal proveedor de soluciones inmobiliarias de alta gama para la capital petrolera del país.

Este desarrollo no solo busca rentabilidad, sino también contribuir a la formalización y mejora de la vida urbana en una zona crítica para la economía nacional.

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DOS NUEVOS PROYECTOS MINEROS SE SUMAN AL RIGI Y RECONFIGURAN EL MAPA DE INVERSIONES EN SAN JUAN, SALTA Y CATAMARCA

La reciente aprobación de dos nuevos y cruciales proyectos mineros bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) no solo valida la solidez de este esquema normativo, sino que consolida un movimiento transformador que está redefiniendo la escala productiva y exportadora del sector en Argentina.

Con una inyección de capital conjunta que asciende a USD 1.140 millones, la expansión de Veladero en la provincia de San Juan y la puesta en marcha de Diablillos en Salta elevan a 12 el número total de iniciativas ya validadas, llevando el volumen de inversión acumulada a una cifra que supera los USD 26.000 millones. Este hito marca un punto de inflexión, posicionando a Argentina de manera más competitiva en el mercado global de metales.Un impulso que atraviesa provincias y cadenas de valor

El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó la trascendencia de estas aprobaciones no solo en términos de volumen de inversión, sino por el impacto socioeconómico directo. Se proyecta que ambos proyectos generarán más de 2.300 empleos directos e indirectos de alta calidad, a la vez que se espera un aporte sustancial de USD 750 millones anuales en concepto de exportaciones.

Este flujo de divisas y actividad productiva beneficiará directamente a las economías de San Juan, Salta y Catamarca, estableciendo un “corredor de desarrollo” en la región cordillerana.

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El dinamismo no se limita a las operadoras mineras. Este importante flujo de capital impulsa una vasta cadena de valor que incluye contratistas, proveedores metalmecánicos especializados, empresas de transporte de gran porte, servicios logísticos complejos y una red de pequeñas y medianas empresas (pymes) que dependen de la actividad minera para sostener y expandir su crecimiento, generando un efecto multiplicador en las economías locales.Veladero: una década más de producción y estabilidad laboral

La ampliación de la mina Veladero, operada en joint venture por Barrick y Shandong Gold, es un claro ejemplo de inversión de sostenimiento y optimización. El proyecto implica un desembolso de USD 380 millones que estará destinado específicamente a la ejecución de las Fases 8 y 9 del valle de lixiviación, una obra de ingeniería esencial.

Esta inversión estratégica resulta fundamental, ya que extiende la vida útil de la mina por casi diez años adicionales. Este horizonte de largo plazo garantiza la continuidad de miles de empleos directos e indirectos en los departamentos de Iglesia y Jáchal, consolidando a la minería como el principal, si no el único, motor económico regional y fuente de ingresos fiscales cruciales para la provincia de San Juan.Diablillos: una nueva mina que se suma al corredor metalífero del NOA

Por su parte, el proyecto Diablillos se incorpora con fuerza al panorama minero nacional con una robusta inversión de USD 760 millones. Este nuevo desarrollo se perfila como una de las minas de oro y plata más relevantes del norte argentino.

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Su puesta en marcha refuerza significativamente el corredor metalífero del Noroeste Argentino (NOA), una región estratégica que abarca Salta, Catamarca y Jujuy. Al explotar metales preciosos (oro y plata), Diablillos no solo diversifica la matriz productiva de la región, sino que también amplía la base exportadora del país en el segmento de bullion, generando un flujo de divisas altamente valorado.El RIGI como plataforma de competitividad regional

La clave de esta aceleración en las aprobaciones reside en la previsibilidad que ofrece el RIGI. La reciente prórroga del régimen hasta el año 2027 mediante el Decreto 105/2026 proporcionó a los inversores la tan necesaria estabilidad fiscal y cambiaria para proyectos que, por su escala y magnitud, requieren planificaciones a décadas.

Con 12 iniciativas ya validadas y un listado de otras 11 en avanzada evaluación, el RIGI se consolida como la herramienta de política pública más efectiva para que Argentina pueda competir frontalmente con líderes regionales en minería como Chile y Perú. La atracción de capital se centra en la explotación de minerales estratégicos como el cobre, el oro, la plata y el litio, elementos esenciales para la transición energética global.

El avance de estos proyectos no solo se traduce en un incremento en la producción y las exportaciones. Su verdadero impacto reside en la capacidad de redefinir la estructura productiva y de infraestructura de las provincias mineras, elevando el estándar de inversión y la sofisticación tecnológica en toda la cadena de valor.

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SAN JUAN LICITA NUEVE ÁREAS MINERAS CLAVE EN IGLESIA Y CALINGASTA PARA ATRAER NUEVAS INVERSIONES Y AFIRMAR SU LIDERAZGO EN METALES CRÍTICOS

El Gobierno de San Juan ha dado un paso estratégico fundamental para dinamizar el sector minero provincial con la apertura del proceso de licitación de nueve áreas mineras de alto interés geológico. La convocatoria se centra en los departamentos de Iglesia y Calingasta, dos jurisdicciones que concentran algunos de los depósitos metalíferos más significativos del país.

Esta decisión tiene como objetivo principal acelerar la llegada de nuevas inversiones de capital y consolidar a la provincia como un hub competitivo para la exploración y explotación de metales críticos a nivel sudamericano.

El Instituto Provincial de Exploraciones y Explotaciones Mineras (IPEEM), entidad responsable del proceso, ha confirmado que la licitación incluye 23 derechos mineros que serán ofrecidos a operadores nacionales e internacionales. La mira está puesta en proyectos de cobre, oro, litio y tierras raras, considerados los tres vectores estratégicos que definirán la matriz minera provincial de las próximas décadas, en línea con la transición energética global.Un llamado que apunta a jugadores con robusta capacidad técnica y financiera

El IPEEM ha diseñado un proceso riguroso para asegurar que solo empresas con la solvencia adecuada participen en la explotación de estos activos provinciales. La licitación será oficializada mediante su publicación en el Boletín Oficial durante cinco días hábiles, tras lo cual se abrirá un plazo de tres meses para la presentación de ofertas.

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El pliego de condiciones exige a las empresas interesadas un alto estándar de documentación, incluyendo:

  1. Antecedentes corporativos y track record en exploración y minería.
  2. Capacidad económica y financiera probada para afrontar las fases iniciales de alto riesgo.
  3. Un Plan de Trabajo detallado que debe especificar la metodología de exploración, las etapas del proyecto, un cronograma preciso de ejecución y la inversión estimada comprometida.

Este nivel de exigencia actúa como un filtro natural, elevando el estándar técnico del proceso y asegurando la participación de operadores de primer nivel con el respaldo financiero suficiente para llevar los proyectos a etapa productiva.Dos corredores cordilleranos en el centro de la estrategia de valor

Las nueve áreas licitadas se encuentran estratégicamente distribuidas a lo largo de dos corredores cordilleranos de probada riqueza geológica, zonas que ya albergan proyectos de clase mundial:

  • Departamento Iglesia: Se ofrecen cinco áreas con alto potencial para el hallazgo de pórfidos de cobre y oro. Estas zonas son adyacentes o cercanas a operaciones mineras en funcionamiento, como Veladero, y al prometedor corredor de Jagüelito, lo que minimiza el riesgo exploratorio y optimiza la logística.
  • Departamento Calingasta: Se licitan cuatro áreas vinculadas directamente al cinturón metalogénico que incluye los megaproyectos de cobre Los Azules y El Pachón. La geología de Calingasta es ideal para el desarrollo de grandes depósitos cupríferos, un mineral clave para la electromovilidad y la infraestructura energética.
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Natalia Marchese, presidenta del IPEEM, enfatizó que la configuración de la oferta busca atraer específicamente a compañías con vasta experiencia en la exploración y desarrollo de metales críticos. Este segmento es el que hoy concentra la mayor parte del interés y los flujos de inversión a nivel internacional.Un movimiento que consolida el ritmo de adjudicaciones y el liderazgo provincial

Este nuevo llamado a licitación no es un evento aislado, sino que se inscribe en una secuencia de adjudicaciones recientes exitosas que demuestran el dinamismo del mercado exploratorio sanjuanino. Entre los proyectos ya asignados se destacan Del Carmen, Jagüelito, Marisa I y Los Crisoles.

Con esta nueva convocatoria, San Juan refuerza su posición como uno de los destinos mineros más competitivos y seguros de Sudamérica para el desarrollo de proyectos de cobre, oro y litio. El proceso abre una ventana de oportunidad crucial para que nuevos actores de la industria minera global ingresen a la prolífica cordillera sanjuanina en un momento de sostenida expansión de la demanda mundial de metales esenciales para la transición energética. La provincia busca, así, mantener su liderazgo y asegurar la continuidad de su portfolio de proyectos a largo plazo.

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PECOM REACTIVA CAÑADÓN PERDIDO CON UNA CAMPAÑA DE PERFORACIÓN QUE APUESTA A LA RECUPERACIÓN TERCIARIA

PECOM, la compañía de servicios petroleros y energía, ha iniciado una ambiciosa campaña de reactivación en el yacimiento Cañadón Perdido, en Chubut. Utilizando el perforador V51 de Venver, la empresa busca transformar un campo históricamente relevante, pero que se encontraba al borde del abandono, en un polo productivo basado en la tecnología de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) y, específicamente, la inyección de polímeros. Este proyecto no solo revitaliza la operación, sino que establece un nuevo estándar para la extensión de la vida útil de los yacimientos maduros en la Cuenca del Golfo San Jorge.Una Hoja de Ruta Detallada: El Trébol y Cañadón Perdido.

La campaña de PECOM comenzó estratégicamente en El Trébol, una locación cercana, para luego trasladar el equipo a Cañadón Perdido. El plan técnico para este último es robusto y se extiende a lo largo de 2026, con la perforación de 28 pozos nuevos, distribuidos en:

  • 19 pozos productores: Destinados a la extracción del crudo.
  • 9 pozos inyectores: Cruciales para el esquema de recuperación terciaria.
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Este programa de desarrollo integra la nueva perforación con la implementación de la inyección de polímeros, una técnica avanzada que busca maximizar la extracción de las reservas remanentes.Cañadón Perdido: Un Legado Histórico en Búsqueda de un Nuevo Ciclo

Cañadón Perdido es un campo con una rica historia, siendo uno de los más antiguos de Chubut. Su trayectoria productiva se resume así:

  • Ciclo Primario: Produjo activamente entre 1928 y 1960.
  • Ciclo de Recuperación Secundaria (Inyección de Agua): Implementado en 1996.
  • Declive y Abandono: Prácticamente cesó su actividad en 2008.
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Al momento de la reactivación por parte de PECOM, el yacimiento operaba con una producción muy marginal de apenas 68 m³/d y solo 27 pozos activos. La decisión de PECOM de invertir en este campo se fundamenta en estudios integrados de subsuelo de última generación que identificaron zonas con alto potencial no explotado, permitiendo un rediseño completo del plan de desarrollo.El Piloto de Inyección de Polímeros: La Clave del Salto Productivo

El corazón del proyecto de reactivación es la Fase 1 del plan, que consiste en la implementación de un piloto de inyección de polímeros. Esta etapa implica la perforación de los pozos inyectores y productores necesarios, y su conexión a una nueva planta de polímeros diseñada para la operación.

Mecanismo y Objetivos de la Técnica:

La inyección de polímeros es una forma de EOR que funciona al:

  1. Aumentar la Viscosidad del Agua: El polímero espesa el agua inyectada.
  2. Mejorar la Eficiencia de Barrido: El agua más viscosa desplaza el petróleo de manera más uniforme y eficiente a través de la matriz de roca (barrido), evitando que el agua “canalice” o eluda las zonas con crudo.
  3. Movilizar Petróleo Atrapado: Esto permite recuperar el crudo residual que la inyección de agua convencional (recuperación secundaria) no pudo extraer.

Proyecciones de Impacto:

Los modelos técnicos desarrollados por PECOM son altamente optimistas. Se espera que el piloto de inyección de polímeros logre quintuplicar la producción del yacimiento en esta primera fase, pasando de los 68 m³/d actuales a una producción proyectada de 400 m³/d (equivalentes a 2.500 barriles por día, o bbl/d).El Potencial de Desarrollo a Largo Plazo

Si la Fase 1 confirma las curvas de producción y la eficiencia esperada, el proyecto escalará significativamente:

  • Segunda Etapa: PECOM tiene planificado avanzar con una segunda fase que incluye la perforación de 53 pozos adicionales.
  • Producción Proyectada (Fase 2): Se espera que la producción alcance los 600 m³/d (aproximadamente 3.700 bbl/d).
  • Potencial Total: El plan de desarrollo completo contempla la suma de hasta 80 pozos nuevos en el yacimiento.

Esta expansión colocaría a Cañadón Perdido como uno de los ejemplos más destacados de revitalización de yacimientos maduros en la Cuenca del Golfo San Jorge, demostrando la viabilidad de la recuperación terciaria como motor de crecimiento.Un Plan Estratégico Alineado con la Visión Corporativa

El relanzamiento de Cañadón Perdido es un pilar fundamental en la redefinición estratégica de PECOM como operadora petrolera, rol que retomó con fuerza en 2024. Los ejes centrales de la estrategia son:

  1. Foco en Yacimientos Maduros: Donde la aplicación de tecnología puede desbloquear valor.
  2. Eficiencia Operativa: Gestión optimizada de los recursos.
  3. Recuperación Terciaria: Utilización de técnicas EOR para extender la vida útil de los campos.
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Esta campaña se complementa de manera crítica con la reciente adquisición del yacimiento Manantiales Behr a YPF, el segundo campo convencional más grande de Argentina. Con esta incorporación, Manantiales Behr aporta 25.000 barriles diarios, elevando la operación total de la compañía a más de 35.000 bbl/d, consolidando a PECOM como un actor principal en la producción de hidrocarburos convencional en el país.Respaldo Institucional y Perspectivas Regionales

El inicio de la campaña no fue solo un evento técnico, sino una señal política clara. La presencia del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, el influyente dirigente sindical petrolero Jorge Ávila, el ministro de Hidrocarburos provincial Federico Ponce, y autoridades de PECOM, subraya el consenso sobre la importancia del proyecto.

La participación de estos actores refuerza el mensaje de que tanto el sector público como el privado ven en la recuperación terciaria una herramienta indispensable para extender la vida productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge, asegurando la sostenibilidad de la actividad y la creación de empleo en la región.

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Guerra en Medio Oriente: Irán bombardeó una de las petroleras más grandes del mundo en Arabia Saudita

La violencia en Medio Oriente sumó un nuevo capítulo tras el ataque de Irán a una petrolera de Arabia Saudita, uno de los principales productores de crudo del mundo.

La refinería, perteneciente a la firma petrolera Aramco y ubicada en la ciudad portuaria de Ras Tanura, recibió el impacto de los restos de drones iraníes interceptados por las defensas antiaéreas saudíes, lo que generó un incendio en las instalaciones.

El hecho se produjo este lunes y fue confirmado por el portavoz del Ministerio de Defensa saudí, Turki al Maliki, en un comunicado publicado por la agencia oficial saudí SPA, en el que señaló que no hay personal civil herido por este incidente.

Según detallaron diversos medios de la región producto del incendio, la refinería frenó su actividad por motivos de seguridad y cerró la planta momentáneamente, aunque, hasta el momento, Aramco no emitió ningún comunicado sobre esta medida.

De acuerdo a los videos que comenzaron a trascender en las redes sociales, se puede ver un humo negro espeso elevándose desde el lugar y el personal saliendo de las instalaciones. Ras Tanura se encuentra ubicada en la costa del golfo Pérsico, frente a territorio iraní.

Dicha refinería de crudo es una de las más grandes del mundo y también acoge una de las mayores terminales para la exportación de petróleo.

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El Gobierno busca sumar almacenamiento eléctrico en puntos críticos del país para reducir cortes de luz

El Gobierno abrió una convocatoria para la presentación de ofertas en busca de sumar almacenamiento eléctrico por baterías en puntos críticos del país, con el objetivo de robustecer el sistema y reducir los cortes de luz.

La convocatoria abierta nacional e internacional para incorporar centrales nuevas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS) en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y Buenos Aires, fue formalizada mediante la Resolución 50/2026 publicada este lunes en el Boletín Oficial.

Desde el Ejecutivo detallaron que “en esta etapa, se establece una potencia objetivo referencial de 700 MW con una inversión estimada en 700 millones de dólares” y explicaron que “la iniciativa está orientada a sumar respaldo al sistema y mejorar su respuesta ante situaciones de alta exigencia, aportando mayor seguridad operativa”.

En este sentido, remarcaron que “el almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio”.

La convocatoria se instrumentará a través de CAMMESA, que será responsable del procedimiento y de la celebración de Acuerdos de Almacenamiento que permitan brindar servicios de potencia y reservas operativas y de corto plazo para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

La medida se apoya en el antecedente de Almacenamiento en Gran Buenos Aires (ALMA-GBA), donde el Gobierno adjudicó 713 MW de almacenamiento en nodos críticos del AMBA, superando en más del 40% el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a US$540 millones.

La administración de Javier Milei destacó que en aquella oportunidad, “el alto interés del sector privado se reflejó en la participación de 15 empresas, con 27 proyectos presentados por 1.347 MW” y precisó que “actualmente se están realizando las obras necesarias para su puesta en marcha”.

En este contexto, valoró que “esta nueva convocatoria es una medida más en el marco del plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio, luego de dos décadas en las que no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura”.

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Grossi confirmó que no existen indicios de ataques o daños a las instalaciones nucleares iraníes

El director general del Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, confirmó este lunes que no existen indicios de ataques o daños a las instalaciones nucleares iraníes, pero alertó que es necesario que se evite una escalada bélica de consecuencias imprevisibles, informaron medios internacionales.

Durante la apertura de una reunión extraordinaria celebrada en Viena, Grossi subrayó que, hasta el momento, tanto la central nuclear de Bushehr, en el sur del país, como el Reactor de Investigación de Teherán no presentan ninguna afectación.

El argentino director del OIEA añadió en un informe anticipado hoy por Europa Press que la organización continúa monitorizando y evaluando cualquier consecuencia potencial de la ofensiva militar lanzada durante el fin de semana por Estados Unidos e Israel.

Grossi recordó que tanto Irán como otros Estados de la región, afectados a su vez por ataques de represalia lanzados por Irán, cuentan con plantas nucleares y reactores de investigación activos, algo que “eleva la amenaza para la seguridad nuclear”.

El responsable del OIEA reiteró que los ataques contra instalaciones nucleares nunca deben prodigarse, ya que estos hechos pueden dar lugar a la liberación de materiales radiactivos que suponen riesgos graves más allá de los límites territoriales del país directamente afectado.

Grossi reveló que el organismo no deteectó “un aumento de la radiación por encima de los valores normales en los países que hacen frontera con Irán”, según informó el medio.

Sin embargo, manifestó preocupación ante el ataque y remarcó que están intentando establecer comunicación con las autoridades regulatorias iraníes, hasta ahora sin respuesta.

Luego advirtió que para prevenir que Irán obtenga armas nucleares y para preservar la efectividad del régimen global de no proliferación es indispensable regresar “a la diplomacia y a las negociaciones”.

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Milicic participa en PDAC y avanza con obras de infraestructura minera en Perú

La empresa asistirá como aliada de la Cámara de Comercio Canadá Perú

La empresa constructora Milicic participará del 2 al 5 de marzo en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), que se celebra en Toronto y es considerada uno de los principales encuentros internacionales del sector minero. En esta edición, la empresa asistirá como aliada de la Cámara de Comercio Canadá Perú, con el objetivo de ampliar su presencia internacional y fortalecer vínculos con referentes de la industria.

El evento funciona como una plataforma para el intercambio técnico y la generación de oportunidades comerciales vinculadas a la exploración y el desarrollo de proyectos mineros. Desde la compañía señalaron que su participación apunta a consolidar relaciones con actores del sector y a avanzar en iniciativas asociadas a la innovación y el desarrollo sostenible.

Avance de obras en la Unidad Minera Constancia

En paralelo a su agenda internacional, Milicic inició en Perú la ejecución de obras civiles vinculadas a la implementación del sistema de chancado de Pebbles en la planta de procesos de la Unidad Minera Constancia, operada por Hudbay Perú S.A.C..

La planta fue diseñada para concentrar cobre y molibdeno mediante distintas etapas, que incluyen chancado primario, molienda en molinos SAG y de bolas, clasificación en hidrociclones, flotación, remolienda, espesamiento, filtración y disposición de relaves. El proyecto actualmente en ejecución contempla la incorporación del sistema de manejo de Pebbles —previsto en la ingeniería original— con el objetivo de optimizar el circuito de conminución.

Según indicó Omar Bayona, residente de proyecto, se trata del primer gran desafío de construcción en infraestructura minera encomendado a Milicic Perú por parte de Hudbay, compañía con operaciones a nivel internacional.

Alcance técnico y ejecución en entorno altoandino

El alcance de los trabajos incluye la ejecución de plateas de cimentación, zapatas aisladas, losas y pedestales de hormigón armado, con un volumen estimado de 1.650 metros cúbicos de concreto y 185 toneladas de acero. Estas estructuras servirán de base para la instalación del sistema de manejo de Pebbles en la planta concentradora.

Las tareas contemplan replanteo, relevamiento de información en campo, excavaciones, rellenos, construcción de estructuras de hormigón simple y armado, además de instalaciones provisorias e ingeniería de soporte para la etapa constructiva.

Juan Pablo Menin, gerente de Operaciones, señaló que el proyecto se ejecuta bajo estándares de seguridad, salud ocupacional, medio ambiente y calidad alineados con los sistemas de gestión del operador, en un contexto geográfico exigente como el de las zonas altoandinas del Perú.

El avance de esta obra en la región de Cusco marca un nuevo paso en la estrategia de expansión regional de Milicic en el segmento de infraestructura minera, en un país que concentra una parte significativa de los desarrollos del sector en América Latina.

, Redaccion EconoJournal

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Loginter descargó tres locomotoras para el Ferrocarril San Martín

La compañía descargó tres locomotoras de 114 toneladas cada una, destinadas al Ferrocarril San Martín

Loginter llevó adelante una operación en la Dársena E del Puerto de Buenos Aires, donde descargó tres locomotoras de 114 toneladas cada una, destinadas al Ferrocarril San Martín.

La maniobra requirió una planificación operativa especializada y se ejecutó en modalidad tándem, con dos grúas operando en simultáneo para cada unidad debido a su peso y dimensiones. La operación incluyó además la descarga de cajonería con repuestos correspondientes a las locomotoras, garantizando una gestión integral de la carga.

La descarga de las tres locomotoras

«Este tipo de operaciones demuestra la capacidad técnica y la experiencia de Loginter en el manejo de cargas de proyecto y movimientos de gran porte, que demandan altos estándares de seguridad, coordinación y eficiencia operativa», indicaron desde la empresa.

Asimismo, la participación en este tipo de iniciativas, contribuye al desarrollo del sistema ferroviario argentino, acompañando proyectos estratégicos que impactan directamente en la logística y la conectividad del país.

, Redaccion EconoJournal

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Argentina lanzó una nueva licitación por 700 MW de almacenamiento con contratos a 15 años

El gobierno de Argentina lanzó la licitación AlmaSADI por 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone, con el objetivo de reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir cortes de suministro en distintas regiones.

La convocatoria, formalizada mediante la Resolución SE 50/2026, prevé una inversión estimada en USD 700 millones y contratos de hasta 15 años. Y tal como había adelantado Energía Estratégica meses atrás, el ejecutivo avanzó con un esquema que finalmente tendrá a CAMMESA como offtaker, en donde la remuneración se centra en la disponibilidad de potencia. 

La presentación de ofertas técnicas y administrativas (sobres A) está prevista para el 8 de mayo, y su evaluación se desarrollará hasta el 21 de mayo, y el 28 de mayo se publicará la calificación correspondiente. 

Mientras que la apertura y evaluación de ofertas económicas (sobres B) se realizará el 5 de junio, con adjudicación prevista para el 19 de junio, y firma de contratos a partir del 25 de junio de 2026 . De esta manera, el proceso completo se concentra en menos de cuatro meses desde la publicación del pliego hasta la suscripción contractual.

En cuanto a los plazos para la entrada en operación de los proyectos adjudicados, el 1 de enero de 2027 será la fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos adjudicados. 

AlmaSADI tendrá al Litoral y Noreste Argentino como principales regiones para la instalación BESS (65% del total licitado) y la potencia a adjudicar se distribuirá de la siguiente manera 

  • Buenos Aires (sin AMBA): 150 MW
  • Centro: 100 MW
  • La Pampa: 50 MW
  • Litoral: 220 MW
  • Noreste Argentino (NEA): 250 MW
  • Noroeste Argentino (NOA): 120 MW

Los proyectos deberán presentar entre 10 MW y 150 MW de potencia, o la capacidad específica indicada en los Nodos de Conexión; sumado a que se establece un requerimiento máximo de 180 ciclos completos de carga y descarga por año, junto con la obligación de garantizar la provisión de potencia comprometida durante al menos cuatro horas consecutivas

La licitación se apoya en el antecedente AlmaGBA, la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala stand-alone en el país, en la que se adjudicaron 713 MW en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires.

Dicha convocatoria superó más del 40% el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a USD 540 millones, y allí participaron 15 empresas que presentaron 27 proyectos por un total de 1.347 MW, y actualmente se ejecutan las obras correspondientes.

Señal económica: tope de USD 12.500/MW-mes y estructura de incentivos

El pliego establece un Valor Máximo de Adjudicación de USD 12.500 por MW-mes para el Valor Ofertado, enviando una señal clara sobre el techo económico que el Estado está dispuesto a reconocer por potencia de almacenamiento disponible.

La remuneración mensual de potencia se calculará como: (Valor Ofertado + Valor incentivo) multiplicado por el Factor Anual (FA), el Factor de Estacionalidad (FE), la Potencia de Almacenamiento Disponible y la relación entre Horas de Almacenamiento Validadas y Horas Comprometidas.

El Factor Anual será de 1,30 en 2026; 1,25 en 2027; 1,10 en 2028; 1,00 entre 2029 y 2036; y 0,50 entre 2037 y 2041. Mientras que el Factor de Estacionalidad será de 1,20 para los meses de enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre; y de 0,80 para abril, mayo, agosto, septiembre, octubre y noviembre. 

Adicionalmente, el Acuerdo de Almacenamiento contemplará el pago de la energía suministrada a razón de USD 10 / MWh hasta 2037, año a partir del cual la remuneración se regirá por el Mercado Spot. 

En paralelo, hasta la habilitación comercial los adjudicatarios deberán cumplir con un esquema progresivo de pagos al OED. Dentro de los 10 días hábiles posteriores a la adjudicación deberán abonar el equivalente en pesos a USD 4000 / MW adjudicado

Posteriormente, los pagos trimestrales serán de USD 4.000 por MW hasta el cuarto trimestre de 2027; USD 6000 / MW durante 2028; y USD 8000 / MW durante 2029.

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Magnon proyecta alcanzar 2000 GWh de energía térmica renovable en 2030 con más de 30 proyectos en España

Magnon, tiene como objetivo alcanzar 2000 GWh de energía térmica renovable en 2030 mediante el desarrollo de más de 30 proyectos en España. El plan contempla inversiones en instalaciones de producción de calor renovable, contratos de suministro energético a largo plazo con clientes industriales y la gestión de más de 800000 toneladas anuales de biomasa destinadas a usos térmicos, contribuyendo de forma directa a la descarbonización de sectores intensivos en consumo fósil. 

La compañía cuenta con destacados contratos con empresas de referencia del sector agroalimentario, contribuyendo a su descarbonización y reforzando el compromiso con la sostenibilidad y la economía circular.

 “Nuestro objetivo es desplegar más de 30 proyectos basados en contratos de suministro de energía térmica a largo plazo con clientes industriales”, destacó Guillermo Negro, consejero delegado de Magnon, en diálogo con Energía Estratégica.

Magnon suma una larga trayectoria en generación de energía eléctrica con biomasa, ¿Qué papel juega la compañía en ese ámbito?

Además de la energía térmica renovable, entre sus actividades, Magnon tiene una trayectoria en generación de energía eléctrica a partir de biomasa que le aporta largos años de experiencia en operación de plantas de biomasa y en la gestión de la cadena logística del recurso. 

Sobre este punto, Guillermo Negro apuntó que Magnon es “el mayor gestor de biomasa de España y líder en la producción de energía renovable a partir de biomasa agrícola y forestal”. 

Con 266 MW de potencia instalada en ocho plantas de generación eléctrica renovables situadas en Huelva, Ciudad Real, Córdoba, Jaén y Mérida, “sumamos cerca de dos millones de toneladas de biomasa gestionadas cada año, transformamos restos del campo – como poda de olivar, sarmiento, orujillo, paja de maíz, restos forestales y restos de jardinería – cuya trazabilidad está garantizada mediante certificaciones internacionales como SURE y PEFC, alineadas con la Directiva Europea de Energías Renovables”, apuntó.

Entre las apuestas estratégicas de la compañía destaca el desarrollo de combustibles renovables como el e-metanol y la implementación de sistemas de captura de CO₂ biogénico. Así, desde sus centros de energías renovables de Huelva, Puertollano y Mérida la compañía está trabajando para convertir el CO biogénico que se produce en estas instalaciones en los combustibles del futuro gracias a la combinación con hidrógeno verde. 

En concreto, la compañía está desarrollando un hub energético en estos tres emplazamientos para producir e-metanol, al ser España un territorio especialmente competitivo para el despliegue de los combustibles renovables, según destaca el CEO de Magnon.

¿Qué aspectos regulatorios consideran prioritarios para el desarrollo de la biomasa en España?

Desde Magnon se considera prioritario, en el ámbito de la generación eléctrica renovable, contar con un marco regulatorio estable, predecible y alineado con la realidad técnica de la biomasa, que reconozca su carácter de energía renovable gestionable, además de las externalidades positivas que conlleva su uso, desde el punto de vista de vertebración del rural, creación de empleo de calidad en áreas con tendencia a la despoblación y contribución a la prevención de incendios forestales, entre otras..

Asimismo, es clave agilizar la tramitación administrativa, garantizar la coherencia entre normativas ambientales y energéticas, y reforzar el papel de la biomasa en los planes nacionales de energía y clima, tanto para electricidad como para usos térmicos e industriales.

En su visión, la competencia con otras fuentes intermitentes es un desafío estructural, pero al mismo tiempo una oportunidad para destacar el carácter local, gestionable y estable de la biomasa que “debe desempeñar un papel estratégico en la transición energética española y europea”, remarcó el CEO de Magnon. 

En este sentido, la compañía, no solo aporta energía limpia, sino que también contribuye a fijar población en entornos rurales y fomentar una economía circular de base local, donde la energía renovable se construye a partir de recursos disponibles y gestionados de forma sostenible.

“Queremos consolidar un modelo energético competitivo, con innovación, eficiencia y capacidad de respuesta a las necesidades reales de la industria y del conjunto de la sociedad”, concluyó Guillermo Negro.

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Segunda generación de subastas en Colombia: el reto de diferenciarse en un mercado de PPAs consolidados

La nueva subasta de largo plazo en Colombia se lanza en un escenario muy distinto al de sus antecesoras. Mientras en 2019 el mercado carecía de contratos suficientes para respaldar financiamiento estructurado, hoy los desarrolladores negocian PPAs de hasta 15 años con condiciones que permiten cerrar Project Finance sin acudir necesariamente al mecanismo estatal.

El cambio de contexto responde a una señal clara: la posible estrechez del sistema hacia 2027–2028, en un entorno marcado por retrasos en expansión de red y limitaciones en asignación de puntos de conexión. Ante ese panorama, comercializadores y grandes consumidores comenzaron a asegurar suministro con mayor anticipación, dinamizando el mercado bilateral.

“Esas subastas se hicieron en un contexto en el cual no había muchos PPAs bilaterales de largo plazo en el mercado”, explicó Manuel Gómez Fajardo, experto en energía y regulación. La diferencia estructural entre aquel momento y el actual redefine el rol que debe cumplir el nuevo proceso.

Hoy el interrogante no es si la subasta es necesaria, sino cómo se adapta a un ecosistema más sofisticado. “Hoy existen PPAs de entre 12 y 15 años que antes no se estaban ofreciendo”, afirmó Gómez Fajardo, quien participó en la negociación de más de una decena de contratos recientes desde ambos lados de la mesa.

Este avance no debilita el mecanismo. Eleva el estándar. Si el mercado ya ofrece estabilidad contractual y plazos suficientes para estructurar deuda, la subasta deberá aportar un diferencial tangible en materia de garantías, perfil de riesgo o previsibilidad regulatoria.

El carácter voluntario del esquema introduce una lógica competitiva inevitable. Generadores y demanda evaluarán si el proceso ofrece mejores condiciones que las que pueden conseguir de manera bilateral.

Si esta subasta está compitiendo con un producto que ya existe en el mercado, tiene que aportar algo demasiado atractivo para que realmente sea exitosa”, advirtió el especialista. El éxito dependerá de que el diseño contractual resulte más eficiente o seguro que las alternativas disponibles.

Para la banca, el análisis continúa centrado en la estabilidad del ingreso y la calidad del offtaker. La duración del contrato, la solvencia de la contraparte y la consistencia institucional pesan más que el canal de adjudicación. En un entorno donde algunos comercializadores enfrentan tensiones financieras, la estructura de garantías adquiere especial relevancia para el capital internacional.

En este punto, la subasta puede jugar un rol estratégico: estandarizar contratos, transparentar condiciones y ampliar el acceso a la demanda con respaldo sólido. No como sustituto del mercado bilateral, sino como complemento que fortalezca la disciplina financiera.

Además, el proceso se desarrolla en un año preelectoral —con elecciones presidenciales previstas para el 31 de mayo de 2026—, lo que introduce una variable institucional adicional. La previsibilidad regulatoria y la independencia del regulador serán factores determinantes para mantener confianza inversora.

Además, Gómez Fajardo sostuvo que la discusión sobre la pertinencia del mecanismo no es el eje central. El debate real es si el diseño logra responder a la nueva realidad del mercado.

Con una transición energética en marcha y señales de estrechez en el horizonte, Colombia enfrenta una etapa distinta. La subasta ya no opera como motor inicial de expansión renovable, sino como herramienta de ajuste fino en un mercado que maduró rápidamente y que hoy exige sofisticación contractual y financiera.

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Factiun presenta su hoja de ruta: adaptabilidad y CAPEX bajo control en un mercado donde “ya no quedan suelos planos”

La creciente complejidad de los emplazamientos solares en el sur de Europa redefine hoy la ecuación técnica y financiera de los proyectos utility scale. Las topografías irregulares, los layouts más exigentes y los condicionantes de viento ya no son casos aislados, sino la nueva norma del desarrollo fotovoltaico.

“Ya no queda un proyecto con suelo plano, no queda ninguno, yo creo. Los proyectos cada vez son más complejos, terrenos más complejos, layouts más complejos”, aseguró Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun, durante su ponencia en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 500 líderes del sector.

En ese escenario, la apuesta de Factiun se estructura en torno a un enfoque integral que combina producto, ingeniería aplicada y servicio especializado para sostener la rentabilidad.

Nuestra apuesta siempre ha sido y siempre será apostar por el servicio”, afirmó Landa, al explicar que la viabilidad no depende únicamente de la estructura, sino de cómo esa estructura se integra al diseño global del proyecto.

El directivo sostuvo que la creciente sofisticación de los desarrollos exige abandonar soluciones estandarizadas. “No tratar de encajar una solución única para todos los proyectos”, explicó, al detallar que la compañía trabaja con un portfolio que abarca estructura fija, sistemas de seguimiento y soluciones para agrovoltaica adaptadas a cada emplazamiento.

La implementación ocupa un lugar central dentro de la estrategia de la compañía. La estructura, según planteó el CEO, debe funcionar como articuladora entre ingeniería, terreno, requisitos del cliente y ejecución en campo. “La manera más importante es teniendo esas posibilidades desde la capa del servicio, desde la capa de aterrizar los productos a los proyectos”.

Siguiendo esa línea, Factiun desarrolló un software para la implementación de proyectos con el objetivo de facilitar la coordinación técnica y reducir fricciones durante la construcción de las plantas. Se trata del sistema Backtracking 3D, que permite optimizar el comportamiento de los seguidores en terrenos irregulares, y herramientas de software y control orientadas a integrar datos topográficos y parámetros estructurales para anticipar interferencias, mejorar la precisión del diseño y minimizar riesgos en fase de ejecución.

“No hay que quedarse solo en el momento del suministro, los proyectos hay que ejecutarlos correctamente, en plazo, en tiempo.Hay mecanismos para conseguir que esas topografías, que esos layouts, que esos emplazamientos con vientos fuertes no terminen en un CAPEX descontrolado”, explicó el ejecutivo.

La estrategia de Factiun se apoya además en presencia territorial. La compañía opera con equipos locales en España, Italia, Francia, Alemania y Polonia, y mantiene presencia en India, China, Perú y Brasil. La reciente apertura de filial en Italia refuerza su posicionamiento en el sur de Europa, uno de los mercados con mayor dinamismo solar y creciente sofisticación técnica.

“La principal apuesta es la adaptabilidad y aterrizarla a cada uno de los proyectos a través del servicio”, resumió Landa Labiano.

Y concluyó: «Trabajar todos por viabilizar los proyectos, tecnología y poner esa tecnología en servicio de los proyectos con unas soluciones bancables y con unas soluciones que sean efectivas y ejecutivas”.

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El CEO de Saeta Yield pide bajar fiscalidad y dar certidumbre al almacenamiento: “Sin reglas claras no hay inversión”

La advertencia es clara: la falta de señales fiscales y regulatorias está condicionando las decisiones de capital en el sector renovable español. Así lo planteó Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield (Grupo Masdar), quien durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026 pidió una redefinición estructural del marco energético.

“Como inversores de largo plazo lo que necesitamos es visibilidad del plan del Gobierno, tener una buena planificación energética y una buena regulación”, afirmó el ejecutivo, dejando en claro que la discusión ya no pasa solo por objetivos de capacidad instalada, sino por la calidad del entorno normativo.

El primer punto crítico es la carga tributaria sobre la electricidad, precisamente el vector que debe liderar la descarbonización. “Creo que el sector eléctrico, que es el único vector energético que realmente puede descarbonizar, se encuentra con una fiscalidad excesivamente alta.

Los consumidores están pagando más de un tercio del precio que pagan en impuestos o en algún tipo de imposición”, sostuvo.

Para el CEO, si se pretende electrificar industria, transporte y consumo residencial, el tratamiento impositivo debería alinearse con ese objetivo estratégico.

El segundo eje es la flexibilidad del sistema, donde el almacenamiento aparece como condición necesaria para seguir ampliando capacidad.

“Hoy en día el sistema parece que ha llegado a su máximo desde un punto de vista de la oferta. Si no crece la demanda, o buscamos mecanismos de flexibilidad en las redes, y eso es principalmente almacenamiento y mayor inversión en redes, o veo que no podemos avanzar en lo que es la parte de la oferta y la generación”, advirtió.

En ese contexto, Saeta impulsa un proyecto de almacenamiento de 92 MW con capacidad de carga, presentado a la ronda de ayudas FEDER el año pasado.

“Afortunadamente acudimos a la ronda de subvenciones en el año pasado y la idea es terminar la permisología este año y ponerlo en marcha el año que viene”, explicó.

Sin embargo, la viabilidad de este tipo de desarrollos depende en gran medida del apoyo público, señalando que el almacenamiento podría enfrentar dinámicas desordenadas similares a las vividas en la fotovoltaica si no se establecen reglas claras de largo plazo.

O tienes la subvención FEDER o es muy complicado que saques un proyecto adelante. No hay esa visibilidad tanto a nivel de planificación energética como regulatoria como para poder avanzar de una forma quizás más masiva en la inversión”, sostuv0 el ejecutivo.

Por otro lado, Pérez de Lema subrayó la necesidad de revisar el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), ya que considera que ha quedado desfasado frente a la realidad actual del sector renovable y no funciona como una referencia de largo plazo. En ese sentido, planteó que es necesario redefinir la hoja de ruta energética mediante consensos amplios que otorguen estabilidad y previsibilidad al mercado.

“Yo creo que hay que reevaluar dónde estamos, definir un nuevo plan energético y hacer posible con un cierto consenso entre las partes. Se utiliza la energía como arma política arrojadiza y aquí cabemos todos en este sector y somos todos necesarios”, señaló.

La falta de actualización normativa se combina con obstáculos administrativos. Sobre la tramitación de proyectos, el CEO es categórico: “Es un viacrucis, es un auténtico viacrucis”.

“Hay tecnologías que son más fáciles de buscar alternativas para construirse, pero otras no lo son, y esas tecnologías, como puede ser la eólica o la hidráulica, necesitan una permisología distinta”, agregó.

El contexto, además, marca una nueva etapa en la transición. “Hemos vivido en los últimos cinco años en una fase de descarbonización relativamente sencilla porque era sustituir otra tecnología con una competitiva. Pero si queremos empezar a descarbonizar las noches, si queremos empezar a descarbonizar la potencia, esto ya no sale gratis”, apuntó.

«O sacamos marcos regulatorios de largo plazo, que nos den una visibilidad para poder tomar decisiones de inversión o es muy complicado”, agregó el CEO de Saeta Yield.

La señal al Ejecutivo es clara: sin revisión fiscal, actualización del PNIEC, reglas estables para almacenamiento y simplificación administrativa, la transición energética avanzará por debajo del potencial que el propio sistema podría alcanzar.

“Al final esto va de diversificar el mix, de hacer las inversiones adecuadas para que podamos reindustrializar este país que tenemos una oportunidad, en mi opinión, muy buena”, concluyó.

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Mike Meding, CEO de Los Azules: “Cuando uno recomienda la construcción de la mina tiene que tener los fondos y en eso estamos trabajando”

«La capacidad técnica nosotros la tenemos», aseguró Meding a EconoJournal luego de exponer a sala llena en el Argentina Mining en la PDAC.

Mike Meding, vicepresidente de McEwen Copper y CEO del proyecto de cobre Los Azules, expuso este domingo a sala llena en el Argentina Mining Day organizado en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). Los Azules, ubicado en la provincia de San Juan, es el primer proyecto de cobre aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), pero todavía no tiene garantizados los fondos para iniciar su construcción.

En diálogo con EconoJournal, Meding sostuvo que trabaja para conseguir ese financiamiento y aclaró que, si bien el CAPEX del proyecto es de 2700 millones de dólares, la aprobación del RIGI obliga a invertir en los dos años posteriores a su aprobación solo el 40% de la inversión mínima comprometida. “El mínimo son 200 millones de dólares. Por lo tanto, estamos obligados a invertir 80 millones de dólares”, remarcó.

–El año pasado recibieron la aprobación del RIGI para el proyecto Los Azules, ¿cuándo podría empezar su construcción?

Nosotros estamos haciendo en este momento la ingeniería para llegar a una decisión de construcción a fines de 2026. Espero para noviembre o diciembre poder tener la ingeniería de detalle a un nivel que nos permita recomendar al directorio la construcción. Dado que la factibilidad era bastante detallada, creo que en lo técnico estamos muy bien preparados. Al mismo tiempo estamos realizando los trabajos para obtener el financiamiento porque cuando uno recomienda la construcción tiene que tener los fondos para poder hacerlo y en eso estamos trabajando.

–Sin un socio grande como BHP o Río Tinto, ¿se puede avanzar igual o ese socio es indispensable?

La capacidad técnica nosotros la tenemos. Por ahí no estoy preocupado. Un socio como Río Tinto, que ya invirtió en nuestra empresa 100 millones de dólares, ayuda al balance sheet y a los completion guarantees, las garantías de terminar el proyecto para poder obtener el financiamiento. Eso es importante y habitualmente estos proyectos no se financian solo con un socio. Si bien nuestro proyecto es “relativamente económico”, igual son 4000 millones de dólares que tenemos que financiar. Es decir, un socio estratégico ayuda bastante. Es mucho más fácil con un socio grande, pero existen varios socios que podrían ser los indicados. Lo típico es un project finance con el apoyo de un trading house, los típicos grandes que transan los minerales que también inviertan y ahí estamos viendo cual es la mejor forma de asociarse. Ofertas hay, pero ahora resta ver quién es el mejor.

–Cuando aprueban el RIGI te dan dos años para desembolsar el 40% de la inversión comprometida. Entiendo que en el RIGI no comprometieron los 4000 millones que mencionó recién sino una cifra menor.

Nosotros hicimos la presentación con la información de la PEA que tuvimos en su momento. La PEA arrojó un CAPEX de 2700 millones de dólares, pero lo que hay que invertir en los primeros dos años es el 40% del mínimo y el mínimo son 200 millones de dólares. Por lo tanto, estamos obligados a invertir 80 millones de dólares en los primeros dos años.

–Eso podrían desembolsarlo incluso sin empezar la construcción

Sin problemas.

–¿Les cambia algo a ustedes si finalmente se reforma la ley de Glaciares como pareciera que va a ocurrir?

Creo que la reforma de la ley de Glaciares, tal como pasó por el Senado, da mucha más certidumbre al sector minero, mucha más certidumbre al sector de exploración. Es apta para atraer más inversiones porque da más tranquilidad a los inversores y al mismo tiempo sigue protegiendo lo que es el objetivo de la Ley de Glaciares: la protección de recursos estratégicos de agua. Creo que es un muy buen balance entre previsibilidad y protección.

–¿Y a ustedes en el proyecto Los Azules como les impacta?

Si el proyecto avanza y llega a 30, 40 o 50 años, la reforma de la Ley de Glaciares obviamente ayuda.

–Hay nueve grandes proyectos de producción de cobre en gateras, algo inédito en la historia argentina de los últimos años ya que desde 2018 Argentina no produce cobre en cantidades industriales, pero ninguno de esos nueve tiene la decisión final de inversión, ¿qué es lo que frena esa decisión? El gobierno primero sacó el RIGI, ahora va a reformar la ley de Glaciares, quiere generar cierta certidumbre político-económica, ¿alcanza con eso o qué falta?

Es un tema de tiempos porque para la decisión necesitas tener un cierto grado de información técnica. Eso es lo principal porque una mina no se construye en un año. Normalmente un proyecto minero necesita 15 o 20 años entre el descubrimiento y la entrada en producción, dependiendo de la jurisdicción. No es que, porque se sanciona una ley o se otorgan una serie de incentivos, mañana se hace una mina. Así no funciona el sector. Son inversiones de largo plazo y de mucha densidad de información técnica que hay que obtener, pero sin el marco regulatorio adecuado no se hacen las inversiones para llegar a ese punto. Yo veo con muy buenos ojos lo que ha pasado. Desde que fue elegido el presidente Javier Milei, ha mostrado una voluntad de desburocratización y de apoyo a la industria, de apoyo a las industrias, no solo a la minera, y ha mostrado gobernabilidad, que puede implementar y sostener reformas de forma muy importante. Y todas son buenas noticias.

–Las proyecciones oficiales marcan que en la próxima década va a despegar la producción de cobre y las exportaciones en el país, de la mano de un crecimiento de las inversiones y el supuesto que está detrás de eso es que el precio del cobre va a subir porque hay una demanda creciente y la oferta no alcanza a compensar a la demanda. ¿Comparte ese diagnóstico y cree que varios de esos proyectos pueden entrar en producción en la próxima década?

Sí, hay muchos proyectos que están bastante avanzados. Los cinco grandes proyectos están todos por desarrollarse pronto. Veo con muy buenos ojos el sector y la posibilidad de que Argentina pueda jugar un rol muy importante dentro de los próximos diez años en la producción de cobre.

–El CEO de BHP. Mike Henry, dijo el año pasado aquí en la PDAC que Argentina puede convertirse en uno de los cinco mayores productores de cobre a nivel mundial, ¿es muy optimista eso?

Yo tenía el dato de que podía ser top 10, pero dependerá de cómo vaya el crecimiento de los distintos proyectos. Cuando un proyecto avanza, automáticamente atrae más inversión. Hay un circuito virtuoso o, en otras palabras, la marea alta sube todos los barcos.

¿Entonces en la próxima década cuántos de estos proyectos grandes pueden entrar en producción?

En los próximos diez años por lo menos cinco.

–¿Y Los Azules está entre esos cinco?

Sí, obvio.

–Usted decía que la construcción de Los Azules puede empezar entre 2027 y 2029, ¿cuántos años hay que esperar para que ese proyecto comience a producir.

Nosotros tenemos un tiempo estimado de construcción previsto de 33 meses. Estimamos que se podría producir cobre a partir de 2029, pero la declaración de producción comercial con un cierto nivel de capacidad esperamos para 2030.    

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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Alberto Carlocchia: “La minería moderna puede convivir tranquilamente con la protección del agua”

“La minería tiene que ser una causa de Estado», sostuvo Carlocchia.

TORONTO. -Canadá es el principal inversor minero en Argentina y una de las potencias del sector a nivel global. Alberto Carlocchia se desempeña como coordinador del Comité de Minería de la Cámara de Comercio Argentino Canadiense, entidad encargada de potenciar la relación sectorial entre ambos países. EconoJournal conversó en la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) con este abogado, que antes trabajó en Cerro Negro, Cerro Vanguardia, Cerro Moro y Patagonia Gold, sobre el potencial de la minería argentina y las distintas medidas que viene tomando el gobierno para promover la actividad, como el RIGI y la modificación de la Ley de Glaciares. “La minería tiene que ser una causa de Estado, que todos la defiendan a rajatabla y que sea algo intocable para que se constituya en prosperidad para nuestra gente”, aseguró.

–Las proyecciones oficiales sobre la actividad minera prevén un fuerte crecimiento de la inversión extranjera directa, la producción y las exportaciones en los próximos años. ¿Ese escenario se va a cumplir o puede verse frustrado?

El mundo necesita recursos minerales que Argentina tiene. Por lo tanto, tarde o temprano, ese despegue se va a dar. La única manera de pasar de la ilusión a la prosperidad, y que eso se pueda traducir en bienestar para la gente, es desarrollando nuestros recursos. Se han dado pasos para que la expectativa empiece a ser realidad. Uno de esos pasos es el RIGI. El RIGI es una herramienta que nos da competitividad y pone a nuestro país dentro de un espectro de potenciales destinos de inversión en minería. Nos saca del banco de suplentes, hablando en términos futbolísticos, y nos pone adentro de la cancha. Ahora depende de nosotros jugar el partido. Para eso se necesita no solamente una ley, porque por sí sola una ley no construye las minas. Se necesita gestión y que estas nuevas reglas perduren en el tiempo, que la competitividad que te da el RIGI sea de largo plazo y trascienda a los distintos gobiernos.

–¿Se puede brindar esa garantía de largo plazo en un país donde en su momento se aprobó la ley de inversiones mineras que prometía estabilidad fiscal por 30 años y después no se la cumplió?

La única manera es que haya un acuerdo político para que la minería no solo sea una política de Estado sino una causa de Estado, que todos la defiendan a rajatabla y que sea algo intocable para que se constituya en prosperidad para nuestra gente.

–¿Hoy la minería es una causa de Estado?

Lo que yo veo es una decisión muy fuerte de un gobierno, que tiene respaldo popular, para ir por ese camino. Asegurar que esto va a ser así en el futuro, no se lo puede asegurar en ningún lado, pero la trayectoria del país ofrece ciertas pautas. Además, hay un cambio muy importante en la sociedad respecto de acompañar lo que creen que les va a ser beneficioso y les va a dar prosperidad. Y eso también lo estamos viendo en el sector minero.

–En algún momento la aprobación de los RIGI para los distintos proyectos venía demasiado lenta. ¿Se aceleraron los plazos?

Hace unos meses advertí que el RIGI es como tener una Ferrari, pero el problema era que no le estábamos poniendo nafta. Bueno, el surtidor empezó a despachar combustible, empezaron a salir los RIGI, se empezó a mover el tema y creo que se va a seguir moviendo. Igual, como decía el gran Mostaza Merlo, hay que ir paso a paso. Hay decisiones que son cruciales para el país, no solamente para el sector minero, como la flexibilización laboral, la reforma tributaria y la adecuación de la Ley de Glaciares.

–Un cuestionamiento que se les suele hacer a muchas empresas del sector minero es que prometen grandes inversiones, pero luego ponen excusas para no invertir. En un momento reclamaban acceso preferencial al mercado de cambios, luego el RIGI, luego la falta de infraestructura y últimamente la reforma de la ley de Glaciares.

Para poder desarrollar proyectos como los que necesita nuestro país, para ser previsibles y para estar en condiciones de competir con el mundo esos son temas que deberían estar garantizados. La industria minera tiene características totalmente distintas a lo que estamos acostumbrados los argentinos con nuestra mentalidad cortoplacista. Filo del Sol obtuvo resultados espectaculares. ¿Usted cree que fue porque un geólogo estaba caminando a 5.000 metros de altura, se tropezó con una piedra y se cayó adentro de un depósito lleno de oro y de cobre? No, hace más de 25 años que se está explorando esa zona. A pérdida. ¿Por qué digo a pérdida? Porque a lo mejor eso en ningún momento se iba a convertir en una mina. Entonces, no es que el sector pide por pedir, porque quiere estar cómodo, sino porque las características de la industria minera lo demandan. La infraestructura y los tiempos de la Argentina hoy no están hechos para la industria minera, como sí están hechos en otros países con un desarrollo minero que a su vez ha impulsado otras actividades económicas. Argentina no miró su gran potencial minero hasta la década del 90, y empezó a desarrollarlo en la segunda mitad de esa década. Comparado con países como Canadá o Australia, nosotros somos muy jóvenes y todo este proceso hay que transitarlo. La única manera de avanzar es que los proyectos se vayan realizando y empiecen a mostrar un cambio en la matriz productiva.

La industria minera de Chile y Canadá

–Siempre se suele poner el ejemplo de Chile que comparte la cordillera con Argentina y su producción minera representa 12 puntos del PBI mientras que en Argentina no llega al 1%. ¿Qué hizo Chile que no hizo Argentina?

El gran potencial de Chile es la cordillera. Sus oportunidades de desarrollar otras industrias son más acotadas con respecto a la Argentina. En ese sentido es una situación similar a la de la provincia de San Juan. En San Juan el 70% del territorio es montaña. No van a plantar soja ahí. Ahora bien, desde el punto de vista geográfico, nosotros como país nos asimilamos más a Canadá que a Chile. Por el tamaño y por las oportunidades de generación de desarrollo a partir de determinados recursos. Ahora bien, lo que nosotros tenemos que tener claro es que por tener recursos no somos un país rico, y que es hora de que pongamos foco en la diversificación de nuestra matriz productiva. Si logramos como país aprovechar todas las potencialidades que tenemos la verdad es que Argentina podría ser tranquilamente una potencia. En eso le doy la derecha al presidente. Argentina tiene todas las condiciones para ser potencia, depende puramente de nosotros. Tenemos la posibilidad como país de ampliar la torta y de que haya porciones para todos. Ahora, si nos cerramos y esa torta no se agranda, se va a achicar tanto que va a terminar siendo un alfajor.

–Si la referencia es Canadá, entonces la pregunta es, ¿qué hizo Canadá que la Argentina no hizo?

Canadá no necesita un RIGI porque esa es la regla. El RIGI debería ser la condición general, no la excepción. La discusión no tiene que estar centrada en si desarrollamos o no nuestros recursos naturales sino en cómo los desarrollamos.

–Algunos sectores rechazan que Argentina se convierta en lo que califican como una economía extractivista.

La verdad es que ese término es nefasto. Somos un país que desarrolla su industria y sus potencialidades, y no veo que haya algo de malo en eso.

Modificación de la Ley de Glaciares

–¿La modificación de la ley de Glaciares es indispensable para que los grandes proyectos de cobre arranquen?

No me puedo meter en cada proyecto en particular porque realmente desconozco cómo es su estructura, tamaño y el lugar en el que está e incluso dónde están ubicados los 16.000 glaciares que verificó el IANIGLA, pero si hablamos de seguridad jurídica, hoy la ley de glaciares es una zona gris. El problema de la ley no es su objetivo de protección, que comparto plenamente, el problema son sus definiciones tremendamente amplias, Los expertos señalan que tenés glaciares de escombros que están inactivos y suelos congelados que no aportan agua. Hay una confusión que paraliza proyectos. Esa confusión es la que hay que aclarar, porque hay proyectos que necesitan llevarse adelante, porque son oportunidades de desarrollo para los ciudadanos en un país que lo necesita. Entonces, necesitamos una adecuación técnica.

Con esto no quiero que se crea que estoy hablando de un retroceso ambiental. La minería moderna puede convivir tranquilamente con la protección del agua, pero hacen falta reglas claras y basarnos en la ciencia, no en las interpretaciones ideológicas. Por ejemplo, a menudo se ilustra el debate de la ley de glaciares con imágenes del glaciar Perito Moreno. Viví en Santa Cruz, tuve la oportunidad de estar ahí, de ver rompimientos. Es una obra maestra de la naturaleza que nadie en su sano juicio quiere poner en riesgo. Ahora bien, el Perito Moreno no es el estándar de los 16.000 glaciares que relevó el IANIGLA. Si esos 16,000 cuerpos de agua fueran de la magnitud del Perito Moreno, no habría espacio físico en la cordillera para albergar a todos esos hielos. El debate que se tiene que dar en el Congreso no es sobre esos glaciares icónicos y activos que son intocables. Hay formaciones menores que son imperceptibles, inactivos de roca o fósiles que no aportan agua en absoluto, pero igual se prohíbe la actividad. Se habla del principio precautorio, pero el principio precautorio no es un principio de parálisis, el principio precautorio es estudiar, medir, monitorear con base científica. Prohibir por desconocimiento o poner una imagen distorsionada de la realidad, es frenar el desarrollo.

Acuerdo comercial con Estados Unidos

–Los acuerdos firmados con Estados Unidos para crear una zona comercial preferencial para minerales críticos, ¿cómo pueden impactar en el desarrollo del sector minero argentino?

Creo que va más allá de minerales críticos, pero minerales críticos es uno de los puntos cruciales. Se explica por la necesidad de Estados Unidos de asegurarse nuevas fuentes de abastecimiento para gestionar y generar sus recursos industriales. El litio y el cobre son la base, hoy por hoy, de la generación de la nueva energía. Nosotros estamos posicionados como un país que tiene recursos y muchos nos ven como aliados estratégicos para esta transición a la descarbonización. No me sorprende. Cuantos más tratados de libre comercio la Argentina firme, bienvenido sea. Hace un rato hablábamos de Chile; Chile ha puesto sus productos en el mundo a través de tratados de libre comercio firmados con países desarrollados. No hay lugar a donde vayas que no veas un vino chileno. El mundo necesita la cadena de suministro de minerales críticos, y nosotros tenemos los minerales críticos. Tenemos minerales y recursos humanos talentosos. Podemos ser una fuente de desarrollo de una nueva matriz energética.

–Hoy el litio se exporta a China. Estados Unidos va a querer que vaya a Estados Unidos.

Estimo que sí; pero para eso tiene que tener refinerías y para eso hay que ver de dónde son los capitales que están desarrollando los proyectos. Hoy hay muchos capitales chinos que están desarrollando sus proyectos operativos acá en Argentina, con lo cual va de suyo que ese mineral va a ir a China. Si nos ponemos a hilar fino, el accionista final de las empresas chinas es el Estado chino.

La importancia de la PDAC

–En este contexto de desarrollo de la industria minera argentina, ¿por qué es importante para empresarios y funcionarios venir a la PDAC?

Porque es una de las ferias más importantes del mundo, si no la más importante. Hay una convergencia público-privada muy importante. Es la vidriera ideal para las empresas, fundamentalmente para lo que es el desarrollo sostenible de la propia industria, que es la exploración. Siempre digo que la exploración no es solamente búsqueda de recursos, sino que es lo que sostiene en el tiempo a la industria minera, porque sin exploración no hay proyectos, sin proyectos no hay minas y sin minas no hay minerales. En la PDAC hay todo un sector denominado Investors Exchange, donde las empresas, principalmente juniors, que son las que se dedican a explorar, están exhibiendo las bondades de sus proyectos para buscar inversión.

Es un foco donde comulga el sector público, que va a mostrar las bondades de su provincia o país para atraer inversiones; el sector privado, ya sea el productor para generar negocios o el explorador para encontrar inversiones; y el sector financiero. Converge absolutamente todo lo que se da alrededor de una industria que, como muy pocas, requiere altísimos niveles de financiación a muy largo plazo y trabaja en una comunión público-privada como ninguna otra industria en el mundo.

–Ustedes desde la Cámara Argentino Canadiense cumplen un rol preponderante para potenciar la PDAC y el vínculo entre Argentina y Canadá

Potenciar el desarrollo del comercio entre Argentina y Canadá es una misión esencial. En PDAC propiamente dicho, y dada la magnitud de la feria y lo que es Canadá dentro del universo global de la minería, siendo el principal inversor minero en Argentina, nuestra tarea es de coordinación y de armonización para articular escenarios, eventos, puntos de encuentro y generación de actividades en las cuales puedan convivir los dos países. Este año tenemos tres eventos de magnitud. Uno que hacemos siempre, todos los años, es acompañar a una provincia a hacer una presentación cerrada en el estudio Gowling, que es uno de los más prestigiosos a nivel mundial. Esa provincia tiene la posibilidad de darse a conocer más aún a distintos públicos: clientes del estudio, fondos de inversión y exploradoras que están buscando nuevos horizontes, entre otros. Este año lo vamos a hacer con Mendoza.

Un segundo evento, que este año se reedita, es una actividad para el sector público en la cual reunimos en un workshop a autoridades provinciales canadienses con autoridades provinciales argentinas de minería. Dentro de una serie de tópicos que hemos descrito y que ya hemos compartido con los dos gobiernos, cada provincia canadiense hace una presentación mostrando cómo trabaja desde el sector público determinados temas que hacen a la estructura política, de control, de desarrollo y de incentivo.

El tercer evento está más apuntado al desarrollo de sinergias desde el punto de vista del abastecimiento de las cadenas de suministro entre Argentina, Chile y Perú. Nosotros tenemos una vinculación muy estrecha con la Cámara de Comercio Canadá-Perú y la Cámara Chileno Canadiense de Comercio, y en esta oportunidad estamos armando un cóctel de networking en el cual se está invitando a empresas chilenas, peruanas y canadienses, principalmente proveedores, para darles un espacio distendido para conocerse y empezar a hacer las primeras vinculaciones para el desarrollo de esas sinergias de abastecimiento a los tres países.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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Petróleo: mientras crece el conflicto en Medio Oriente, el Brent trepa más de 10% en la apertura del mercado

Buques petroleros y metaneros (GNL) evitaron el paso por el Estrecho de Ormuz durante el fin de semana.

El precio del crudo Brent, el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, trepa este domingo un 11,47% en la apertura de los mercados en Asia, luego de un fin de semana marcado por las tensiones en Medio Oriente producto de los ataques de los Estados Unidos e Israel contra Irán y la represalia iraní que abarcó objetivos en países árabes.

Por otro lado, la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) anunció que reiniciará el desarme de los recortes voluntarios de producción, con un aumento de producción de 206.000 barriles por día a partir de abril.

En la apertura de los mercados en Asia, el precio del Brent sube a US$ 80,79 por barril, un máximo visto por última vez desde 2024.

Los mercados energéticos estan especialmente atentos al tránsito de los buques petroleros y de gas natural licuado por el estratégico estrecho de Ormuz, un punto nodal global por el que transitan unos 20 millones de barriles por día de petróleo crudo y derivados del petróleo y una quinta parte del GNL mundial.

Medio Oriente: Irán no bloqueará el estrecho de Ormuz por el momento

El ministro de Asuntos Exteriores de Irán, Abbas Araghchi, buscó este domingo despejar dudas sobre la continuidad del tránsito. «Irán no tiene intención de cerrar el Estrecho de Ormuz en este momento, y no hay planes para interrumpir las actividades marítimas allí», informó Araghchi.

Sin embargo, gran parte de los buques petroleros y de GNL han estado evitando durante el fin de semana cruzar el estrecho de Ormuz y han decidido mantenerse a resguardo dentro del Golfo Pérsico y en el Golfo de Omán, frente a las dudas sobre la seguridad en el paso.

Financial Times reportó que las compañías de seguro advirtieron a los propietarios de barcos que cancelarían las pólizas de seguro y aumentarían los precios de cobertura para los buques que viajen a través del Golfo y por Ormuz.

La reacción responde a la operación conjunta realizada por EE.UU. e Israel contra los blancos gubernamentales y militares en Irán. En ese sentido, el presidente de los EE.UU., Donald Trump, anunció por la noche del sábado que el Líder Supremo de Iŕan, el ayatolá Ali Jamenei, resultó muerto producto de los ataques. Medios oficiales iraníes confirmaron la información.

En respuesta, Irán ejecutó a lo largo del fin de semana ataques con drones y misiles contra Israel y blancos militares y activos de los Estados Unidos en distintos países del Medio Oriente.

Sin embargo, varios ataques de forma intencionada o accidental impactaron en espacios civiles como hoteles y aeropuertos, lo que generó fuertes protestas diplomáticas de los países árabes.

La OPEP+ reanuda el desarme de los recortes voluntarios de producción

Las tensiones en Medio Oriente además coincidieron con una reunión programada de la OPEP+, el esquema que desde 2016 agrupa a la Organización de Países Exportadores de Petróleo con Rusia y otros exportadores de petróleo.

Ocho países que integran la OPEP+ decidieron incrementar su objetivo de producción de crudo en 206.000 barriles por día desde abril, marcando una reanudación del compromiso de desarme de los recortes voluntarios de producción, vigentes desde 2023.

Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán se reunieron virtualmente el domingo para revisar los dos recortes voluntarios que acordaron en 2023, uno por 1,66 millones de bpd y el restante por 2,17 millones de bpd.

Este grupo de países decidió en 2024 comenzar a desarmar esos recortes de producción de forma paulatina, aunque en noviembre de 2025 suspendieron la reposición de producción programada para marzo, para no generar una presión bajista todavía mayor sobre los precios del crudo.

Ahora, los ochos integrantes de la OPEP+ decidieron retomar el desmantelamiento del recorte de 1,66 millones de bpd. En consecuencia, este domingo acordaron un aumento de producción de 206.000 bpd desde abril.

Los participantes justificaron su decisión “en vista de una perspectiva económica mundial estable y de los actuales fundamentos saludables del mercado, como se refleja en los bajos inventarios de petróleo”.

También confirmaron su intención de compensar íntegramente cualquier exceso de producción desde enero de 2024. Los ocho países programaron una próxima reunión para el 5 de abril de 2026.

La consultora Rystad Energy evaluó que el aumento de producción anunciado por la OPEP+ no modifica el impacto que una interrupción en el tránsito por Ormuz tendría sobre el mercado físico de petróleo, aunque envía la señal de estar dispuestos a activar la capacidad de producción que se encuentra ociosa.

«La decisión se centra más en la señal que en el volumen. La OPEP+ está demostrando estar preparada para utilizar la capacidad sobrante si es necesario, pero no está dispuesta a abrir el grifo de forma agresiva en esta etapa», concluyó Rystad Energy en una nota.

, Nicolás Deza

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

YPF proyecta inversión de U$S 6.000 millones en 2026

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció que la compañía (de mayoría accionaria estatal) proyecta invertir aproximadamente 6.000 millones de dólares durante este año con el objetivo de posicionarse como un operador shale de clase mundial.

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

Además, Marín estimó que la compañía podría alcanzar un EBITDA de 6.000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo cercanos a los 60 dólares promedio, un 50 % más que en 2023.

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

Tras la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante con Eni y XRG, el proyecto Argentina LNG buscará este año cerrar el financiamiento y lanzar las licitaciones para la construcción de las primeras líneas de transporte. El proyecto implica una inversión en infraestructura de 20 mil millones de dólares a lo que se suma 10 mil millones de dólares en el desarrollo de los Bloques de gas en Vaca Muerta. En esa nueva sociedad, YPF tendrá una participación del 35 por ciento.

En paralelo, avanza el proyecto que lidera Southern Energy, del cual YPF forma parte, con la construcción del gasoducto y la firma de los primeros contratos de exportación en firme.

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

En Downstream, se espera finalizas las obras NEC en la Refinería Luján de Cuyo y seguir trabajando en la optimización de las Refinerías que en 2025 registraron niveles récord de procesamiento de crudo. A su vez, la compañía avanza en la transformación de su red de estaciones de servicio, con un rediseño integral.

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Figueroa anunció nuevas regalías para proyectos de GNL y lanzó un nuevo fideicomiso con petroleras

Figueroa anunció nuevas rutas petroleras y la negociación de regalías para el GNL.

El gobernador Rolando Figueroa dejó inaugurado esta mañana el 55° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura neuquina donde presentó su Plan 2030 para la provincia que apunta la creación de obra pública y reducción de la deuda pública de Neuquén. En este marco, anunció un proyecto de ley que implicará una renegociación de regalías para el GNL y oficializó un nuevo fideicomiso con petroleras para la construcción de nuevas rutas.

Durante el discurso que brindó ante legisladores provinciales, funcionarios de su gestión, Diputados y Senadores, representantes de petroleras y de la comunidad, el mandatario habló acerca de las proyecciones de Vaca Muerta y anunció, entre otros proyectos, dos específicos para el sector.

Figueroa enmarcó su presentación dentro de cuatro ejes a los que denominó: “De dónde venimos, Estado presente, Relación Estado-privados y Hacia dónde vamos”. En este último punto encasilló el anuncio de un proyecto de ley que buscará generar determinadas condiciones a la producción de gas natural licuado (GNL).

“Viene una nueva etapa para Neuquén. Vaca Muerta se pudo lograr, se creyó en ello, empezó a tomar relieve y ahora visualizamos la nueva era de 2030 de la mano de dos proyectos de GNL que se abastecerán con gas neuquino”, sostuvo en referencia al proyecto Argentina LNG que lidera Southern Energy y el de YPF con ENI y Adnoc.

Figueroa anunció un nuevo pro

El gobernador argumentó que el futuro de la provincia está atado a la monetización de Vaca Muerta, que consideró debe hacerse rápidamente y, en este marco, dio a conocer que están elaborando junto a YPF un proyecto de ley provincial específico para los proyectos de GNL que se oficializará en las próximas semanas.

Según confirmó, la norma incluirá la negociación del monto de las regalías en las áreas petroleras específicas donde se extraiga gas para los proyectos de GNL con el objetivo de asegurar más rentabilidad y, a su vez, apuntará a crear más infraestructura y puestos de trabajo en la provincia.

La decisión se basaría en la necesidad de generar competitividad específicamente para estos proyectos y también se apoya en los cambios implementados en la Ley Bases que le permitieron a Neuquén crear nuevas condiciones a la hora de negociar una nueva concesión petrolera y extenderla por 10 años.

Concretamente, desde el año pasado a la hora de otorgar una nueva concesión no convencional, la provincia establece un canon del 6% destinado a obras de infraestructura junto con la participación accionaria del 10% de la petrolera provincial GyP.

Bajo este nuevo esquema, el gobernador explicó que las nuevas concesiones que impliquen como producto final gas licuado se discutirán bajo nuevos parámetros que contemplarán el valor específico del metano.

Si bien se negó a dar mayores precisiones -ya que este punto en particular aún estaría en negociación con la petrolera- dejó entrever que la decisión busca mejorar el precio de venta del GNL argentino: ”Tenemos que ser competitivos porque ahora se toman los valores a lo que vale nuestro subsuelo pero cuando competimos con el mundo, tenemos que ser eficientes”, había dicho en el recinto momentos antes de anunciar el nuevo proyecto.

Consultado por EconoJournal acerca del impacto que esto podría tener en las regalías, el gobernador explicó que lo que buscan es establecer un monto específico para los proyectos que contemplen la producción de GNL “que tome como referencia el valor de mercado del metano. Lo estamos trabajando y nos tenemos que poner de acuerdo en esos puntos”, respondió

Por otro lado, dijo que el proyecto de ley apunta también a generar infraestructura y puestos de trabajo en las zonas de Cutral Có y Plaza Huincul. Figueroa argumentó que el beneficio a esas localidades se basa en que las áreas recientemente adquiridas por YPF a Pluspetrol -Meseta Buena Esperanza, Las Tacanas y Aguada Villanueva- tienen influencia sobre esas zonas y que, por este motivo, buscan generar el beneficio de sus pobladores.

Figueroa anunción un nuevo fideicomiso para el Circuito Petrolero

Otro de los anuncios que realizó el gobernador neuquino tuvo que ver con el lanzamiento de un nuevo fideicomiso con empresas petroleras que apuntará a crear y mejorar nuevas rutas que conectan Neuquén capital, Añelo y Rincón de los Sauces.

Tras la experiencia del año pasado que permitió avanzar en una estructura mediante la cual 10 operadoras aportaron US$50 millones para la concreción de la Circunvalación de Añelo, ahora Figueroa dio a conocer que ya firmó un memorándum con las empresas para avanzar en nuevas rutas, pero que esta vez, deberá ser avalado por los legisladores provinciales.

En este sentido, detalló que el acuerdo incluirá a las principales vías del Circuito Petrolero, incluyendo a la Ruta provincial 7 desde su conexión con Río Negro hacia Añelo, la 51 hasta la intersección con 17 y la ruta 8 desde el cruce con 51 hasta Rincón de los Sauces.

«¿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», respondió Figueroa ante la consulta.

Por último, detalló que este mecanismo implicará que la industria financiaría una parte de estos proyectos mediante el pago anticipado de regalías «a cobrar recién con el incremental que tengamos por entre 2029 y 2030. Otra parte será mediante el pago anticipado de peaje y otra, con impuestos».

, Laura Hevia

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¿Qué es la PDAC? Su rol clave para apuntar el desarrollo de la minería

La PDAC se realiza en el Metro Toronto Convention Centre, un moderno establecimiento de 65.000 m2 en pleno centro de la ciudad.

TORONTO. -La Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) tuvo su primera edición en 1932 como un pequeño encuentro de prospectores y exploradores, quienes buscaron crear una red de apoyo que los contuviera en medio de la Gran Depresión. Desde entonces, la convención se realizó casi todos los años, salvo durante el final de la Segunda Guerra Mundial. Otra excepción fue en 2021 cuando se llevó adelante solo de manera virtual debido a la pandemia de la Covid-19.

Toronto ha sido siempre el lugar en el que se desarrolló este evento porque es la histórica sede de la asociación de prospectores y desarrolladores que le da nombre a la convención y porque en esta ciudad operan la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y la TSX Venture Exchange (TSXV), donde están registradas más de 1100 empresas mineras, aproximadamente el 40% de todas las que cotizan en bolsa alrededor del mundo. La TSX reúne a las firmas más grandes y consolidadas, mientras que la TSXV es un mercado de capital de riesgo para compañías emergentes.

Referente internacional de la industria minera

Durante sus primeras décadas, la PDAC fue un evento centrado en la exploración minera y dirigido principalmente a geólogos, buscadores de minerales y pequeños empresarios, pero a medida que la actividad comenzó a crecer en Canadá se fue transformando en un lugar de reunión de toda la industria minera, incluyendo grandes compañías, inversores y gobiernos. 

A partir de la década del 90 la convención se internacionalizó, transformándose en la mayor vidriera de la industria minera en el mundo. “Nos dicen constantemente que la Convención PDAC es como los premios Oscar o el Super Bowl para nuestro sector”, afirmó en 2013 Glenn Nolan, el primer presidente indígena que tuvo la asociación.

Desde 1997 PDAC se realiza en el Metro Toronto Convention Centre, un moderno establecimiento de 65.000 m2 en pleno centro de la ciudad. El año pasado tuvo 27.353 participantes provenientes de 130 países. El 33% de los asistentes fueron extranjeros y dentro de ese grupo las diez nacionalidades con más convocatoria han sido Estados Unidos, Australia, Reino Unido, Argentina, Perú, Brasil, Chile, México, Mongolia y Turquía, en ese orden. Sorprende el cuarto puesto de Argentina dado el bajo desarrollo de su industria minera. Es un caso donde predominan fundamentalmente las expectativas. “Argentina podría convertirse en uno de los cinco principales productores de cobre a nivel mundial”, declaró el año pasado en esta convención Mike Henry, el CEO del gigante BHP.

El año pasado Argentina aportó una de las delegaciones extranjeras más numerosas a la PDAC.

Organización influyente en el diseño de políticas públicas

La PDAC es mucho más que una convención anual. La asociación que organiza el evento tiene más de 8.200 miembros individuales y corporativos y es una referencia para geocientíficos, empresas, consultores, inversores y gobiernos. Trabaja en temas de responsabilidad social, seguridad y prácticas ambientales, así como en la promoción de una minería responsable y sostenible. Mantiene comités, planes estratégicos y publicaciones, como sus informes anuales y la revista Core, que editan desde 2013 cuando rediseñaron y renombraron su viejo boletín trimestral llamado In Brief.

La PDAC también impulsó en 1997 la creación de Mining Matters, una organización benéfica afiliada que genera kits de material educativo sobre minería para docentes y estudiantes que incluyen muestras de rocas y minerales, pósters, fotografías, videos, diagramas, libros y juego de cartas para las actividades escolares.

El kit con materiales educativos sobre minería para docentes y estudiantes que distribuye Mining Matters.

Mining Matters también tiene un programa educativo itinerante sobre ciencias de la Tierra llamado Mining Rocks que desarrolla en escuelas, campamentos y comunidades en todo Canadá, incluyendo comunidades indígenas. Incluye actividades como identificación de rocas y minerales, formación geológica, uso cotidiano de los minerales e introducción a carreras en geociencias y minería. A su vez, en las comunidades indígenas se suelen incorporar actividades culturales típicas, como tallado de esteatita o elaboración de joyas con amatista y se utiliza vocabulario en lenguas locales, como inuktitut. Todos los años, Mining Matters también les ofrece a veinticinco docentes pases gratis para visitar la convención PDAC.

Algunos de los pósters que distribuye Mining Matters en los colegios.

“Los programas educativos Mining Matters de PDAC brindan a los estudiantes información sobre la importancia de la minería en la sociedad, educación sobre geología local y oportunidades profesionales en la industria minera. Los resultados de Mining Matters hasta la fecha son muy alentadores: los niños pequeños llegan a casa después de la escuela mostrando pequeños trozos de roca a sus padres y siendo capaces de identificar qué tipo de roca es, en inuktitut e inglés, y diciendo que quieren ser geólogos de grandes. El programa Mining Matters ayuda a despertar ese interés. Esto es importante para (la minera) Agnico Eagle, ya que ayuda a sentar las bases para garantizar una fuerza laboral más interesada y capaz”, destaca Graeme Dargo, Superintendente de Participación Comunitaria de la multinacional Agnico Eagle Mines, según aparece citado en la web de Mining Matters.

Todo este conjunto de acciones y programas convierten a la PDAC en una organización influyente en el diseño de políticas públicas y financiamiento para un sector que es muy relevante dentro de Canadá. Según el último informe anual de la Mining Association of Canada, este país produce más de 60 minerales y metales en casi 200 minas que contribuyen con un 4% de su Producto Interno Bruto. Es el principal productor de potasa del mundo, el segundo mayor productor de niobio y uranio, y el tercero de diamantes preciosos y paladio. La minería empleó de modo directo a 430.000 personas en Canadá durante 2023, el 2,1% de su fuerza laboral. Además, el empleo indirecto sumó otros 281.000 puestos, para un total de 711.000, uno de cada 28 empleos en el país del norte.

Críticas y resistencias a la PDAC

A medida que se fue convirtiendo en un referente sectorial, la PDAC también generó resistencias en la sociedad civil. Uno de los espacios más críticos es la red de activistas, académicos y organizaciones socioambientales con base en Canadá llamada Beyond Extraction. No es una ONG tradicional ni una institución formal con estructura empresarial sino una plataforma de articulación política y académica que todos los años organiza una contra-conferencia y actividades públicas en paralelo a la convención. Consideran a PDAC no sólo como una feria o un espacio técnico, sino como un símbolo y un centro de poder del capitalismo extractivista que, según ellos, perpetúa la destrucción ecológica y las desigualdades socioambientales.

Como respuesta a los materiales educativos creados por Mining Matters, Beyond Extraction distribuye a través de su web un libro para colorear que se opone a las narrativas que equiparan la minería con la sostenibilidad ambiental, el empleo y la tecnología y en su lugar ponen el foco en el impacto sobre el agua, la tierra, los animales y la comunidad en general.

El libro para colorear que armó Beyond Extraction, un espacio críico de la PDAC.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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Mendoza presentará en la PDAC instrumentos financieros con los que busca acelerar su desarrollo minero

Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

TORONTO. -El gobierno de Mendoza presentará en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) su propuesta de creación de un fondo cerrado de oferta pública destinado a acelerar el desarrollo de la minería en la provincia. “Lo que buscamos es que inversores puedan colocar recursos en proyectos existentes, que ya tienen declaración de impacto ambiental y una cierta reducción del riesgo”, aseguró a EconoJournal Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente provincial. Además, Mendoza busca convertirse en un hub financiero para la región a través de la iniciativa Andean Bridge.

En 2024 el gobierno mendocino puso en marcha una agresiva política de promoción minera para la exploración en el sur de la provincia, más precisamente en el Departamento de Malargüe. La iniciativa la tomó la empresa provincial de promoción minera Impulsa, haciendo la línea de base ambiental en un polígono de 18.000 kilómetros cuadrados que se llama Malargüe Distrito Minero Occidental. A su vez, en el Departamento de Las Heras, al norte de Mendoza, la empresa PSJ avanza con un proyecto de explotación de cobre que en diciembre obtuvo la Declaración de Impacto Ambiental.

El proyecto PSJ San Jorge tiene una inversión comprometida de alrededor de US$ 600 millones en sus distintos años de ejecución, incluyendo la construcción de la mina, la infraestructura asociada y la puesta en funcionamiento. En cuanto al distrito minero Malargüe, primero se aprobaron 34 proyectos, en diciembre del año pasado se aprobaron 27 proyectos más y actualmente se están analizando otros 71 en la autoridad ambiental minera.

Los niveles de inversión de estos proyectos de exploración de Malargüe son muy distintos a los de PSJ, que ya está trabajando en la etapa de factibilidad económica previa a la construcción. Hay una heterogeneidad muy grande entre los distintos proyectos de exploración, pero por lo general suelen requerir una inversión cercana a los US$ 20 millones. Por ejemplo, esos desembolsos comprometieron Geometales, propiedad del Grupo Mindlin, y la canadiense Kobrea Exploraciones.     

La intención del gobierno es sumar inversores para los proyectos del distrito minero Malargüe Occidental, aunque además va a informar sobre el desarrollo de dos nuevos distritos mineros en el noroeste y en el sureste de la provincia. El que está un poco más avanzado es el Distrito Minero Norte, donde se está avanzando con la contratación de la investigación geológica, en el área circundante del proyecto PSJ. La segunda zona que está en estudio es la parte oriental del distrito minero Malargüe.

“Son nuevas oportunidades de desarrollo de inversiones que buscamos desarrollar de la misma forma con la que hace dos años empezamos con el distrito minero Malargüe, con una contratación de los estudios geológicos para luego seguir con la construcción de la línea de base ambiental y empezar a desarrollar cada uno de esos proyectos con los titulares que hay ahora y con los que podrían empezar a sumarse”, remarcó Latorre.

Instrumentos financieros para vehiculizar inversiones

El objetivo provincial es desarrollar instrumentos capaces de traccionar nuevas inversiones porque en la actividad minera el grado de incertidumbre en las etapas de prospección y exploración es muy alto.

“Nosotros queremos darle volumen y celeridad al desarrollo de la exploración porque estuvimos 15 años sin desarrollar la actividad en la provincia y porque en la actualidad hay un boom que requiere mayor exploración para hacer frente a la creciente demanda global. En los próximos 30 años se va a necesitar la misma cantidad de cobre que la que usamos en los últimos 120 años”, subraya Latorre.

La provincia está avanzando con el proceso de aprobación de un fondo cerrado de inversión de oferta pública, uno de los nuevos instrumentos que va a presentar en la PDAC para financiar proyectos mineros del distrito minero Malargüe. Las autoridades provinciales expondrán este domingo a las 8:30 en el Soho Hotel, el martes por la tarde en un evento organizado por el Consejo Federal de Inversiones y la bolsa de valores de Toronto y el miércoles por la mañana en otra actividad que realiza la Cámara Argentino Canadiense en el estudio Gowling.

–¿Cómo funciona ese fondo cerrado de inversión? –le preguntó EconoJournal a Latorre.

–Hay distintos fondos. El fondo cerrado de inversión que hace oferta pública es un proyecto liderado por Impulsa, que es la empresa provincial minera. Lo que busca es que inversores puedan colocar recursos en proyectos existentes, que ya tienen declaración de impacto ambiental y una cierta reducción del riesgo por la especificación y el expertise técnico de la empresa provincial, asesorando en cuánto a la viabilidad de esos proyectos. Esa es una de las herramientas, pero también se están creando fondos cerrados de inversión privados. Lo que estamos buscando desde el gobierno, ya no desde la empresa provincial sino desde el gobierno, es posicionar a Mendoza como un hub financiero. Eso lo estamos trabajando con la TSX (Toronto Stock Exchange). En estos últimos dos años la TSX ha venido a Mendoza más que a muchos otros lugares del mundo porque estamos trabajando juntos para que los proyectos locales estén en condiciones de realizarse en la TSX o en BYMA (Bolsas y Mercados Argentinos). Eso lleva una tarea de educación financiera previa que venimos encarando para poder crear y reforzar ese ecosistema en este nicho tan particular de la inversión minera.

–¿Este fondo ya está aprobado?

–Está pendiente de aprobación en la CNV (Comisión Nacional de Valores). Entiendo que debería obtener la aprobación como mucho en el transcurso de este primer semestre, pero lo vamos a presentar y también vamos a presentar el Andean Bridge para posicionar a la provincia como un hub financiero para la región andina.

Mendoza va a presentar en la PDAC el Andean Bridge para posicionar a la provincia como un hub financiero para la región andina.

El aporte de la bolsa de valores Toronto Stock Exchange

–¿Firmaron algún tipo de convenio con TSX? –le preguntó EconoJournal.

–No hemos firmado un convenio porque no ha sido necesario, pero sí tenemos proyectos de trabajo en común y eso ha ido vertebrando las actividades. La TSX-V (Venture Exchange) ha venido en distintas oportunidades a la provincia durante 2024 y sobre todo durante 2025 para ayudar a conectar a los titulares de los proyectos mineros con el sector financiero. Particularmente estamos trabajando juntos en el Andean Bridge. Los que trabajamos somos el gobierno de Mendoza, a través de la empresa provincial, la TSX, una consultora internacional IN-VR, la bolsa de valores de Buenos Aires y también la Bolsa de Comercio de Mendoza.

–¿Qué aporta la TSX al proyecto Andean Bridge?

–Ellos aportan toda su expertise, ofrecen las capacitaciones que son necesarias para los proyectos y además generan espacios de coworking muy interesantes donde todos esos inversores que vienen atraídos por todos estos actores relevantes del sector financiero empiezan a conocer a los titulares de proyectos mineros y a los vehículos de inversión –fondos tanto públicos como privados–. No olvidemos que en el mercado de capitales cualquier bolsa gana con la cantidad de proyectos sujetos a inversión. Si la TSX tiene capitales, pero no hay proyectos para esos capitales el flujo se reduce. El principal interés de ellos es que aquellos actores que buscan oportunidades de inversión en esa bolsa, se puedan conectar y puedan canalizar esa inversión a proyectos particulares.    

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Comienza la convención minera más importante del mundo con una delegación de más de 300 funcionarios y empresarios argentinos

La PDAC se lleva adelante todos los años en la ciudad de Toronto.

TORONTO. -Una numerosa delegación argentina de más de 300 personas entre funcionarios y empresarios buscará ratificar a partir de este domingo la apuesta del país por el desarrollo minero en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), el evento más importante que organiza el sector a nivel mundial en la ciudad de Toronto.  

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González encabezará la comitiva oficial de la que también forman parte el secretario de Minería, Luis Lucero, y el titular de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, Diego Sucalesca. Además, estarán presentes los gobernadores de Santa Cruz, Río Negro, Jujuy y La Rioja y funcionarios de primera línea de Mendoza, Río Negro, Catamarca y Salta.

Los funcionarios trajeron a la PDAC del año pasado el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que había sido sancionado en julio de 2024, como principal novedad. Ahora ya pueden mostrar 10 proyectos aprobados por más de US$ 25.000 millones, de los cuáles cuatro corresponden al sector minero, y cerca de 30 que esperan luz verde oficial, entre ellos los megadesarrollos de cobre Vicuña (BPH-Lundin) y Agua Rica (Glencore). Además, traen bajo el brazo la media sanción del proyecto de reforma de la ley de Glaciares, que el jueves aprobó el Senado.

El objetivo oficial es mostrar la consolidación de un proceso de reformas macroeconómicas y sectoriales para convencer a las empresas que ya están en el país de que concreten los desembolsos y además seducir a nuevos inversores. De modo paralelo, muchos empresarios que ya tienen proyectos de exploración y explotación minera en Argentina buscarán recolectar fondos o incluso sumar socios para apuntalar sus inversiones, pues Toronto es el principal centro financiero de la minería a nivel mundial.

Dónde se realizará la PDAC

La PDAC se realizará desde este domingo hasta el miércoles en el Metro Toronto Convention Centre (MTCC), un moderno establecimiento compuesto por dos edificios (North y South Building), de diseño horizontal y una superficie total de 65.000 m2, integrados al complejo urbano del downtown de Toronto.

El centro de convenciones, que tiene 77 salas de reuniones y un teatro para 1200 espectadores, está rodeado de torres de oficinas, hoteles y edificios corporativos. A solo cien metros se ubica la CN Tower, el mayor símbolo de la ciudad, que fue la torre más alta del mundo con 553 metros desde 1976 hasta 2007, cuando fue superada por el Burj Khalifa.

El MTCC se conecta peatonalmente con estaciones de transporte como Union Station y con el sistema PATH, una red de galerías subterráneas que en conjunto alcanza los 30 kilómetros y permite desplazarse cómodamente entre estaciones, estadios deportivos, museos, oficinas y comercios a resguardo de las inclemencias del tiempo.

La agenda de la PDAC

La ceremonia de apertura de la convención será este domingo a las 9 con el discurso de Karen Rees, presidenta de la PDAC, una geóloga con 37 años de experiencia en el sector minero. De 10:30 a 11:30 está previsto que exponga Gustavo Pimenta, CEO de Vale.

La principal actividad argentina de ese primer día se desarrollará de 10 a 12 horas en el pabellón de Argentina Mining, una compañía que organiza eventos y conferencias en el sector minero. Allí expondrán Michael Meding, vicepresidente y CEO de McEwen Cooper, empresa que tiene a cargo el desarrollo del proyecto cupífero Los Azules; Joaquín Marías, presidente y CEO de Argenta Silver, quien expondrá sobre el proyecto de exploración de plata El Quevar en Salta; y Guillermo Re Kühl, presidente de Sophia Energy, quien tiene a su cargo el desarrollo de uranio Sofía, en el norte de Santa Cruz.

Por la tarde, se podrá seguir el panel sobre “el potencial, los retos y la innovación de la frontera minera de América Latina” donde expondrán ejecutivos de Barrick Mining, Glencore, Anglo American, Aldebaran Resources y Socionaut.

A las 16 horas tendrá lugar en el Hotel Soho el evento “Canada-Argentina Workshop. Mining Governance and Competitiveness”, un espacio cerrado de intercambio de mejores prácticas entre autoridades provinciales de ambos países. Por el lado canadiense, asistirán representantes de las provincias de Ontario, Quebec, British Columbia, Alberta y Saskatchewan para relatar su experiencia sobre cierre de minas, relación con la comunidad, otorgamieno permisos, etc. Lo organizan la Cámara de Comercio Argentino Canadiense y el Consejo Federal de Inversiones.

Por último, el domingo a las 18 horas se realizará el cocktail “The Andean Mining Night” organizado por las Cámaras Canadienses de Argentina, Chile y Perú con la intención de fortalecer los vínculos entre proveedores de esos tres países. El encuentro será en el restaurante Queens Harbor, a la vera del lago Ontario.

El lunes es el día fuerte para la delegación argentina ya que entre las 8 AM y las 13 horas se realizará el Argentina Day. Daniel González, Luis Lucero y Diego Sucalescas expondrán allí sobre el panorama minero y el contexto macroeconómico. También habrá un panel con representantes de Eramet, Glencore, Lundin Mining y Goldman Sachs y otro donde expondrán gobernadores y ministros provinciales. Estarán presentes Alberto Weretilneck, gobernador de Río Negro; Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz; Carlos Sadir, gobernador de Jujuy; y Ricardo Quintela, gobernador de La Rioja.

Por la tarde, a las 14:30, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, inaugurará además en la feria el stand de la empresa provincial Fomicruz.

El martes a las 8.30 las autoridades argentinas realizarán el tradicional toque de campana en la apertura de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX). A las 14:30 se realizará, también en la sede de TSX, una mesa redonda con autoridades de las provincias mineras argentinas en un evento organizado por TSX y el CFI. Participarán Jimena Latorre, ministra de Energía Ambiente de Mendoza; Andrea Confini, secretaria de Estado de Energía y Minería de Río Negro; Jaime Álvarez, ministro de Energía y Minería de Santa Cruz; José Ignacio Lupión, ministro de Producción y Minería de Salta; y Juan Pablo Perea, ministro de Minería de San Juan, entre otros funcionarios.

Las autoridades de Mendoza presentarán allí la iniciativa Andean Bridge, con la que Mendoza apuesta a convertirse en un hub financiero para la minería de toda la región andina.

Ese mismo martes a las 18:30 tendrá lugar también el tradicional cocktail que todos los años organiza la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) en el Hotel Sangri-La.

El miércoles, día de cierre del evento, funcionarios del gobierno de Mendoza expondrán por la mañana en el estudio Gowling sobre la reactivación de la actividad minera en la provincia, poniendo el foco en el proyecto de cobre PSJ San Jorge y en los distintos proyectos de exploración que se están llevando adelante en el distrito minero Malargue, donde la provincia busca que se suman más inversores extranjeros. Allí expondrán Hebe Casado, vicegobernadora de Mendoza; Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente; Jeronimo Shantal, director de Minería; Fabián Gregorio, CEO de PSJ Cobre Mendocino; y James Hedalen, CEO de la canadiense Kobrea Exploration Corp. La actividad es organizada por la Cámara Argentino Canadiense. 

El mismo miércoles entre las 10 y las 13, en la sede de la TSX, compañías exploradoras presentarán distintos proyectos mineros ante inversores en una ronda de reuniones breves de 10 minutos. La sesión de matchmaking será inaugurada por el director para Sudamérica de TSX & TSXV, Guillaume Légaré.

, Fernando Krakowiak (enviado especial)

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Irán: cómo esta reaccionando la logística petrolera en Medio Oriente tras los ataques militares cruzados con EE.UU. e Israel

Los buques petroleros (flechas rojas) están mayormente evitando el paso por el estrecho de Ormuz. Fuente: Marine Traffic.

Irán respondió este sábado a ataques militares de Israel y los Estados Unidos disparando misiles y drones contra bases militares y objetivos estadounidenses en varios países del Golfo Pérsico. Los ataques militares cruzados estan afectando la logística petrolera por el estratégico estrecho de Ormuz, punto nodal por el que transita a diario el 20% del petróleo crudo transportado por barco del mundo.

Reportes indican que buques petroleros y de gas natural licuado están evitando el paso por el estrecho de Ormuz y se están acumulando dentro del Golfo Pérsico y en el Golfo de Omán, ante la incertidumbre sobre el potencial alcance de la escalada militar y si el paso por el estrecho es seguro.

Irán oficialmente aún no declaró un bloqueo al paso, pero la agencia Reuters publicó que la Guardia Revolucionaria iraní esta enviando mensajes por radio a los buques advirtiendo que no crucen por el estrecho. Financial Times reportó que las compañías de seguro están avisando a las navieras que cancelarán las pólizas a los buques que crucen por Ormuz.

La perspectiva de un conflicto era anticipada en los mercados. El crudo Brent en las últimas dos semana alcanzó su precio más alto en seis meses, tocando los US$ 72 por barril.

El estrecho de Ormuz, clave para el comercio de hidrocarburos

Por el estrecho de Ormuz transitan unos 20 millones de barriles diarios de petróleo crudo y productos refinados según datos recientes de la Administración de Información Energética (EIA) de los EE.UU. Las principales terminales de exportación de hidrocarburos en Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Kuwait se encuentran precisamente dentro del Golfo Pérsico.

Sin embargo, Arabia Saudita y EUA cuentan con infraestructura que permite sortear el estrecho de Ormuz y mitigar en cierta medida una interrupción del tránsito de petróleo. La EIA estima que aproximadamente 2,6 millones de barriles diarios de capacidad de los oleoductos saudíes y emiratíes podrían estar disponibles en caso de una interrupción del suministro.

Saudi Aramco, la petrolera estatal saudita, además opera el oleoducto Este-Oeste, que se extiende entre un centro de procesamiento de petróleo cerca del Golfo Pérsico y el puerto de Yanbu en el Mar Rojo y que cuenta con una capacidad de transporte de 5 millones de barriles por día.

En cambio, las implicancias de una interrupción al paso por Ormuz para el GNL son mayores. La agencia estadounidense estima que cerca de un quinto del comercio mundial del fluido cruza por el estrecho. Qatar es el tercer país exportador mundial de GNL, por detrás de los EE.UU. y Australia.

La enorme mayoria del GNL que sale del Golfo Pérsico tiene como destino final Asia. La EIA estima que el 83% del GNL que circuló por el estrecho de Ormuz en 2024 se dirigió hacia mercados asiáticos. China, India y Corea del Sur fueron los principales destinos, representando el 52%.

Ataques militares cruzados entre Irán, EE.UU. e Israel

Ataque militar de Irán a un objetivo estadounidense en el Golfo Pérsico. Fuente: Sputnik.

El presidente de los EE.UU., Donald Trump, anunció este sábado que realizó ataques en conjunto con Israel contra Irán. En represalia, Irán atacó Israel y objetivos estadounidenses en Baréin, Kuwait, Qatar y los Emiratos Árabes Unidos. Los ataques se producen luego de las reuniones diplomáticas del jueves en Genova para negociar el futuro del programa nuclear iraní.

Trump afirmó este sábado que el objetivo primordial es “eliminar amenazas inminentes” provenientes de Teherán y sentenció que “Irán nunca tendrá un arma nuclear”.

Los ataques militares continuarán y tienen por blanco la infraestructura misilística, las fuerzas navales y los «proxies terroristas» de Irán, según lo declarado por el presidente.

La administración Trump demanda a Irán garantías y mecanismos de inspección permanentes sobre el enriquecimiento de uranio y la acumulación de stocks de uranio enriquecido. «No estoy feliz con el hecho de que no estan dispuestos a darnos lo que queremos», declaró Trump el viernes.

Arabia Saudita, Qatar y Kuwait condenaron los ataques iraníes y advirtieron de graves consecuencias. En un comunicado, el Ministerio de Asuntos Exteriores saudí afirmó que el reino «condena y denuncia con la mayor firmeza la flagrante agresión iraní y la flagrante violación de la soberanía» de los Emiratos Árabes Unidos, Baréin, Qatar, Kuwait y Jordania».

El ministerio afirmó la “plena solidaridad y apoyo de Arabia Saudita a los países hermanos”, y agregó que el reino pondrá “todas sus capacidades” a su disposición para apoyar cualquier medida que adopten en respuesta.

, Nicolás Deza

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PECOM inicia campaña de perforación en Cañadón Perdido

Como parte del plan de inversiones previsto para 2026, PECOM puso en marcha el perforador V 51 de la empresa Venver para dar inicio a la campaña de perforación que reactivara la actividad en Cañadón Perdido, un hito muy importante que demuestra el potencial de áreas marginales de la cuenca a partir del estudio del subsuelo.

El anuncio contó con la visita del gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el Diputado Nacional y Secretario General del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Director de Operaciones de Upstream de PECOM, Jorge López Kessler y autoridades provinciales y gremiales.

El yacimiento Cañadón Perdido estuvo en producción primaria desde 1928 a 1960. En al año 1996 comenzó el desarrollo por recuperación secundaria que luego se abandonó en el año 2008 quedando el campo con una producción marginal (200m3/d con 85 pozos). En la actualidad produce 68m3/d con 27 pozos productores.

En la fase 1 del proyecto, el equipo arranca con perforaciones en El Trébol y luego se traslada a Cañadón Perdido donde este año va a perforar 28 pozos (9 inyectores y 19 productores) para conectar una nueva planta del primer piloto de inyección de polímeros. Con este piloto se logrará más que quintuplicar la producción de esta zona, pasando de los actuales 68 m3/d a 400m3/d (2500 bbl/d). Así mismo, el resultado del piloto no solo traerá mayor producción sino que abrirá oportunidades en nuevas zonas del yacimiento, con potencial para alcanzar una producción de 600m3/d (3700bbl/d) en una segunda etapa con el desarrollo completo con 53 pozos adicionales.

Este es un ejemplo de un campo muy maduro (prácticamente abandonado) en el cual, luego de estudios integrados de subsuelo y eligiendo la estrategia de desarrollo correcta, se va a lograr revitalizar y re-desarrollar con una potencial actividad de 80 pozos nuevos.

PECOM, retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma sólida de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

Recientemente ha acordado con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día, lo que le permitirá, operar un total de más de 35.000 bbl/d.

Sobre PECOM

Con más de 70 años de trayectoria, PECOM es una empresa multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, y a la provisión de servicios y soluciones integradas, ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería. Con más de 5.000 empleados, opera en todo el país y cuenta con presencia regional a través de subsidiarias en Brasil y Colombia.

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Se oficializaron tarifas de marzo para electricidad y gas. Ajustes de hasta 2,5 %

Por Santiago Magrone

Los entes nacionales reguladores de la Electricidad y del Gas oficializaron, a través de sendas series de resoluciones, los ajustes en las tarifas de estos dos servicios a partir del 1 de marzo.

El ENRE publicó las resoluciones 108 a 127/2026 que definen para las compañías transportistas y para las distribuidoras la aplicación de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), en cuotas mensuales y consecutivas hasta noviembre de 2027. También, una indexación mensual (por cinco años) en base a un índice combinado del IPIM y del INDEC del mes inmediato anterior. Estos conceptos suman en marzo 2,43 por ciento con respecto de los vigentes en febrero.

Asimismo, se consideraron nuevos precios de referencia de potencia (POTREF), y nuevos Precios Estacionales de la Energía (PEE). Para las tansportadoras rige una actualización de los Valores Horarios para el equipamiento regulado (por conexión, capacidad de transporte y por operación y mantenimiento).

Las resoluciones comprenden a las empresas Transba, Transnoa, Transnea, Transcomahue, Transpa, EPEN, Distrocuyo, DPEC, Yacylec, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Transacue, e Interandes.

También a las distribuidoras Edesur y Edenor (AMBA), para las cuales se fijaron para marzo nuevos montos en concepto de Valor Agregado de Distribución (VAD): $ 54.813 (Edesur) y $ 59.527 (Edenor).

Por su parte, el ENARGAS oficializó las resoluciones 76 a 94/2026 por las que emitir nuevos cuadros tarifarios a aplicar por las Licenciatarias, los cuales contemplarán los nuevos precios de gas en PIST (incluyendo el PAU), un nuevo escalón mensual de la RQT (son 31 cuotas), y la actualización tarifaria mensual.

A modo de ejemplo cabe referir que en una factura de usuario residencial categoría R2-3 el Cargo Fijo para el mes de marzo es de $ 16.966,76 en Capital Federal, y de $ 15.209,68 si se domicilia en Buenos Aires. El Cargo por metro cúbico de consumo pasó a ser de $ 273, 09 en ambos casos. Sin Subsidios Energéticos Focalizados y sin considerar impuestos.

Comparada con un consumo similar del mes anterior la nueva factura implica un aumento promedio de 1,92 por ciento, se indicó.

Las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios comprenden a las empresas TGN, TGS, Gasoducto Norandino, Gas Link, Enel Generación Chile, GasAndes, Refinería del Norte, Transportadora de Gas Mercosur, Energía Argentina S.A., Compañía Entrerriana de Gas, MetroGAS, Camuzzi Gas del Sur, Canuzzi Gas Pampeana, Distribuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Litoral Gas, y GasNea.

Subsidios focalizados

Cabe referir que el Decreto 943/2025 unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y, a tal fin, creó el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), “que incluye al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, para asegurar que los usuarios residenciales vulnerables accedan al consumo energético indispensable”, señalan las resoluciones del rubro.

Para ello, a través del Decreto 943 se establecieron los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica sobre los cuales se aplica el subsidio: a) TRESCIENTOS KILOVATIOS HORA (300 kWh) para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año, y b) CIENTO CINCUENTA KILOVATIOS HORA (150 kWh) para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año. Lo que exceda estos bloques se factura con tarifa plena.

El decreto referido determina además las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del SEF.

A su vez, el mismos decreto dispone que durante el año 2026 se aplicará, para los usuarios de electricidad que resulten beneficiarios del SEF una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 por ciento y que la bonificación extraordinaria se adicionará a la bonificación general establecida “a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios”.

Por otra parte, para las dos distribuidoras de electricidad del AMBA también se aprobaron las tarifas que deberán aplicar a partir del 1 de marzo para los Clubes de Barrio y de Pueblo (CdByP) que integran el listado que confecciona el Ministerio de Turismo y Deportes, y Entidades de Bien Público. Asimismo, se aprobaron nuevas tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores.

Precio Anual Uniforme

Mediante la Resolución 23/2026 la Secretaría de Energía estableció el Precio Anual Uniforme (PAU), a ser trasladado a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco Plan Gas.Ar. Dicho precio (dolarizado) podría ser diferente del precio del gas en el PIST.

El PAU se aplicará a los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios oficializados por el ENARGAS.

Por el Decreto 943/25 se resolvió unificar los subsidios energéticos de jurisdicción nacional, y crear el régimen de subsidios focalizados (SEF) que incluiye al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos.

Por el Decreto 943/25 se resolvió mantener los bloques de consumo base de gas natural fijados en las Resoluciones 686/2022 y 91/2024, los que se extenderían, además, a los usuarios de gas propano indiluído por redes.

Por el mismo Decreto se dispuso también que, en el caso del gas natural, y a partir de la implementación del SEF, las bonificaciones aplicarían exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio que resulta del Plan Gas.Ar según lo determine la Autoridad de Aplicación (Precio Anual Uniforme).

Está por verse el alcance de la cobertura de subsidios tarifarios en términos de cantidad de usuarios, considerando la política de reducción de tales subsidios que se planteó el gobierno.

En los cuadros tarifarios de cada Licenciataria aprobados por el Ente se incorporó un cuadro con el PAU, expresado en Pesos por metro cúbico ($/m3), correspondiente a cada subzona tarifaria, a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio (Distribuidoras y Subdistribuidoras) reflejen el PAU y sobre este último apliquen las bonificaciones establecidas en el SEF.

Desde la Secretaría de Energía refirieron aumentos de tarifa de energía eléctrica para el AMBA en marzo, “según datos de las empresas distribuidoras”:
👉  2 de cada 3 usuarios de AMBA (63 %) registrarán una baja en su factura de marzo.
 👉 Las bajas se ubican en un rango de $ 1.000 a $ 25.000, dependiendo del nivel de consumo y la tarifa vigente.
👉 Para el 37 % restante, las subas son acotadas, en un rango de $ 400 a $ 5.500.   
👉 Esto se debe a que marzo es un mes templado y el consumo se reduce. Por eso el tope subsidiable será 150 kwh al mes (la mitad que en meses de verano), tal como estableció el nuevo esquema de subsidios SEF.
👉 Por su parte, el aumento promedio de la tarifa de gas natural a nivel nacional será de 0.96 % debido al PAU fijo anual y el bajo consumo estacional, se indicó.

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Formosa impulsa inversión millonaria en parque solar para fortalecer su industria química

La empresa Cloronor, ubicada en el Parque Industrial de Formosa, anunció una inversión superior a 3 millones de dólares para la instalación de un parque solar que inicialmente generará 2 megavatios y podrá ampliarse hasta 10 megavatios. Este proyecto busca garantizar la estabilidad energética en el proceso productivo de la compañía y se desarrollará en dos etapas: primero la instalación de los paneles solares y luego la incorporación de baterías para almacenar energía y prolongar su uso más allá de las horas de luz solar.

La planta solar estará ubicada en el barrio San Jorge, próximo al Parque Industrial. Cloronor se dedica a la fabricación de insumos fundamentales para la potabilización del agua, abasteciendo a varias provincias del Nordeste argentino. Actualmente, la empresa emplea a unas 70 personas y la financiación del proyecto combinará capital propio con herramientas financieras, como la emisión de obligaciones negociables.

El gerente de Cloronor, Sergio Alloi, explicó que esta iniciativa busca posicionar a Formosa como un polo petroquímico regional, aumentar la eficiencia y competitividad de la empresa y asegurar la continuidad operativa ante cortes eléctricos, especialmente en días de intenso calor. “Con esta inversión en energía renovable, Cloronor no solo busca garantizar su producción ante eventuales interrupciones del servicio, sino también fortalecer su perfil industrial en el norte del país”, señaló.

Además de la planta solar, la empresa inició el montaje de una nueva planta para la fabricación de ácido clorhídrico, un insumo clave para la producción de policloruro de aluminio y otros sectores con alta demanda, como la industria del litio. El equipamiento importado desde China llegó recientemente en ocho contenedores y forma parte de la ampliación que diversificará la oferta de productos, ya que Cloronor actualmente produce hipoclorito de sodio y sulfato de aluminio.

Este crecimiento industrial no solo busca reducir la dependencia de proveedores externos, sino que también tendrá un impacto positivo en la generación de empleo, estimándose la creación de entre 20 y 30 nuevos puestos de trabajo técnicos y administrativos, aportando al desarrollo del empleo calificado en la provincia.

La apuesta de Cloronor representa un avance significativo para el sector productivo formoseño, donde la eficiencia energética se vuelve una variable clave para mantener la competitividad y el abastecimiento regional en insumos estratégicos para la industria y el tratamiento del agua.

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YPF logra ganancias récord en Vaca Muerta tras reducir costos un 44% y crecer un 35% en producción

YPF presentó hoy los resultados del segundo año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 con un EBITDA ajustado de 5.000 millones de dólares, el más alto de los últimos 10 años.

El foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias y el manejo activo del portafolio permitieron a YPF alcanzar resultados operativos y financieros récord en un contexto de caída de precios internacionales.

Durante 2025, las inversiones alcanzaron los 4.477 millones de dólares en 2025 de los cuales el 72% se destinó al no convencional, principalmente en Vaca Muerta.

La producción shale promedió los 165.000 barriles diarios un crecimiento del 35% interanual. En diciembre, la producción alcanzó los 204 mil barriles día, un 43% superior a 2024 superando el objetivo previsto para fin de año.

Actualmente, el shale oil representa el 70% del total de la producción de petróleo de la compañía y permite compensar los efectos de la salida de los campos maduros. En ese sentido, la estrategia que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros permitió reducir el costo unitario de extracción un 44% en el cuarto trimestre de 2025 frente al mismo período del año anterior.

Las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 1.128 millones de barriles equivalentes en 2025, un crecimiento del 32% interanual. Hoy representan el 88% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 3,2x, lo que implica que las reservas crezcan más del triple de lo que se extrajo en el año.

En el segmento del Downstream, en 2025 las ventas de combustibles crecieron un 3% respecto al año anterior y las refinerías alcanzaron niveles récord de procesamiento en el último trimestre mejorando sustancialmente sus márgenes.

La compañía avanzó en la transformación tecnológica que permitió mejorar la eficiencia de sus operaciones. En el último año, YPF inauguró siete Real Time Intelligent Centers (RTICs) en sus operaciones que permiten optimizar la toma de decisiones.

YPF profundizó su estrategia de manejo activo de su portfolio con la venta de activos no estratégicos – como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr – por una suma total de más de 1.000 millones de dólares. Asimismo, en enero de 2026, se firmó un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol para adquirir el 50% adicional de tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG: Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, además de sumar participación en los yacimientos Bandurria Sur y Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.

En relación con el proyecto Argentina LNG, en febrero de 2026, YPF, ENI y XRG firmaron el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante, para iniciar el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA.

Adicionalmente, en noviembre 2025, YPF se adhirió al plan de facilidades de pago establecido por ARCA para saldar deudas relacionadas con la actualización de quebrantos del impuesto a las ganancias, con impacto en el resultado neto contable de 2025, pero sin generar prácticamente impacto en el flujo de caja del año.

Finalmente, en el plano financiero, YPF obtuvo financiamiento por 3.700 millones de dólares mostrando su capacidad para financiar el ambicioso plan de inversiones en Vaca Muerta.

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Vista Energy evalúa aplicar al RIGI en Vaca Muerta y planea mayor inversión con menores costos

Vista Energy está evaluando la posibilidad de acogerse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para sus proyectos de exploración y producción en Vaca Muerta, luego de que se habilitara este esquema para nuevos desarrollos de petróleo y gas. La compañía contempla incluir bajo este régimen los bloques Bandurria Norte, Águila Mora y el área exploratoria Bajo del Toro, adquirida recientemente a Equinor.

Este movimiento busca optimizar la tasa de retorno de proyectos que requieren una alta inversión de capital, especialmente con precios internacionales del crudo Brent rondando los US$ 65 por barril. Bajo del Toro se destaca como el activo con mayor potencial dentro del portafolio reciente de Vista Energy.

Tras la aprobación regulatoria prevista en Chile antes de mayo, la empresa planea ampliar la infraestructura y los ductos necesarios para evacuar shale oil. Con un Brent cercano a US$ 65, se espera que los activos incorporados puedan autofinanciarse, fortaleciendo la posición de la compañía en la región.

En 2025, Vista Energy destinó el 61% del petróleo comercializado a la exportación, con un total de 22,2 millones de barriles vendidos a paridad internacional, generando ingresos superiores a US$ 1.400 millones. Esto consolidó a la firma como el segundo mayor productor de petróleo en Argentina, sólo detrás de YPF. Además, Vista participa en el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), cuya puesta en marcha está prevista para finales de 2026 y ampliará la capacidad de exportación desde la terminal en Río Negro.

Durante el último ejercicio, la compañía invirtió US$ 1.331 millones y logró perforar y conectar 74 nuevos pozos de shale oil, con un costo promedio de US$ 12,1 millones por pozo. La producción promedio anual alcanzó los 115.479 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un aumento del 66% con respecto al año anterior.

En el cuarto trimestre, la producción subió a 135.414 boe/d, mostrando un crecimiento interanual del 59%. Vista Energy se propuso superar los 140.000 boe/d antes de concluir el trimestre, apoyándose en el desarrollo de áreas tradicionales y en la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica a Petronas, cerrada en abril.

En términos financieros, los ingresos totales de la empresa alcanzaron US$ 2.444 millones, un aumento del 48% en comparación con el año previo. El EBITDA ajustado fue de US$ 1.596 millones, mientras que la utilidad neta se situó en US$ 719 millones, frente a los US$ 478 millones registrados en el ejercicio anterior.

Uno de los pilares en la estrategia operativa de Vista Energy fue la reducción de costos. El lifting cost promedio anual descendió a US$ 4,4 por barril equivalente y bajó a US$ 4,1 en el cuarto trimestre. La compañía mejoró su eficiencia logística mediante el abastecimiento de arena a menor distancia y la implementación de tecnologías avanzadas en perforación y completación.

El costo por pozo, que fue de US$ 12,1 millones en el segundo semestre de 2025, podría reducirse a US$ 11,7 millones en 2026 si se consolidan las iniciativas en curso.

Para 2026, Vista Energy mantiene su guía de producción bajo un escenario con Brent a US$ 65, proyectando alcanzar los 140.000 boe/d y efectuar entre 80 y 90 nuevas conexiones de pozos. El capex estimado para este período oscila entre US$ 1.500 y US$ 1.600 millones.

En el contexto del debate sobre la reforma laboral, el Gobierno nacional avanzó con la incorporación del upstream al RIGI, un acuerdo realizado con la provincia de Neuquén que impacta directamente en Vaca Muerta y en los proyectos exportadores de gas y petróleo.

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Louis Dreyfus inaugura en Timbúes planta avanzada para biocombustibles de aviación

Louis Dreyfus Company (LDC) inauguró en su complejo agroindustrial de Timbúes una nueva línea de molienda de semillas con alto contenido de aceite, destinada a fortalecer el mercado mundial de combustibles renovables para la aviación, conocidos como SAF (Sustainable Aviation Fuel).

Esta moderna infraestructura tiene la capacidad de procesar hasta 3.000 toneladas diarias de cultivos como camelina, carinata y canola. La producción está enfocada en el aceite de camelina, un cultivo de invierno que no compite con los granos tradicionales, lo que representa un avance significativo en la producción sostenible de biocombustibles.

Juan José Blanchard, CEO para América Latina y COO global de LDC, detalló que la planta responde a las nuevas demandas del mercado internacional. Además, anticipó que próximamente se enviará un cargamento de aceite de camelina procesado en Timbúes hacia Europa, donde será utilizado para alimentar aviones con combustibles más limpios.

Con más de dos décadas de operación, el complejo de Timbúes es uno de los más competitivos a nivel mundial, con una capacidad de embarque superior a 4 millones de toneladas. La construcción de esta nueva línea se realizó sin accidentes graves, reflejando el compromiso de LDC con la seguridad y el bienestar de sus 241 empleados directos.

Gustavo Idígoras, en referencia a la concreción de este proyecto, comentó: “Teníamos un plan de infraestructura archivado hace 15 años porque ningún gobernador nos escuchaba”, destacando la importancia del apoyo institucional para el desarrollo industrial.

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Enersa fortalece el sistema eléctrico y mejora el servicio en una zona productiva

La empresa Energía de Entre Ríos Sociedad Anónima (Enersa) optimiza la calidad de su prestación en la localidad del departamento Colón con una obra en la línea de media tensión que beneficia tanto al sector productivo como a usuarios residenciales del área de influencia.

La intervención atiende la demanda energética de la planta incubadora de la empresa avícola Noelma SA, que requiere una potencia de 450 kilovatios, pero fue diseñada con una capacidad superior a la estrictamente necesaria con el objetivo de acompañar el desarrollo integral del lugar y optimizar el desempeño de toda la red.

En ese contexto, se ejecuta la construcción y remodelación de aproximadamente 2.300 metros de línea de media tensión, quedando como configuración definitiva una red trifásica de 13,2 kilovatios, lo que incrementa la capacidad operativa, reduce riesgos de sobrecarga y mejora la confiabilidad del sistema.

Además, se instaló un transformador trifásico destinado a abastecer granjas que actualmente cuentan con suministro monofásico, mejorando la calidad de sus procesos productivos.

Con estas obras, se fortalece el sistema en una zona productiva suburbana y se asegura un suministro más estable y confiable también para los usuarios residenciales, consolidando una red eléctrica más eficiente y preparada para el crecimiento.

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YPF: Estados Unidos respaldó a Argentina ante la Corte de Nueva York y rechazó sanciones

El Departamento de Justicia de los Estados Unidos intervino formalmente en el litigio por la expropiación de YPF para respaldar la postura argentina frente al pedido de desacato impulsado por los fondos demandantes. En un escrito de 29 páginas presentado ante el tribunal de Loretta Preska, la administración estadounidense recomendó rechazar las penalidades solicitadas, argumentando que estas no se ajustan a la Foreign Sovereign Immunities Act.

El documento advierte que avanzar con sanciones procesales e inferencias adversas contra un Estado soberano podría generar consecuencias negativas en la política exterior. Según el gobierno de Estados Unidos, este tipo de medidas afecta la reciprocidad que Washington espera recibir en tribunales extranjeros y colisiona con los principios de “cortesía internacional” que rigen las controversias entre naciones.

La administración de Donald Trump señaló específicamente que los requerimientos de información dirigidos a funcionarios de alto rango de entidades públicas presentan tensiones jurídicas significativas. El texto sostiene de manera explícita que las medidas reclamadas por los beneficiarios del fallo —incluyendo sanciones económicas— no cumplen con los criterios de trato vigentes entre Estados soberanos.

Desde la Procuración del Tesoro de la Nación destacaron que este acompañamiento refleja la “consistencia técnica” de la estrategia argentina, basada en el principio de inmunidad soberana. El organismo recordó que el país ya entregó más de 115 mil páginas de documentación durante el proceso de prueba, sin que los demandantes lograran acreditar sus acusaciones de reticencia.

En paralelo, el Estado argentino mantiene un recurso ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito tras la negativa de la jueza Preska de suspender la etapa probatoria. Las partes ya expusieron sus argumentos ante la instancia superior y se encuentran a la espera de una resolución que determine el alcance de las obligaciones de transparencia del país.

El expediente atraviesa una fase crítica con definiciones pendientes sobre la entrega de acciones y la validez de los pedidos de información. El respaldo de la Casa Blanca, sostenido desde la asunción de Javier Milei, se suma a la controversia de fondo en un momento donde la Justicia neoyorquina debe decidir si aplica las severas sanciones que pretenden los fondos privados.

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Una nueva suba en los impuestos a los combustible desde el domingo

El Gobierno dispuso un incremento en los impuestos a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) que comenzará a regir a partir de este domingo primero de marzo, una actualización que impacta de forma directa en el precio final de la nafta y el gasoil con un aumento, del 1,1%.

De este modo, únicamente por el efecto impositivo, el litro de nafta súper registrará un alza de $17,38 respecto de los valores actuales, mientras que en el caso del gasoil la suba será de $14,88. La decisión quedó formalizada este viernes mediante el Decreto 116, publicado en el Boletín Oficial.

Nuevamente, el Ejecutivo optó por actualizar de manera parcial los incrementos pendientes que se habían acumulado a lo largo de 2024 y durante los primeros tres trimestres de 2025, y así favorecer el proceso de baja e la inflación.

Según detalla el decreto, los montos responden al mecanismo automático de actualización trimestral de los valores fijos del tributo, que se ajustan en función del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y se encuentran vigentes desde 2018. Si bien la normativa establece revisiones en enero, abril, julio y octubre de cada año, en la práctica estos ajustes fueron postergados en reiteradas ocasiones con el objetivo de moderar su impacto inflacionario.

Desde el Gobierno explicaron que la medida apunta a “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”, evitando un traslado brusco a los precios finales en los surtidores.

Desde el año pasado, la petrolera YPF dejó de comunicar de forma pública los aumentos de precios y pasó a aplicar ajustes segmentados por regiones, franjas horarias y niveles de demanda. Este esquema derivó en precios dinámicos, lo que dificulta el seguimiento preciso de los valores en los surtidores.

Sin embargo, con la reciente actualización impositiva, el precio del litro de nafta registraría un incremento promedio del 1,1%, según las primeras estimaciones realizadas por los empresarios del sector de estaciones de servicio

En concreto, el litro de nafta aumentará $17,385 por la suba del impuesto a los combustibles y $1,065 por el tributo al dióxido de carbono. De esta manera, el litro de súper, que actualmente cuesta $1609 según el relevamiento del sitio Surtidores, pasará a valer $1627,45.

En el caso del gasoil, el impuesto general se incrementará en $14,884, con un adicional diferencial de $8,059 para las zonas comprendidas en el régimen patagónico. A ese monto se sumará $1,696 correspondiente al impuesto ambiental. Así, en marzo el precio por litro se elevará de $1658 a $1674,58.

El recargo adicional del ICL sobre el gasoil alcanza a las provincias de Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, además del partido bonaerense de Patagones y el departamento mendocino de Malargüe.

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YPF prevé invertir US$5.800 millones en 2026 y cerrar el año con una producción de 250.000 barriles de crudo

Horacio Marín encabezó la call con inversores tras la presentación de resultados del cuarto trimestre de 2025.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció este viernes ante inversores un plan de inversión para 2026 que oscilará entre los US$5.500 y US$5.800 millones, tras la presentación de resultados. La hoja de ruta financiera busca capitalizar la eficiencia operativa en Vaca Muerta para alcanzar una producción proyectada de 215.000 barriles diarios, lo que supone duplicar los niveles registrados al inicio de la década y consolidar un EBITDA ajustado récord de hasta u$s6.200 millones.

«Casi el 70% de este fondo se destinará a nuestra operación de shale. Nuestro objetivo es una producción de aproximadamente 215.000 barriles diarios. Esto representa más del doble de la producción disponible en el período 2020. Además, se espera que la tasa de salida anual se sitúe en torno a los 250.000 barriles diarios de petróleo«, afirmó el titular de YPF este viernes junto a Pedro Kearney. VP Finance, y Maximiliano Westen, VP Strategy, New Businesses & Controlling.

El salto productivo proyectado para el año se fundamenta en un cambio del perfil de activos de la compañía. Marín explicó que este incremento del EBITDA, que se ubica entre un 40% y 50% por encima de los niveles de 2023, se logra «a pesar de la caída de los precios internacionales» gracias a un programa de eficiencia que atraviesa todas las áreas de la petrolera.

La rentabilidad del negocio de upstream se convirtió en la prioridad de la gestión, lo que implica una retirada acelerada de los yacimientos que no ofrecen retornos de doble dígito. En este sentido, el titular de YPF fue categórico al definir el futuro inmediato de la operación en los campos maduros que históricamente formaron el núcleo de la empresa.

La petrolera durante 2026 invertirá hasta US$5,8 billones y prevé cerrar el año con una producción de 250.000 barriles shale oil diarios

«Mi objetivo personal es no tener producción convencional para fin de año. Queremos ser una compañía de shale -afirmó Marín. Durante este año, el costo de extracción está bajando, no solo porque dejamos de producir convencional, sino también porque estamos mejorando la producción de shale y porque nos enfocamos mucho en la productividad. Creemos que para fin de año, la ganancia total para YPF será de siete dólares por barril».

El rol estratégico del proyecto VMOS en el crecimiento de YPF

Para sostener este crecimiento, el directivo vinculó la producción a la capacidad de transporte, destacando el rol estratégico del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Según el CEO, la infraestructura es el cuello de botella que la compañía comenzó a destrabar para permitir que el flujo de crudo hacia los mercados internacionales no se detenga durante el primer semestre de 2026.

«Se espera que durante el primer semestre entreguemos entre 200.000 y 210.000 barriles diarios, lo cual no representa un gran aumento», señaló al explicar que las razones se encuentran en las limitaciones de la evacuación. «Por eso YPF fue uno de los impulsores de VMOS, necesitamos más evacuación para obtener más producción. Además, tenemos muy buenos resultados en las nuevas instalaciones, como La Angostura Sur», agregó.

En términos de costos, el titular de YPF destacó que la compañía logró perforar a un valor de US$4.000 por metro, una cifra que la sitúa en la vanguardia de la industria local. Este nivel de competitividad se reforzó mediante un proceso de licitación con empresas de servicios internacionales que permitió una reducción drástica en los costos de herramientas clave.

YPF actualizó el perfil de vencimientos de deuda del periodo 2026-2047. La compañía logró concentrar sus mayores compromisos hacia 2027.

En ese sentido, reveló que YPF avanzó en «un proceso de licitación muy competitivo con cifras que eran muy altas para las compañías de servicios petroleros. Y esperamos, después de la licitación, haber reducido el costo unitario de esas herramientas en más del 20%. Así que, durante el primer trimestre se verá una reducción en nuestro gasto de capital».

Respecto a la salud financiera, la empresa proyecta un flujo de caja libre entre neutral y ligeramente negativo para 2026. Este equilibrio se explica porque el elevado EBITDA se verá compensado por el plan de inversiones, el pago de impuestos y los aportes de capital a proyectos de infraestructura, sumado a un ratio de apalancamiento que bajará a 1.6x.

Para compensar el gasto de capital, YPF acelerará su programa de desinversiones (M&A). La venta de la distribuidora MetroGas aparece como el hito más próximo en el calendario financiero de la firma, una vez que se resuelvan las instancias administrativas con el Poder Ejecutivo nacional.

«Respecto a MetroGas, sí, ahora estamos en la etapa final, estamos terminando con el gobierno la obtención de la prórroga, no sé si será en un mes aproximadamente, y después venderemos MetroGas este año», aseguró. Esto lo coloca en una posición de flujo de caja libre neutral, suponiendo que las fusiones y adquisiciones restantes se realicen este año.

Marin repasó los avances en los proyectos de LNG en que participa YPF y ratificó la búsqueda de un nuevo socio internacional.

Argentina LNG y el objetivo de alcanzar la Decisión Final de Inversión

En cuanto al proyecto Argentina LNG, Marín aclaró que, si bien es el pilar del futuro exportador, el año 2026 no demandará desembolsos masivos inmediatos, sino que estará centrado en alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) y asegurar la estructura de financiamiento con organismos internacionales y bancos comerciales.

«En cuanto al GNL, no es una gran inversión este año. Este año nos centramos en la inversión inicial (FID) de 12 millones de toneladas anuales», garantizó Marin. Sin embargo, aseguró que «Argentina LNG emerge como una alternativa confiable, robusta y flexible a nivel mundial, con una economía excepcional y un sólido apoyo de múltiples partes interesadas».

La visión a largo plazo para el gas natural licuado incluye la participación de socios estratégicos como ENI y la plataforma ADNOC. Marín detalló que el proyecto busca una estructura de financiamiento y que ya se evalúa una expansión para sumar una tercera unidad flotante de licuefacción hacia la próxima década.

Finalmente, el presidente de la petrolera envió un mensaje de resiliencia ante la volatilidad del mercado global. Aseguró que la compañía trabajó en bajar su punto de equilibrio (break-even) para que la operación sea sustentable incluso si el precio del barril Brent sufriera una caída drástica e inesperada.

«Nos preparamos para no tener problemas con el gasto de capital este año y seguir subiendo. Seguro que está entre 40 y 45 (dólares), incluso con nuestro gran precio de equilibrio de cuarenta y cinco este año, no tenemos problema. Después de estos dos años, YPF será algo más fuerte de lo que verá en el futuro», completó.

, Ignacio Ortiz

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Ley de Glaciares: por qué llegaría a Diputados recién a fines de marzo

Luego de la media sanción de la Ley de Glaciares, el gobierno pondrá el foco en la participación de argentina en el PDAC 2026 en Canadá.

El oficialismo logró aprobar en el Senado las modificaciones a la Ley de Glaciares con 40 votos a favor y 31 en contra. El proyecto es una de las principales demandas del sector minero para destrabar inversiones millonarias. Según fuentes del Congreso consultadas por EconoJournal, despejada la media sanción en la Cámara Alta, el tratamiento en Diputados podría concretarse a fines de marzo o durante el mes de abril.

Las mismas fuentes indicaron que la agenda del gobierno para el sector minero ahora está enfocada en fortalecer la participación de la Argentina en el Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC 2026), la convención minera más grande del mundo que se desarrollará entre el 1 y el 4 de marzo en Toronto, el principal centro financiero de Canadá, donde participará EconoJournal.

Además, el gobierno argentino realizará entre el 9 y 12 de marzo el Argentina Week en Nueva York, donde participará el presidente Javier Milei; el ministro de Economía, Luis Caputo, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni; el Canciller, Pablo Quirno, entre otros funcionarios.

En este evento, que contará con referentes de distintos sectores de la economía, habrá un panel específico sobre minería, donde participarán los empresarios Rob McEwen de la compañía McEwen Mining (en la Argentina está a cargo del proyecto de cobre Los Azules); Simon Trott de Rio Tinto, que en el país cuenta con inversiones en cobre y litio; y Tristan Pascall de First Quantum Minerals, a cargo del desarrollo de cobre Taca Taca.

El moderador del panel que se llamará “Desbloqueando la frontera minera de Argentina: la próxima potencia mundial en minerales críticos” será el viceministro de Energía y Minería, Daniel González. El gobierno proyecta que Argentina producirá al menos un millón de toneladas anuales de cobre durante las próximas dos décadas.

Ley de Glaciares: la agenda para mostrar a la Argentina en el PDAC y Nueva York

La intención del Poder Ejecutivo es mostrar en ambos eventos la media sanción en el Congreso argentino del proyecto que introduce modificaciones a la Ley de Glaciares que, según creen en el gobierno, atraerá inversiones millonarias, sobre todo en los proyectos de cobre de clase mundial que hay en carpeta en el país.

La delegación argentina del PDAC 2026 contará con gobernadores de provincias mineras, funcionarios nacionales y referentes del sector. El equipo económico prevé también poner sobre la mesa el portfolio de proyectos de litio, cobre, oro y plata, ente otros minerales, para atraer inversiones mineras a partir de los beneficios que otorga el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

En este sentido, el gobierno llevará como novedad también la extensión del plazo por doce meses más para que las compañías presenten proyectos de inversión para adherirse al RIGI, que ahora será hasta el 8 de julio de 2027.

En la edición del año pasado del PDAC, la delegación argentina contó con más de 170 personas y fue encabezada por la secretaria general de la presidencia Karina Milei, y el entonces secretario de Finanzas, Pablo Quirno, hoy a cargo del Ministerio de Relaciones Exteriores. También participó el secretario de Minería, Luis Lucero.

La Ley de Glaciares en Diputados

Además, las mismas fuentes señalaron que el tratamiento de la Ley de Glaciares en Diputados demorará algunas semanas porque el gobierno ahora está enfocado en la inauguración de las sesiones ordinarias del Congreso el próximo domingo 1° de marzo y en la agenda de temas que estarán presentes en el discurso de Javier Milei.

Si bien todavía faltan algunas semanas para que se trate en el recinto, en el gobierno creen que, luego de la media sanción en el Senado, hay condiciones para alcanzar los votos necesarios para aprobar definitivamente el proyecto en Diputados.

, Roberto Bellato

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Argentina LNG: la legislatura rionegrina ratificó el blindaje fiscal del proyecto

La Legislatura de Río Negro ratificó el acuerdo firmado entre la provincia y las empresas Argentina LNG SAU e YPF.

Con 42 votos a favor y 4 en contra, la Legislatura de Río Negro aprobó este viernes el proyecto de ley que establece un marco normativo y brinda estabilidad fiscal por 30 años al proyecto Argentina LNG. De esta forma, se ratificó el acuerdo firmado el 23 de enero pasado entre la provincia y las empresas Argentina LNG SAU e YPF.

La normativa apunta a reglamentar las condiciones para posicionar a la provincia como un hub exportador de energía a escala global y a funcionar de manera complementaria al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), blindando el desarrollo ante eventuales cambios en la matriz impositiva o normativa de la jurisdicción local. Además, declara de interés público al megaproyecto y a todas las obras que contemple y lo exime del pago del Impuesto de Sellos.

El gobernador Alberto Weretilneck celebró la aprobación en redes sociales y expresó que “estamos muy contentos. Son US$20.000 millones, 40.0000 puestos de trabajo. Ahora Río Negro tiene rumbo, va a ser otra para que nuestros jóvenes, comerciantes y empresaros tengan un futuro garantizado a partir de la llegada de inversores nacionales e internacionales”.

Por su parte, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, manifestó que “es una gran noticia para el futuro energético de la Argentina. Seguimos adelante con más inversión, más desarrollo y más oportunidades para el país”.

Proyecto Argentina LNG en el recinto

El diputado de Juntos Somos Río Negro, Lucas Pica, fue el encargado de informar los alcances del proyecto a sus pares que, por gran mayoría, coincidieron en aprobar el proyecto de ley. En oposición votaron los diputados de los bloques Vamos con Todos y PJ-Nuevo Encuentro.

En este contexto el legislador oficialista resaltó que el megaproyecto Argentina LNG creará 40.000 nuevos puestos de trabajo y denominó a la infraestructura que se montará en el Golfo San Matías como una victoria económica y como “una revancha política y territorial frente a la provincia de Buenos Aires”.

Recordó además, la disputa con Bahía Blanca para instalar el proyecto en sus aguas y afirmó que la decisión de ir a Río Negro es “un grito de la reparación histórica de la norpatagonia”. “Nosotros sobre el final de la carrera le arrebatamos esa planta a Bahía”, celebró.

El bloque de la UCR también acompañó el proyecto. Desde su banca, Ariel Bernatene aseguró que la obra “convertirá a Río Negro en un actor central del mapa energético” y manifestó que “negarse sistemáticamente a toda inversión estratégica no protege el medio ambiente, sino que condena a una provincia al estancamiento”.

Del lado opositor, la diputada Magdalena Odarda (Vamos Con Todos) cuestionó que los socios internacionales ADNOC- XRG de Emiratos Árabes Unidos y la italiana ENI no figuren en el acuerdo, “lo que impide a la Legislatura controlar sus antecedentes”. Además, expresó que “Río Negro no participa en el negocio energético. No somos socios, no hay una situación de paridad”.

En consonancia, el legislador Delgado Sempé, del mismo bloque, criticó la exención del Impuesto de Sellos concedida a las corporaciones y comparó los anuncios actuales con promesas del pasado: “Ya lo vivimos con la planta nuclear, ya lo vivimos con el hidrógeno verde y, como le dije hoy, la tercera es la vencida”.

Las obras de infraestructura que demandará el proyecto

El proyecto demandará la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción.

La presentación incluyó detalles acerca de la infraestructura que demandará el megaproyecto con la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción que estarán situadas a aproximadamente 7 kilómetros de las líneas de base de la costa, en una zona con una profundidad de agua de unos 40 metros.

Cada unidad tendrá una capacidad de producción de 6 millones de toneladas por año (MTPA), sumando un total de 12 MTPA en esta etapa y contarán con tres “trenes” de licuefacción de 2 MTPA cada uno.

La normativa precisó que el gas se transportará desde Neuquén mediante un gasoducto dedicado de 48 pulgadas y 520 kilómetros de longitud que se unirá a través de ductos submarinos a los buques licuefactores. Para esto, se prevé el desarrollo de instalaciones portuarias y bases de apoyo que incluirán talleres de mantenimiento, áreas de almacenamiento, instalaciones de respuesta ante emergencias y soporte logístico para las operaciones marítimas .

La comercialización del gas se realizará mediante la transferencia directa desde las unidades flotantes hacia los buques metaneros (con capacidades entre 140.000 m³ y 215.000 m³) utilizando una configuración “barco a barco” (side-by-side).

, Laura Hevia

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Dioxitek negocia mantener operativa su planta de dióxido de uranio en Córdoba por ocho años más antes de mudarse a Formosa

La planta de Dioxitek en Córdoba. La empresa negocia su continuidad por ocho años más.

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 una nueva planta en Formosa.

Por otro lado, la Justicia Federal allanó esta semana las instalaciones por dos incidentes ocurridos dentro de la planta. Según consignó el medio La Voz de Córdoba, el primero de ellos ocurrió en 2023 y el segundo, un año después, éste último denunciado por los trabajadores. EconoJournal confirmó con la Autoridad Regulatoria Nuclear que la empresa reportó uno de los incidentes, cumpliendo con la normativa exigente.

La empresa estatal que produce dióxido de uranio para los combustibles de las centrales nucleares argentinas lleva 43 años operando en la planta ubicada en la ciudad de Córdoba. Ahora bien: tan sólo tres años después de su inauguración en 1982, la municipalidad aprobó la ordenanza 8133 de uso de suelo, que redefinió la zona como residencial y obliga a la empresa a cerrar la planta y mudar sus operaciones.

Un acuerdo en la justicia federal en 2014 estableció el compromiso de Dioxitek de mudar sus operaciones a la Nueva Planta de Uranio en Formosa mientras continúa operando temporalmente en Córdoba. Pero el acuerdo se cayó en diciembre, tras ser prorrogado en varias oportunidades.

Dioxitek solicita ocho años más de operación en Córdoba: las razones

La planta de Dioxitek sin finalizar en Formosa.

La municipalidad de Córdoba y Dioxitek ahora están negociando un nuevo acuerdo. La empresa pidió un plazo de operación por ocho años mientras termina de construir y poner operativa la planta en Formosa. La municipalidad se inclina por aceptar el pedido, siempre y cuando la empresa presente un plan de trabajo definitivo con pasos concretos para el cierre en Córdoba y sin posibilidad de prórroga.

La empresa aduce que está ejecutando una importante inversión en Córdoba que necesita de un plazo de ocho años para su amortización, un planteo que fue reconocido por la municipalidad. Dioxitek anotó el año pasado un récord de producción, con 190 toneladas de dióxido de uranio producidas en Córdoba.

El pedido ante el Juzgado Federal fue formulado 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 en un acta judicial de septiembre pasado vista por EconoJournal.

La construcción de la planta en Formosa quedó virtulamente paralizada desde septiembre de 2023 por falta de partidas presupuestarias. Actualmente se realizan tareas de conservación para evitar la depreciación o reducir riesgos sobre la planta y sus equipos. La Jefatura de Gabinete de Ministros informó en 2024 que a diciembre de 2023 el avance del proyecto era del 69,5%, con una inversión ejecutada de aproximadamente US$ 149 millones.

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, quien presidió Dioxitek hasta diciembre, evaluó que la planta de Formosa está sobredimensionada en su capacidad productiva, de 500 toneladas anuales. «Había un problema de la falta de modelo de negocio, porque la demanda agregada de las centrales nucleares argentinas que utilizan dióxido de uranio natural oscila en torno a las 210 toneladas», dijo Ramos Napoli en una entrevista a este medio.

La capacidad de producción de 500 toneladas, dividida en dos líneas de producción, fue originalmente pensada imaginando futuras expansiones del parque nuclear argentino con nuevas centrales de uranio natural y agua pesada.

Dioxitek: el resultado del allanamiento en sus instalaciones

Mientras avanza la negociación, se conocieron dos incidentes productivos dentro de la planta de Dioxitek en Córdoba que motivaron un allamiento de la Justicia Federal. EconoJournal confirmó con la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) que la empresa cumplió con la normativa y notificó uno de los incidentes, mientras que el otro evento no entraba dentro de los parámetros considerados para la notificación a la autoridad nacional que regula las instalaciones nucleares.

En concreto, el medio La Voz de Córdoba publicó imágenes de dos incidentes, uno del 2023 y otro del 2024. El incidente de 2023 involucró la rotura de una válvula y desperdicio de materiales peligrosos mientras se realizaba un trabajo de mantenimiento preventivo antes de que comience la producción en un horno HLF. El otro incidente fue una pérdida de uranio debido a la rotura de un tubo, con esparcimiento del material en una zona de trabajo.

Desde la ARN confirmaron que el evento de 2024 fue debidamente notificado. «ARN recibió oportunamente el reporte del incidente con fecha 20/6/2024, por parte de Dioxitek, tanto el reporte preliminar del evento como el final. El incidente quedo resuelto por la instalación. Respecto al incidente del 15/05/2023, este no tuvo reporte a la ARN por no tener implicancias radiológicas«, respondieron a EconoJournal.

«ARN realiza el control regulatorio a la Planta de Producción de UO2 mediante inspecciones rutinarias de acuerdo al plan de inspecciones, teniendo en cuenta que esta instalación se clasifica como instalación Clase II (instalación nuclear sin potencial de criticidad) según la normativa vigente. Del resultado de las inspecciones y de la evaluación regulatoria de documentación presentada a ARN, pueden surgir requerimientos regulatorios, los cuales tienen un seguimiento posterior por parte de nuestros inspectores», añadieron.

El Juzgado Federal N°2 de Córdoba realizó esta semana un allanamiento en la planta de Dioxitek en respuesta a denuncias formuladas a partir de la publicación. La inspección se realizó con asistencia de personal técnico de la Facultad de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales de la Universidad de Córdoba.

Dioxitek informó que «durante el transcurso del procedimiento se llevaron a cabo distintas mediciones en diversos sitios de la planta de producción de Dióxido de uranio, sin arrojar resultados mayores a los esperados y regulados por la Autoridad Regulatoria Nuclear». La empresa agregó que «también se verificaron los registros sobre los eventos y desvíos a la normal operación de la planta y no se identificó accidente alguno«.

El secretario de Asuntos Nucleares descartó la existencia de un accidente o impactos radiológicos por fuera de la planta. «Esparcir noticias falsas sobre la seguridad radiológica de nuestro ciclo de combustible nuclear no es algo para tomarse a la ligera», dijo Ramos Napoli en su cuenta de X.

, Nicolás Deza

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YPF cerró 2025 con el mejor EBITDA en 10 años, pero una decisión del gobierno terminó afectando su balance

YPF logró un EBITDA ajustado de US$5.009 millones en el ejercicio 2025, pero la decisión oficial de no autorizar la actualización de inflación de los quebrantos contables registrados en los años de alta inflación terminó afectando su balance y eso se evidenció en una pérdida de US$ 799 millones, según los resultados informados el jueves por la noche.

En particular, el impuesto a las ganancias representó un cargo negativo de US$1.709 millones durante el año, vinculado a la adhesión de la firma a un plan de facilidades de pago para resolver una contingencia histórica por la revaluación de quebrantos impositivos, además de una disminución en el valor fiscal de sus activos.

La mayoría de las grandes empresas energéticas y de otros rubros intentaron durante meses buscar alternativas y soluciones menos costosas para sus balances, junto con el Gobierno, y en particular con la Secretaría de Hacienda y el ARCA.

El ex titular de ese organismo Juan Paso estaba de acuerdo en permitir actualizar por inflación los quebrantos o buscar una solución parcial, pero prevaleció en el Ministerio de Economía el temor a que permitir esta media incidiera en la situación fiscal del Estado.

Si bien es un pasivo que afectó la utilidad neta del cierre de 2025, YPF resolvió una contingencia fiscal relevante al ingresar a un plan por alrededor de US$1.000 millones, en 120 cuotas mensuales en pesos para cancelar obligaciones derivadas de la revaluación de quebrantos impositivos acumulados.

A la carga impositiva se sumaron resultados financieros netos negativos por US$952 millones, impulsados por la menor valuación a precio de mercado de los bonos soberanos que integran la liquidez de la firma en comparación con el año anterior. Asimismo, el balance absorbió el impacto contable de la estrategia de desinversión en campos maduros y la venta de activos como Manantiales Behr, factores que, junto con el aumento de las depreciaciones por la mayor actividad en Vaca Muerta, terminaron por neutralizar la generación operativa de caja.

Un Ebitda 2025 histórico para YPF

El Ebitda ajustado presentado por la compañía fue US$5.009 millones (+8% a/a), a pesar de la caída del precio del Brent, principalmente por la mayor producción de petróleo shale (+35% a/a) y menores costos de extracción (-26% a/a), derivado de la estrategia combinada de salida de campos maduros y expansión de la producción shale, además de niveles récord de procesamiento en las refinerías y sólidos crack spreads.

En el 4T25, el Ebitda fue US$1.283 millones (-5% t/t), reflejando menores ventas estacionales de gas y mayores costos en términos reales, en parte compensado por mejores precios locales de combustibles y niveles récord de procesamiento.

En Upstream los ingresos totalizaron US$7.575 millones en 2025 (-8% a/a), principalmente por una reducción del 12% en el precio del crudo

Las inversiones fueron de US$4.477 millones en 2025 (-11% a/a), un 10% por debajo de las estimaciones originales, principalmente debido a nuevas mejoras operativas y menores costos medidos en dólares, de las cuales el 72% fue alocado al negocio no convencional. En el 4T25, las inversiones siguieron esta tendencia, alcanzando US$1.086 millones (+7% t/t y 73% alocado al negocio no convencional).

La producción de petróleo shale promedió 165 kbbl/d en 2025 (+35% a/a, en línea con el target), compensando completamente la desinversión del convencional. En el 4T25, la producción promedió 196 kbbl/d (+42% a/a y +15% t/t). En diciembre, se firmó un contrato de exportación de petróleo shale con ENAP, por alrededor de 32 kbbl/d hasta jun-33.

Las reservas P1 de shale en Vaca Muerta crecieron a 1.128 Mboe en 2025 (+32% a/a y 88% del total de reservas P1), con un sólido índice de reemplazo de reservas de 3,2x y vida promedio de 9.0 años: 54% petróleo, 40% gas y 6% NGL.

Los resultados del downstream

En downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron récord de 335 kbbl/d en el 4T25, con una tasa de utilización del 99%, generando excedente de nafta y gasoil que permitió sustituir importaciones tanto de otros operadores locales como del mercado externo.

Los ingresos alcanzaron US$15.338 millones en 2025 (-4% a/a), principalmente debido a menores precios locales y de exportación, en línea con la tendencia bajista en el precio internacional de petróleo, y una reducción de las exportaciones de jet fuel (dado el cese de la actividad de aviación en YPF Chile).

En Downstream los ingresos alcanzaron US$15.338 millones en 2025 (-4% a/a), principalmente debido a menores precios locales y de exportación.

Estos efectos fueron parcialmente mitigados por una mayor demanda de granos y harinas en el mercado externo, y por el incremento de los volúmenes despachados de nafta, gasoil, jet fuel y otros productos refinados y mayores volúmenes de exportación de petróleo.

En el 4T25, los ingresos subieron 5% t/t, impulsados por mayores precios locales de combustibles, en línea a las paridades internacionales, y por mayor demanda de nafta y gasoil, también impulsada por estacionalidad de nafta. Esto se vio parcialmente compensado por una caída del 7% en el precio del Brent, afectando a los precios locales y de exportación de otros productos refinados y petroquímicos.

Finalmente, la petrolera repasó sus actividades de M&A, en lo cual en diciembre vendió la participación del 50% en Profertil por US$635 millones de los cuales dos tercios fueron cobrados a enero último. Además, adquirió el 4,9% del bloque Bandurria Sur y el 15% de los bloques Bajo del Toro por US$163 millones, sujeto al cierre.

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, Redacción EconoJournal

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Pecom escala en producción y se consolida en el Top 5 de petroleras

Por Redacción Runrún Energético

Pecom, la nave insignia del Grupo Perez Companc, ha concretado un regreso triunfal a las grandes ligas del Upstream nacional. Tras una agresiva estrategia de adquisición y optimización de activos —que incluyó la toma de áreas maduras bajo el Proyecto Andes de YPF—, la compañía ha logrado superar el umbral de los 50.000 barriles equivalentes por día (boed).

Este hito la posiciona firmemente dentro del exclusivo “Top 5” de las mayores productoras de hidrocarburos del país, compitiendo de igual a igual con gigantes consolidados como YPF, Pan American Energy, Vista y Pluspetrol.

La clave del éxito de Pecom reside en su capacidad para reconvertir yacimientos convencionales mediante la aplicación de tecnología de recuperación secundaria y terciaria, un área donde la empresa capitaliza décadas de experiencia como proveedora de servicios. Lejos de detenerse en la operación de nicho, la firma ha proyectado un plan de inversiones de capital intensivo para 2026, con el objetivo de profundizar la eficiencia de sus costos operativos y sentar las bases para su expansión en el shale.

Este crecimiento no solo fortalece la soberanía operativa de capitales argentinos, sino que dinamiza toda la cadena de valor regional al revitalizar cuencas que requieren un enfoque de gestión ágil y especializado.

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Visión de Runrún Energético

El ascenso de Pecom al podio de las petroleras es una de las noticias más gratificantes para el ecosistema desarrollista argentino. Demuestra que existe un camino sólido para las empresas locales que saben transformar su know-how técnico en capacidad de operación real.

En nuestra visión, la consolidación de Pecom como un jugador de peso equilibra el mercado y ofrece un modelo de negocio exportable: la revitalización de activos maduros con estándares de eficiencia global. Es el regreso de un gigante que entiende, mejor que nadie, el ADN de la industria energética nacional.

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