Información de Mercado

En una entrevista exclusiva, el ejecutivo repasa el 2025 que tuvo la empresa y anticipa 2026. Impulsado por una adrenalina “que sólo me había generado el deporte”, asegura: “Tengo Infinia en el tanque hasta 2031″.

Horacio Marín se acomoda en un sillón de su oficina, en el piso 32 de la torre de Puerto Madero. A su derecha, una inmejorable panorámica del Río de la Plata. En un par de días, cruzará el ocre e inmenso charco para firmar en Montevideo el acuerdo por el cual ENI se sumará como socio, con el 50 por ciento, a la exploración off shore que YPF hace en Uruguay.

Fue el segundo anuncio que las dos empresas compartieron en una ventana de poco más de un mes. En octubre, sellaron el convenio de ingeniería final para una de las fases de Argentina LNG, el megaproyecto de exportación de gas licuado.

Con la incorporación de los italianos, la iniciativa demandará una inversión de infraestructura de entre US$ 25.000 millones y US$ 30.000 millones, más US$ 15.000 millones en perforación de pozos. Además, existen negociaciones para invitar a participar -y financiar- esa expansión de producción en Vaca Muerta a ENI y XRG, de la emiratí Adnoc, el otro off-taker de reciente adhesión al proyecto.

“Con ellos, ya tenemos asegurados 12 millones de toneladas”, afirma Marín. Como si, a esa altura, ya intuyera -o supiera- algo que fue noticia un par de semanas después: la salida de Shell del proyecto (al menos, de su fase inicial).

Una nube que, como la tormenta que se ve venir por la ventana en ese mediodía gris de fines de noviembre, poco parece preocuparle. En todo caso, lo ocupa. A fin de cuentas, poco más de un año atrás, la baja de Petronas -socio estratégico desde el día 1- amenazó con hacer naufragar el proyecto.

Pero Marín lo sacó a flote y se entusiasma, cada vez más, con llevarlo a buen puerto. Todo, en paralelo con las otras grandes iniciativas de YPF. Entre ellas, el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y su financiamiento, de US$ 2000 millones, el mayor project finance de infraestructura de la historia argentina, cerrado en julio.

O la salida de los campos maduros, al tiempo que, impulsada por el no convencional, la empresa avanzó hacia el record de producción de 200.000 barriles diarios.

“Soy un gran empujador y trabajo fuerte todo el día”, se define el ejecutivo, de 62 años cumplidos en mayo, mientras repasa su 2025. “Soy la cara visible de un equipo. Lidero a la compañía y empujo para lograr cosas difíciles. Motivo para que vayamos más allá de lo que creemos que se puede hacer”, agrega.

Ex tenista, dice haber aprendido “mucho” del deporte. Sobre todo, esa ambición de siempre ir por más. Pero, hombre forjado en Tecpetrol, la energética de Techint, YPF es algo distinto. “Me cambió mucho el chip. Más, llegando a los 60 años, siendo el último trabajo y diciendo: ‘Esto lo vamos a hacer’. Te da una fuerza impulsora muy grande”, asegura el ganador del premio al CEO del Año que otorgan APERTURA, El Cronista y PwC.

-Este año fue muy importante. Consolidamos una nueva forma de gestionar, concentrada en generar valor para los accionistas. Fue fundamental para lograr todos los resultados. Si no está la mayoría de la gente alineada con eso, es muy difícil. Un diagnóstico puede hacerlo alguien que sabe mucho o alguien que sabe menos. Lo difícil en la vida es ejecutar, no diagnosticar. Y la ejecución, siempre, necesita muchas personas. Por cómo estamos trabajando en YPF, necesitás miles de personas muy, muy enfocadas en los objetivos para lograrlos. Y, después, hay un gran trabajo en paralelo. Por eso, tengo 16 reportes. Si no, muchas cosas se traban. Aunque el gerente de recursos humanos diga que no es lógico tener tantos reportes, yo lo creo muy lógico para ir muy rápido. Hacés algo mucho más lean, más pequeño, pero mucho más intenso.

-Uno fue VMOS. Es el mayor project finance histórico de la Argentina y lo hicimos entre todas las compañías del sector. Eso es lo que tiene de importante: es el primer proyecto de envergadura en infraestructura realizado por los privados, no por el Estado. Y va a eliminar el cuello de botella que tiene Vaca Muerta en petróleo. La Argentina va a poder producir, mínimo, 1 millón de barriles diarios. Eso es extraordinario.

-Porque, al sacar ese cuello de botella, en ese proyecto global de que la Argentina exporte US$ 30.000 millones (los números nos dan que pueden ser hasta US$ 50.000 millones), ahí ya tenés la primera parte. Porque son US$ 10.000 millones de lo que es normalmente y US$ 22.500 millones que puede dar de adicional este oleoducto, entre toda la Argentina. En este punto, también hay que enfatizar el gran cambio de YPF.

-Que, habiendo salido de los campos maduros, pasamos los 200.000 barriles de producción neta propia (producción operada es mucho más: arriba de los 330.000). El cambio de estrategia, de concentrarnos en no convencional, sólo por la diferenciación de costos, le genera en forma anualizada US$ 1300 millones de mayor ebitda para los accionistas. Eso es lo primero que hicimos. Cuando llegué, los partes diarios estaban en 95.000, 96.000 barriles. Llegar a 200.000 tan rápido habla del foco, de la excelencia, de la energía que está dando toda la gente que trabajamos en YPF para lograr esos objetivos.

-En el manejo de portafolios, salimos de YPF Brasil, de YPF Chile. También, creamos una YPF Bio, que va a tener la mitad de las acciones de Santa Fe Bio, donde vamos a generar biocombustibles para aviación. Ya salimos de todos los campos maduros y terminamos ese programa (N.d.R.: el Plan Andes) muy contentos: no fue que una compañía se llevó todo (eso era mi mayor temor), sino que entraron muchas empresas y se generó el ecosistema que buscábamos. Y compramos activos también: los de Total, el campo de gas de ExxonMobil. Estamos saliendo ahora con MetroGas y estamos tratando de vender las áreas convencionales que tienen rentabilidad.

-Por una cuestión de eficiencia y de mejora para el país y para las otras empresas. Si, como operador, tenemos 16.000 locaciones para perforar, eso da más de US$ 220.000 millones. No podemos enfocarnos en áreas donde tenemos más de US$ 20 por barril de costo operativo (lifting cost), contra un área donde tenemos US$ 4. Tenemos que generar valor.

“El presidente Milei me dijo que venga a YPF y genere valor. Eso es único. Ese es mi trabajo: me concentro en eso”

-El 13 de diciembre del año pasado, el Día del Petróleo, inauguramos el primer real time intelligence center (RTIC), que fue para upstream. Ya hicimos 30 pozos autónomos con decisiones tomadas desde acá, desde Puerto Madero. Debemos ser la primera compañía que lo hace. Ya hicimos 500 fracturas autónomas. También todas las refinerías trabajan real time. Logramos refinar 45.000 barriles más que hace dos años. Fue como haber hecho media refinería de Luján de Cuyo adicional. Y, con todo ese trabajo, la de La Plata ganó el premio a la mejor refinería de América latina. Es la primera vez que YPF lo consigue; nunca había sido ni ternada. Fue algo impresionante cómo lloraba la gente cuando nos dieron el premio. Porque eso es lo que te da la seguridad de que vas a encontrar valor.

-Porque es la gestión más la pasión. Cuando ves que la gente se emociona con el trabajo realizado, hay pasión. Llorás únicamente cuando le metés pasión.

-En agosto, YPF empezó a implementar RTIC para hacer micropricing de combustibles. ¿Cómo funcionó?

-El comercial es uno de los más disruptivos que hemos hecho. Vemos cada surtidor y cómo es la demanda. Hemos hecho muchas cosas; nos genera muchas eficiencias. Como el de operaciones en Neuquén, también. Ahí tenemos drones. El otro día, con el dron, agarramos en minutos un pozo que podría haber tenido un problema, con impacto ambiental. No hubo ni siquiera un derrame porque lo pudimos controlar.

-Hace un año recién empezábamos con el LNG. Por la complejidad, es uno de los proyectos más complejos que podés hacer en tu vida profesional. Tiene todo: upstream, midstream, downstream, comercial, internacional… Ahí, ya que resaltar el primero, que fue liderado por Pan American (sic). Yo lo llamo “Argentina LNG 1”. Ese ya es una realidad. Es de 6 millones de toneladas, 25 millones de metros cúbicos, y estamos muchas compañías: Pan American, YPF, Pampa, Harbour y Golar. Es un proyecto muy extraordinario: nunca la Argentina había logrado hacerlo. Es Tallin fee, donde se alquilan los barcos. Y, después, viene el otro, el monstruo, que era más difícil de armar. Y no sé si lo hemos comunicado correctamente: es una inversión extranjera gigante.

-Estamos buscando 18 millones de toneladas como objetivo. Pueden ser 12 millones también. Pero el de 12 millones es prácticamente seguro porque ya lo tenemos binding, con el involucramiento que tienen ENI y Adnoc, que es admirable. Estoy convencido de que vamos a cerrar el FID (N.d.R.: sigla de “decisión final de inversión” en inglés) rápidamente. ENI declaró con inversores y habla del primer quarter de 2026. Yo hablo más del segundo quarter. Porque hacer un FID es muy impresionante. Pero ya tenemos propuestas, por ejemplo, de financiamiento de los barcos. Las tenemos listas. El adelanto que estamos haciendo del proyecto es gigante. Son US$ 45.000 millones de inversiones en cuatro años. Seguro que es la inversión extranjera más grande. Si la dividís por año, es la mayor que hubo en los últimos 20 años.

-Soy un gran empujador y trabajo fuerte todo el día. Pero es un trabajo entre todos; yo soy la cara visible. Lidero la compañía y empujo para lograr cosas difíciles. Motivo para que vayamos más allá de lo que creemos que se puede hacer. Aprendí mucho del deporte, mucho de estos muchos años de profesional. Cambié mucho esa forma de pensar y de ser al venir a YPF. No digo que soy un entrepreneur porque no lo fui nunca. Pero me cambió mucho el chip. Más, llegando a los 60 años, siendo el último trabajo y diciendo: “Esto lo vamos a hacer”. Te da una fuerza impulsora grande. Trabajo fuerte, motivo, le meto mucha energía a esto. Pero no lo puedo hacer yo.

-Los 12 millones son ENI y Adnoc. El objetivo de YPF -y el personal mío- es 18 millones. Hay que ir fuerte arriba: buscamos 18 millones de toneladas y cerrarlo. Pero, si no es 18, es 12. Y el de 12 ya está listo. Pero también puede ser el de 18. Si no es Shell, tenemos varias empresas muy grandes a nivel mundial que también quieren ingresar. Estamos trabajando en ver cómo definimos esos 6 millones adicionales.

-Al principio, hablaba de 30 millones de toneladas para Argentina LNG. Había calculado ese número desde el punto de vista técnico, del subsuelo, de las reservas, que es algo de lo que entiendo mucho. Era un número muy grande. Sería el tercer proyecto más grande del mundo. Era importante para YPF, muy importante para la Argentina y una locura para la gente de la energía. Locura. Entonces, lo fuimos articulando. Primero, vino lo de Golar, que es distinto; ese es menos rentable. Pero, después, hicimos nosotros un proyecto muy robusto, más que el de Golar.

-El de Golar es de gas seco. Este es un proyecto que también produce petróleo. Teníamos que buscar inversiones extranjeras porque nadie había trabajado en LNG seriamente en la Argentina. De lo que me di cuenta hablando con dueños de empresas que tienen activos (yo soy empleado) es que era más difícil que quisieran poner un capital tan grande. Entonces, vi que tenía que ir por inversión extranjera y salimos al mundo a buscar, a buscar y a buscar, porque era una inversión extranjera muy grande: de 6 millones de toneladas, nos quedaban unos 24 millones por colocar. Pero pensé que habría más inversión de empresas argentinas que iban a tirarse de cabeza al LNG porque venían trabajando en cosas chicas de LNG en la Argentina. Creía que esto iba a articular y articular los 30 millones. YPF, más de 24 millones, no puede capturar por una cuestión de capital. Lo que estamos haciendo es lo máximo que podemos sin apalancar tanto a la compañía y ponerla en riesgo. El otro extra tenía que entrar de otras compañías que no tomaron la decisión. No pasa nada. Entonces, fui a uno muy grande, que no era YPF solo; éramos todos. Creo que podemos llegar a 24 millones; lo veo muy positivo. Si no, serán 18 millones, que es una caballada igual.

“El objetivo de Argentina LNG (y mío) es 18 millones de toneladas. Si no es Shell, será otro. Con ENI y Adnoc, aseguramos 12 millones”

-Apenas tengamos el FID. Estamos trabajando para tener listas todas las licitaciones. Creo que, para 2027, empezamos con todo. Necesitamos hacer obras y pozos. Tenemos cuatro años después de firmar. Los dos barcos, los 12 millones de toneladas, ya los tenemos. Después, el otro se agrega. Incluso, tenemos hasta cartas de posibilidades de financiamiento ya listas. Garantías, que son muy importante, después, con los bancos, las conseguís. El cuello de botella termina siendo el barco. Desde que te comprometés y le decís a la empresa “dale”, hasta que llega y se pone en marcha, son cuatro años.

-No, porque vamos a tener que hacer otro VMOS. Vamos a tener que hacer un gasoducto, un oleoducto, poliducto… Vamos a tener que hacer turboexpander; vamos a tener que hacer instalaciones para fraccionarlo en LPG, el que usan las garrafas… Vamos a tener que hacer plantas de separación primaria, los pozos, los barcos y las conexiones, porque los barcos van a estar a 5 kilómetros de la costa. Entonces, tenemos que encarar toda esa obra, que es gigante. ¿Cuál es la máquina crítica para eso?

-Los barcos. Si los tenés, pero no hiciste las obras, empezás a perder dinero muy fuertemente. Cuando los barcos estén acá, hay que tener todo listo. Puede ser que el gasoducto, en vez de empezar en enero de 2027, si lo necesitás en cuatro años, puedas iniciarlo un poco después. Pero tenés que ir haciendo todo de a poco. Hacer todo muy rápido, muchas veces, tiene un sobrecosto. Hacerlo muy largo tiene sobrecosto. Hacerlo en los tiempos normales es lo más óptimo. Pero la perforación hay que hacerla de antes. Cuanto más te acercás, más actividad tenés que hacer. Y ahí tensionás mucho a los grupos de trabajo para, después, bajar. Lo que te conviene es tomarte tu tiempo. Es un tema de capital de trabajo. También, del financiamiento.

Pausa. Suena su celular. Tiene de ringtone el sonido clásico, de timbre de los teléfonos antiguos. Es un alto funcionario del Gobierno. Marín se levanta, atiende y se va a la sala contigua. Vuelve a los dos o tres minutos. “Tampoco es que me llaman todo el tiempo”, se excusa.

La taza ya está vacía. El café, dice, es el mismo que se sirve en las estaciones de servicio. También las hamburguesas, apunta. “Acá, en la torre, tenemos una Full”, señala. Lo único distinto son las empanadas: son de Nuestras Costumbres Criollas, un local de Retiro donde Marín compraba cuando trabajaba en Tecpetrol. Él mismo llamó al dueño para preguntarle si se animaba a proveer 800 unidades diarias para la torre. “Hace poco me llamó y me contó lo que le cambió la vida después de eso”, cuenta.

Marín está en todo. Habla con la misma intensidad de la operación de un pozo como del financiamiento de una inversión o del menú de una Full. “Si vas a una estación de servicio y los baños están limpios, el café es rico y la hamburguesa está buena, la gente se va con la idea de que hacemos buenos pozos. Y es verdad; lo siento así”, está convencido.

“El trabajo de Marketing, lo que cambiaron las Full, también es parte del cambio gestional. No es que nos importa sólo el upstream o cómo hacer los pozos. Nos importa todo. No hay un sector core y otro no: todos hacemos YPF. Todos aportamos nuestro granito de arena”, enfatiza.

-La gente de Marketing me decía que, en una encuesta que se hizo toda la vida, siempre igual, tenemos en este momento la máxima marca histórica de YPF, con un 90 por ciento de imagen altamente positiva. Seguramente, tenemos mucho para mejorar. Pero los mismos operadores están muy contentos. Duplicamos las ganancias de las Full. No todas las estaciones de servicio son de YPF: de más de 1700, 160 son de YPF y 1600, de inversores privados. Hicimos cambios, cambios tecnológicos. Hacemos cross-selling, que no lo hace nadie: cuando cargás nafta, te ofrecen café, hamburguesa, lo que quieras, y te lo llevan al auto. También les pagamos comisiones a los playeros. La gente, en general, tiene bono de productividad. Es un cambio muy grande y se nota: la pasión hace que las empresas tengan resultados extraordinarios. Fue un acierto inconsciente.

-No fui consciente, cuando lo escribí, porque lo hice personalmente antes de entrar a YPF, del objetivo de país que pusimos. Nunca fui consciente de que se estaba escribiendo un objetivo de país y que, entonces, se iba a alinear tanto a la gente en poner tanta energía para lograrlo. Eso es lo que nos hace a todos -y a mí, personalmente, también- poner tanto para lograr el objetivo. Es la diferencia: YPF me genera una adrenalina que no se me generó en otro lado. Sólo en el deporte. Y no es porque sea desagradecido de donde trabajé antes. Sino porque creo que logramos meter un objetivo fuerte de largo plazo, a ocho años, con el que ayudaremos a la transformación del país que está haciendo el Gobierno.

-No, porque yo vine a una empresa privada. Porque esta es una empresa privada en la que el Estado tiene mayoría. Eso hay que entenderlo y estoy acá porque el presidente Milei me designó. Lo que me pidió es generar valor. Eso es único. Por eso, muchos en la industria dicen que yo tuve la suerte de la vida no sólo de estar muy capacitado (estoy muy capacitado) pero, también, de tener un gobierno que quiere transformar y deja trabajar y generar valor. Esas dos combinaciones hacen al resultado.

-No puedo hablar de la YPF anterior. No estuve; sería injusto. Sí puedo decir lo que pasa hoy. Todos estos programas, la forma en la que priceamos los combustibles, está todo muy bien hecho. Hay muchísima gente que trabaja en eso y lo empuja. Estamos bien y los resultados se ven. El balance de este año va a ser muy “sucio” por la salida de los campos maduros. Cuando te vas después de tantos años, de muchos yacimientos que tenían pérdidas, acumulás liabilities de abandono de pozos, laborales, tenés que cumplir con la ley… Es una salida de dinero por una vez muy alta. Este año, ya ni miro el resultado operativo porque está muy distorsionado por eso. Además, hay temas contables, como el impuesto diferido. Por eso, llamo “balance sucio” al de este año. Queremos hacer todo para que, a partir de 2026, sea bien limpio y se vean muy bien todos los resultados.

“¿Cuándo empieza el gasoducto? Ni bien esté el FID. Para 2027, vamos con todo: necesitamos hacer obras y pozos”

-En MetroGas, ya estamos trabajando con el banco de inversión. Con la extensión de la Secretaría de Energía (N.d.R.: al cierre de esta edición, todavía no había salido), estamos para hacer la licitación. Hay bastante interés. Nos han venido a ver algunas empresas de afuera.

-Buscamos un socio estratégico. Hicimos la empresa YPF Agro, que no estaba. Era un canal de comercialización. Queremos optimizarlo. La idea es que YPF le venda el gasoil y esa empresa se lo pague. Después, que ella genere valor con el gasoil de YPF. Se lo vamos a dar a una compañía privada que conozca mucho de campo, tenga mejor llegada a los clientes y sepa exportar granos. Nosotros no sabemos exportar granos. Esa nueva empresa le va a generar mucho más valor e YPF, al tener el 50 por ciento, ganará mucho más de lo que gana hoy. Hoy, hay meses que perdemos plata. Cuando das financiamiento, como un banco, tenés que ganar. Si al campo le doy gasoil y me lo paga con granos, yo tendría que tener más ganancia que el precio de gasoil. Si no, hay algo que no funciona. Eso, ahora, lo va a definir alguien que sepa. Los números, hoy, no me cierran. No tenemos una ganancia que justifique semejante canal.

-Nooo… (interrumpe) Voy a estar hasta 2031.

-Al principio, usted habló de cuatro años.

-El presidente Milei tiene un primer mandato. Pero, como van las cosas… Aparte, nosotros estamos haciendo las cosas muy bien.

-(sonríe) Capaz que ahí rompo… Hay que ver si lo hago en el medio. Pero siempre dije que me voy a Disney en 2031. Tengo Infinia en el tanque hasta ese año.

-Eso muestra que estamos haciendo las cosas bien. Pero no tengo intenciones, ambiciones políticas. Nunca hablé con nadie. El presidente Milei me dijo que venga a YPF y genere valor. Ese es mi trabajo. Me concentro en eso. Tampoco me vuelvo loco cuando salen esas cosas en los diarios.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Cronista

The post La Mirada: Vaca Muerta, Argentina LNG, Milei y el chip que le cambió YPF; las confesiones de Horacio Marín, el CEO del año first appeared on Runrun energético.

El salto productivo del shale obliga a repensar transporte, almacenamiento e inventarios. La eficiencia logística emerge como un factor decisivo para sostener la escala y la competitividad del desarrollo energético.

Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor madurez productiva y el desafío ya no se limita a perforar más pozos o aumentar la cantidad de fracturas.

El verdadero cuello de botella aparece en la capacidad del sistema para acompañar ese crecimiento con una logística ordenada, eficiente y a gran escala. En la Cuenca Neuquina, el movimiento permanente de insumos, equipos y servicios dejó de ser una cuestión operativa para convertirse en una variable estratégica del negocio.

El aumento sostenido de la actividad petrolera y gasífera multiplica la demanda de materiales críticos, repuestos, caños, arena, químicos y componentes de gran porte.

Cada pozo implica una cadena de abastecimiento compleja que, si no está correctamente sincronizada, impacta directamente en los costos y en los tiempos de producción. En ese escenario, la logística se vuelve un factor determinante para sostener la competitividad de Vaca Muerta frente a otros desarrollos no convencionales del mundo.

Durante años, el esquema predominante en la región se apoyó en soluciones fragmentadas: transporte puntual, depósitos dispersos y coordinación limitada entre actores. Sin embargo, el crecimiento de la cuenca empuja hacia un modelo distinto, basado en operadores logísticos integrales que no solo trasladan carga, sino que gestionan inventarios, coordinan flujos y aportan tecnología para optimizar procesos.

“La logística dejó de ser solo mover camiones. Hoy implica planificación, trazabilidad y conocimiento profundo del negocio energético”, explicó Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería del Grupo Logístico Andreani. Según señaló, el nuevo escenario exige integrar transporte, almacenamiento y gestión de stock en un mismo sistema para reducir ineficiencias y minimizar tiempos muertos en los yacimientos.

La cercanía a los principales centros de operación se volvió un activo clave. Contar con depósitos estratégicos en localidades como Añelo o Rincón de los Sauces permite responder con rapidez ante contingencias y evitar demoras que pueden traducirse en pérdidas millonarias. A la vez, la infraestructura debe adaptarse a cargas cada vez más pesadas y sobredimensionadas, con equipamiento específico y servicios disponibles a demanda.

Otro de los cambios estructurales se da en la gestión de inventarios. El sobrestock histórico dentro de los yacimientos representa costos ocultos y riesgos operativos. La digitalización de la cadena de suministro y la adopción de esquemas inspirados en el modelo “just in time” apuntan a reducir materiales ociosos y mejorar la eficiencia general del sistema.

Este nuevo paradigma también abre oportunidades para las pymes de servicios, que muchas veces no cuentan con la escala necesaria para montar su propia estructura logística. La posibilidad de integrarse a redes compartidas les permite competir con estándares más altos y participar del crecimiento de la cuenca sin asumir inversiones desmedidas.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Contexto Tucumán

The post Actualidad: El crecimiento de Vaca Muerta pone a prueba la logística de la Cuenca Neuquina first appeared on Runrun energético.

El mapa de inversiones en la cuenca neuquina revela un proceso de consolidación donde la eficiencia operativa se convierte en el único camino para sostener los niveles récord de producción.

Con el shale oil como protagonista absoluto, la industria se prepara para un año de sintonía fina.

El desarrollo de Vaca Muerta ha ingresado en una fase donde el volumen de producción ya no es la única métrica de éxito. Con una producción nacional que alcanzó los 859.500 barriles diarios, impulsada por un crecimiento interanual del 28% en el shale neuquino, el sector enfrenta ahora el reto de la competitividad global. La meta técnica es clara: cerrar la brecha de costos del 35% que aún separa a la cuenca local de los estándares de Permian en Estados Unidos.

Este objetivo se vuelve crítico ante un horizonte de precios del crudo que podrían estabilizarse en torno a los u$s 65, obligando a las operadoras a optimizar sus estructuras de costos para garantizar la rentabilidad de los proyectos de exportación a gran escala.

Liderazgo de YPF: La compañía de bandera se consolida como el eje del sector con una proyección de inversión que escalará de los u$s 4.500 millones en 2025 a los u$s 6.000 millones en 2026. Su estrategia de desprenderse de áreas convencionales (Plan Andes) para volcar recursos al shale ya muestra resultados en bloques como Loma Campana y La Amarga Chica.

El salto de Vista: La operadora se ha posicionado como el actor más dinámico tras la adquisición de participaciones clave, convirtiendo a La Amarga Chica en el yacimiento de mayor producción del país. Su enfoque en activos de alta calidad como Bajada del Palo Oeste marca el ritmo de la inversión independiente.

La aceleración de las majors: PAE mantiene su estrategia de diversificación, combinando el convencional en Cerro Dragón con una aceleración en áreas shale (Lindero Atravesado, Aguada Pichana Oeste). Por su parte, Pluspetrol y Shell redoblan apuestas con planes orientados a la exportación de largo plazo.

Mientras el petróleo fluye hacia los sistemas de Oldelval y Otasa, el segmento del gas enfrenta una dinámica más compleja. La producción, que promedia los 81 millones de m3 diarios en Neuquén, se encuentra supeditada a la finalización de las obras de transporte. La repotenciación del sistema Perito Moreno y la reversión del Gasoducto Norte son las piezas fundamentales para que el excedente local llegue a mercados regionales como Brasil y Chile.

A pesar de los récords, la transición hacia un modelo de mayor escala ha generado tensiones en el segmento PyME. La incertidumbre política y los cambios en las condiciones macroeconómicas durante el último año provocaron una contracción en las empresas de servicios menores.

De cara a 2026, la integración tecnológica y la transparencia en los procesos de compras productivas serán determinantes para que la cadena de valor local pueda acompañar el ritmo de las grandes operadoras, en un mercado que demanda, por sobre todo, una reducción drástica de los costos operativos.

The post Vaca Muerta: 2026 y el desafío de la escala frente a un escenario de precios ajustados first appeared on Runrun energético.

El diputado nacional Santiago Pauli se refirió en AIRE LIBRE FM al acuerdo entre YPF y Terra Ignis y aseguró que Tierra del Fuego atraviesa “una oportunidad única, muy interesante y muy positiva de cara al futuro” a partir de lo aprobado en la Legislatura.

Pauli explicó que el plan impulsado por YPF no se limita únicamente a un convenio con Tierra del Fuego, sino que forma parte de una estrategia más amplia que involucra a otras provincias, bajo un esquema de cooperación. En ese marco, remarcó que la petrolera tomó la decisión de ceder participación a socios locales y provinciales, permitiendo que las provincias pasen a tener un rol activo en la operación de los recursos.

“El acuerdo no es solo firmar un papel, sino hacerlo funcionar”, señaló, y recordó que los recursos naturales son propiedad de las provincias. En ese sentido, destacó que YPF pone a disposición toda la operación y el trabajo previo para que la provincia pueda comenzar a producir y operar directamente.

El legislador consideró que se trata de “un acuerdo extremadamente generoso” por parte de YPF y sostuvo que representa una oportunidad histórica para Tierra del Fuego, no solo por ser dueña de sus recursos naturales, sino también por poder producirlos, operarlos y generar riqueza a partir de ellos, particularmente en el sector de los hidrocarburos.

Pauli aclaró que mantiene profundas diferencias con la actual gestión del gobierno provincial y cuestionó la falta de transparencia y los antecedentes de mala administración en distintas áreas. Sin embargo, remarcó que el acuerdo no debe analizarse como un convenio con una gestión específica, sino como un acuerdo con Tierra del Fuego como provincia.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Aire Libre

The post Empresa: Pauli destacó el acuerdo YPF–Terra Ignis y habló de una “oportunidad única” para Tierra del Fuego first appeared on Runrun energético.

El nuevo presidente de la Unión Industrial de San Juan analizó el complejo cierre de 2025, las expectativas para 2026 y advirtió sobre la falta de competitividad y de mano de obra capacitada.

La renovación de autoridades en la Unión Industrial de San Juan abrió una nueva etapa para el sector productivo provincial. Tras la salida de Ricardo Palacios, Leonardo de la Vega asumió la presidencia de la entidad con el desafío de conducir a la industria local en un contexto económico adverso y con un 2026 cargado de incertidumbre, pero también de expectativas puestas en la actividad minera.

En diálogo con San Juan en Noticias, por Radio Mitre, De la Vega realizó un balance del año que termina y anticipó los ejes de trabajo para el próximo período. “El análisis del 2025 muestra un año muy difícil. Comenzó con expectativas de una mayor dinámica económica, pero a nivel general el sector industrial se vio perjudicado y no cerró con las expectativas que teníamos”, señaló.

De cara al 2026, el presidente sostuvo que el empresariado industrial mantiene una mirada optimista, aunque cautelosa. “El industrial tiende a pensar en positivo. Nuestras esperanzas están depositadas en la minería, esperando que genere una dinámica diferente y que impacte de manera positiva en varios sectores de la industria”, explicó.

Consultado sobre la posibilidad de una reforma laboral y su impacto en el empleo, De la Vega fue claro al señalar que no existen soluciones mágicas. “Argentina lleva más de diez años sin generar empleo. No creo que una sola acción pueda transformar esta realidad. Si solo se cambia la reglamentación laboral, no necesariamente habrá más demanda de trabajo”, afirmó. En ese sentido, remarcó que la clave está en el crecimiento de la demanda de productos industriales, lo que requiere mejoras estructurales en competitividad.

“La competitividad depende de la estructura impositiva nacional y provincial y de los altos costos logísticos que enfrentamos por estar lejos de los grandes centros de consumo”, advirtió, al tiempo que subrayó que estas condiciones limitan seriamente el desarrollo del sector.

Otro de los puntos centrales de la entrevista fue la falta de mano de obra capacitada, especialmente ante el crecimiento proyectado de la minería. “Existe una gran dificultad para conseguir recursos humanos capacitados, algo que la minería nota con más énfasis. Para el San Juan 2030 no podemos esperar; hay que accionar hoy”, sostuvo De la Vega, marcando la urgencia de trabajar en formación y capacitación.

Respecto al perfil laboral que hoy demanda la industria, explicó que se trata de un sector heterogéneo. “Necesitamos desde perfiles básicos, como soldadores en la industria metalmecánica, hasta especialidades técnicas diversas. Muchas veces la propia industria termina siendo capacitadora, por la especificidad técnica y los costos que implica”, detalló.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Diario Huarpe

The post Política: La UISJ renovó autoridades y puso el foco en minería, educación y empleo first appeared on Runrun energético.

El país posee yacimientos con leyes superiores pero carece de rutas, electricidad y puertos. La solución más rápida ha sido —al menos hasta ahora— la más incómoda políticamente.

Argentina se consolidó durante 2025 como un país con uno de los mayores potenciales cupríferos del planeta, pero la ausencia de infraestructura básica mantiene enterrados bajo la cordillera más de 63 millones de toneladas de reservas probadas.

Según datos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), ocho proyectos de cobre demandan inversiones superiores a los 22.000 millones de dólares y podrían generar exportaciones por 11.000 millones de dólares anuales. Sin embargo, la falta de rutas, redes eléctricas de alta tensión y acceso al agua convierten estas cifras en una promesa estancada.

El contraste con Chile resulta elocuente. Mientras el país trasandino participa con aproximadamente el 25% de la producción mundial de cobre y exporta cerca de 57.000 millones de dólares al año en productos mineros, Argentina apenas supera el 1% de la producción global y sus exportaciones mineras totales alcanzaron los 5.400 millones de dólares en 2024.

La diferencia no radica en la geología: el Grupo de Estudios Mineros (GEM) determinó que la ley media de los depósitos argentinos es del 0,5%, un 25% superior a la chilena. El problema está en la superficie, no bajo tierra.

Los principales proyectos cupríferos argentinos —El Pachón, Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA— comparten una característica común: están ubicados a más de 4.000 metros de altura en la Cordillera de los Andes, en zonas prácticamente despobladas y sin infraestructura.

Roberto Cacciola, presidente de CAEM, señaló en agosto pasado que “la principal limitación no tiene que ver con los yacimientos ni los operadores, sino con la escasez de infraestructura y logística: falta de carreteras y de redes eléctricas hasta las minas”.

El caso de Josemaría, uno de los proyectos más avanzados, ilustra la magnitud del desafío. La empresa Lundin Mining calculó que necesita invertir 5.000 millones de dólares, de los cuales una porción significativa deberá destinarse a construir una línea de transmisión eléctrica de 550 kilovoltios y una nueva ruta de 220 kilómetros en plena montaña.

En febrero de 2025, la Secretaría de Minería de la Nación publicó un documento oficial titulado “Requerimientos de Infraestructura para el Desarrollo del Sector Minero” donde enumeró las obras necesarias para la región de Cuyo: ampliación de las rutas nacionales 7, 40, 146, 149 y 153, pavimentación del Túnel de Agua Negra, mejora de rutas provinciales —algunas con más de 100 kilómetros en ripio— y reactivación de ramales ferroviarios abandonados.

Alfredo Cornejo, gobernador de Mendoza, planteó en noviembre durante la Mesa del Cobre que “necesitamos caminos, redes eléctricas y eficiencia hídrica” y reconoció que “los caminos no se hacen solos ni con inversión privada exclusivamente”.

La declaración resume el nudo del problema: las empresas mineras están dispuestas a invertir miles de millones en extraer el mineral, pero no pueden financiar autopistas, líneas de alta tensión ni acueductos que beneficiarían a múltiples proyectos y regiones enteras.

La producción argentina de cobre alcanzó su pico histórico en 2002 con 203.700 toneladas, impulsada por el yacimiento Bajo la Alumbrera en Catamarca. Las exportaciones llegaron a su máximo en 2007 con 1.939 millones de dólares.

Sin embargo, el cierre de esa mina en 2018 desplomó la producción a apenas 14.500 toneladas en 2024 y las exportaciones cayeron a 3,5 millones de dólares. Ese vacío expone la fragilidad de un sector que depende de muy pocos proyectos operativos.

La consultora CRU estimó en marzo de 2025 que si los cinco proyectos cupríferos más relevantes entran en operación según los plazos previstos, generarían un impacto económico acumulado de 47.000 millones de dólares para 2040, equivalente a un promedio de 4.000 millones de dólares anuales entre 2031 y 2040. Pero ese escenario depende de que las obras de infraestructura comiencen pronto.

Varios yacimientos argentinos están ubicados a pocos kilómetros de la frontera con Chile, mucho más cerca de los puertos del Pacífico que de Buenos Aires o Rosario. Un informe conjunto elaborado en noviembre por la consultora Fundar y el Consejo Minero de Chile (CESCO) propuso una estrategia de integración binacional que aproveche la infraestructura ya desarrollada por el país vecino: puertos especializados, plantas de tratamiento, líneas de transmisión eléctrica y acceso a agua desalinizada.

El documento señala que proyectos como El Pachón o Josemaría “se beneficiarían enormemente del acceso a infraestructura chilena” y que en algunos casos “se reducirían casi seis veces las emisiones” en comparación con el transporte por el Atlántico. Josemaría ya planea utilizar agua desalada desde el Pacífico a partir del séptimo año de operación, lo que implica construir un acueducto transfronterizo.

En diciembre, la compañía Eramine concretó la primera exportación de litio argentino a través del puerto chileno de Angamos, reduciendo drásticamente los tiempos de tránsito hacia Asia-Pacífico. Ese precedente abre la posibilidad de replicar esquemas logísticos compartidos para el cobre.

El marco legal ya existe desde 1997 con el Tratado de Integración y Complementación Minera, que actualmente ampara cinco proyectos: El Pachón, Filo del Sol, Los Azules, Pascua Lama y Vicuña. Pero el verdadero impulso llegó con la elección de José Antonio Kast como presidente de Chile el 14 de diciembre pasado.

En su primera visita internacional tras ganar el balotaje, Kast viajó a Buenos Aires y declaró junto a Javier Milei: “Argentina está con un proceso muy rápido de encontrar distintos tipos de minerales y eso va a tener que tener una salida y esperamos que esa salida sea por Chile. Tenemos que formar el gran polo de desarrollo en América del Sur”.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: El Observador

The post Minería: Argentina tiene mineral de mejor calidad que Chile, pero exporta diez veces menos first appeared on Runrun energético.

No hay dudas que Vaca Muerta es la gran apuesta del país para la generación de dólares, pero hay un obstáculo difícil de resolver para su desarrollo.

Si hay una actividad económica que en este 2025 dio un giro y se volvió en imán de inversiones, sin dudas fue formación no convencional de petróleo y gas en Vaca Muerta. Con su mayor parte ya en producción en la provincia de Neuquén, las expectativas están puestas ahora en el desarrollo del área norte en la provincia de Mendoza.

Vaca Muerta ya no es una promesa, es una realidad. Representa hoy el 60% de producción de petróleo a nivel nacional y el 50% de la de gas natural y avanzan inversiones millonarias como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que llevará el crudo desde la roca madre en Neuquén hasta el puerto de San Antonio Este en el Atlántico, a lo largo de 437 km. Es un proyecto liderado por YPF, Vista, Chevron, Shell, Vista, Pluspetrol, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía.

También están en curso los proyectos Duplicar y Duplicar Norte de Oldelval (Oleoductos del Valle) y sigue en carpeta la exportaciones de GNL (gas natural licuado) que requerirá la construcción de una planta de licuefacción, tras un acuerdo que ya firmaron YPF, la italiana ENI y ADNOC de Emiratos Árabes Unidos. Es una inversión que tendrá un piso de US$ 20.000 millones.

Pero todo esto podría quedar en suspenso, incluso retrasarse de manera dramático si no se logra revertir una de las principales preocupaciones que empieza a crecer en el sector, la falta de personal especializado.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, considera que el rol del entramado pyme es esencial para el ritmo de crecimiento y producción que alcanzó Vaca Muerta, pero advirtió por la necesidad de personal calificado.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, considera que el rol del entramado pyme es esencial para el ritmo de crecimiento y producción que alcanzó Vaca Muerta, pero advirtió por la necesidad de personal calificado.

Durante la último edición de ProPymes, el encuentro que todos los años reúne a la cadena de valor del Grupo Techint, pequeñas y medianas empresas proveedoras de las cuatro empresas del mayor conglomerado industrial del país (Tenaris, Ternium, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción), Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, aseguró que “Vaca Muerta es posible porque hay industria nacional” pero dejó entrever que habrá una gran demanda de ingenieros, técnicos y personal capacitado.

En este sentido, en el sector corre un dato que alarma: Vaca Muerta necesita más ingenieros de los que existen en el país. Esto se da en un contexto en el que la demanda laboral supera al número de jóvenes que egresan de las universidades.

Una cifra que circula es que entre todas las operadores presentes en la formación requerirán unos 43.000 nuevos puestos de trabajo, la mayor parte, altamente capacitado, lo que se ha constituido en un “enorme cuello de botella de la cuenca”, señala un informe de Más Energía (+e).

En contraste, también hay numerosos profesionales que no logran insertarse en esta industria. No hay match entre oferta y demanda, y eso es así por varias razones.

“Trabajo hay. Lo que pasa es que no son los trabajos que todos soñamos o en los que todos ganamos una fortuna. Ahí está el tema”, señaló María de los Ángeles Montiel, directora de Nova RR.HH en diálogo con +e.

La experta destaca que hay una cuestión de expectativas y de distorsión salarial, dado que en la industria existe la idea de que sólo por tratarse de empleos en la industria petrolera los sueldos deben ser siempre muy elevados.

Aquí las dos puntas de la oferta, cada una a su manera genera obstáculos a la hora de cerrar una contratación. En el caso de los jóvenes profesionales, hay una sobrerreacción en la pretensión salarial inicial. “Cuando buscamos perfiles junior, los chicos vienen con una pretensión económica igual o superior a gente con años de carrera. Creen que el título les da acceso directo a sueldos desorbitantes”, apunta Montiel.

Pero el tema más complejo es con el perfil senior, con foco en ingenieros con años en la industria y alta capacitación. “Si están cómodos en su empresa, ni siquiera escuchan una oferta”, anticipa la experta.

Y un dato más que da cuenta de lo que vive el sector, una verdadera “guerra” por el personal entre las petroleras y empresas de servicios petroleros.

Para seguir leyendo haga click aquí

The post Empleo: Petróleo y gas en Vaca Muerta; un tren que avanza a toda velocidad pero que podría tener un freno inesperado first appeared on Runrun energético.

La provincia alcanzó los 590.339 barriles diarios, impulsada casi exclusivamente por el sector no convencional, que ya representa cerca del 97% del total producido.

El gobierno de Neuquén informó que la producción de petróleo en noviembre de 2025 alcanzó los 590.339 barriles por día, lo que representa un incremento del 28,64% respecto al mismo mes del año anterior.

En términos mensuales, la variación fue del 0,54%, mientras que el acumulado anual de los primeros once meses muestra una suba del 24,29% en comparación con 2024. El sector no convencional aportó 572.423 barriles diarios, concentrando el 96,97% de la producción total de la provincia.

El desempeño del mes se sustentó en la actividad de áreas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique-La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur. Estas zonas garantizaron la estabilidad operativa necesaria para proyectar un cierre de año con previsibilidad en el abastecimiento energético.

Por otro lado, la producción de gas natural se ubicó en 81,22 millones de metros cúbicos diarios durante noviembre, cifra que implica una baja del 1,73% frente a octubre y un descenso interanual del 2,96%. No obstante, el balance acumulado entre enero y noviembre sostiene un crecimiento del 1,05% respecto a 2024.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Data Portuaria

The post Petróleo: Producción en Neuquén creció un 28% interanual en noviembre first appeared on Runrun energético.

Una explosión registrada en el gasoducto de la Planta Posesión de ENAP, en la región de Magallanes, obligó a activar protocolos de emergencia, restringir el suministro de gas natural y extender los plazos de reparación más allá de lo inicialmente previsto. El incidente ocurrió durante tareas de mantención y afectó ductos estratégicos para el abastecimiento energético del extremo sur de Chile.

El episodio se produjo durante la madrugada del viernes pasado, cuando se realizaban labores operativas en un ducto de transporte de gas de 18 y 20 pulgadas. Estas instalaciones son clave para el suministro que fluye predominantemente desde Argentina hacia Punta Arenas y Puerto Natales. Tras la explosión, el sistema ingresó en estado de contingencia y se aplicaron ajustes preventivos para resguardar la seguridad de las personas y de la infraestructura.

Desde la Secretaría Regional Ministerial de Energía de Magallanes informaron que, como consecuencia del incidente, una persona sufrió una lesión leve y fue trasladada de manera preventiva a un centro asistencial, donde se confirmó que se encuentra fuera de peligro. En paralelo, se activaron los protocolos internos y externos de seguridad industrial.

En un primer momento, ENAP había estimado que la interrupción de las operaciones se extendería por unas 48 horas. Sin embargo, tras una evaluación técnica más exhaustiva, la empresa confirmó que los trabajos de reparación demandarán aproximadamente un mes. Esta situación obligó a interrumpir el suministro de gas a Methanex, una de las principales industrias afectadas por la medida.

El gerente general de ENAP, Julio Friedmann, se trasladó a la zona para supervisar los daños, reunirse con los equipos técnicos y visitar al trabajador lesionado. Según indicó la compañía, se inició una investigación interna para determinar las causas del accidente y reforzar los estándares de seguridad, con el objetivo de evitar la repetición de un evento de esta magnitud.

A su vez, personal de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y del Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin) se hizo presente en la Planta Posesión para evaluar el estado de la infraestructura y verificar el cumplimiento de los protocolos regulatorios vigentes.

Las autoridades energéticas de Magallanes señalaron que el gasoducto continúa en condición de contingencia mientras se completa la evaluación técnica de los daños. En este marco, ENAP avanza en la definición de un plan de recuperación que permita restablecer gradualmente la operación normal del transporte de gas natural.

Como medida alternativa, se mantiene la inyección progresiva de gas desde el yacimiento Cahuil, ubicado en territorio chileno, hacia Punta Arenas y Puerto Natales. A partir del 21 de diciembre, este esquema permite cubrir el 100% del consumo residencial e industrial de ambas ciudades, con la única excepción de Methanex, cuya reanudación operativa dependerá directamente de la finalización de las reparaciones en la Planta Posesión.

En cuanto al Gas Natural Comprimido (GNC), se informó que es el único servicio que permanece suspendido. La decisión responde a la necesidad de realizar análisis de calidad del gas proveniente del yacimiento Cahuil, a fin de garantizar el funcionamiento seguro de vehículos y equipos que utilizan este combustible.

Desde el Sindicato de Trabajadores de ENAP también se pronunciaron tras el incidente. Carlos Aro Velásquez, director del gremio, calificó la situación como grave y remarcó que “afortunadamente no se trató de un accidente fatal”. Además, subrayó que el hecho ocurre en un mes simbólico para la empresa, cuando se conmemoran los 80 años del descubrimiento del petróleo en la región.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Diario Neuquino

The post Internacionales: Explosión en el gasoducto de Magallanes; las reparaciones llevarán más de un mes y continúa la contingencia first appeared on Runrun energético.

La petrolera, junto al Gobierno de Santa Fe, impulsó una jornada técnica y de negocios para ampliar su red de abastecimiento. El objetivo es incorporar pymes industriales al desarrollo no convencional.

Pan American Energy (PAE) profundiza su estrategia de fortalecimiento de la cadena de valor local en Vaca Muerta y avanzó esta semana en la capacitación de más de 200 empresas con potencial para convertirse en proveedoras del sector energético. La iniciativa se llevó adelante junto al Ministerio de Desarrollo Productivo de Santa Fe, en un contexto marcado por la creciente demanda de bienes, servicios e innovación industrial que requiere el yacimiento no convencional.

La jornada reunió a firmas santafesinas interesadas en conocer los requisitos técnicos, operativos y de seguridad necesarios para integrarse a los proyectos de PAE. Según se informó, unas 40 empresas lograron avanzar a una ronda de negocios directa con representantes del área de compras de la compañía, lo que abrió la puerta a futuras vinculaciones comerciales.

Desde el gobierno provincial destacaron el rol estratégico de Santa Fe como polo industrial capaz de acompañar el crecimiento de la actividad energética. El secretario de Desarrollo Industrial, Guillermo Beccani, subrayó la importancia del Estado como nexo entre las pymes y los grandes proyectos de inversión. “Estamos impulsando políticas activas de desarrollo de proveedores para que nuestras empresas puedan acceder a nuevas oportunidades y sostener su nivel de actividad”, afirmó.

PAE atraviesa una etapa de expansión que abarca proyectos en los segmentos upstream, midstream y downstream, además de iniciativas vinculadas a energías renovables.

En ese marco, la compañía busca proveedores que cumplan con elevados estándares de calidad, seguridad y eficiencia, y que aporten competitividad y valor agregado. La incorporación de pymes del interior del país forma parte de una estrategia orientada a robustecer la cadena local y reducir la dependencia de insumos importados.

El líder de Gestión de Proveedores de PAE, Emiliano Schlotthauer, explicó que la empresa está enfocada en obras de ampliación y modernización de refinerías de gas y petróleo, además de proyectos vinculados a la transición energética. “Necesitamos proveedores eficientes, con experiencia, que cumplan con los estándares y tengan a la seguridad como prioridad”, señaló, y remarcó que cada firma debe aportar especialización y soluciones concretas para la industria.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Diario Neuquino

The post Vaca Muerta: Pan American Energy busca sumar proveedores nacionales y capacitó a más de 200 empresas para integrarse first appeared on Runrun energético.

Con el traspaso de las áreas de YPF a Terra Ignis, la isla inicia una nueva etapa de soberanía energética, continuidad productiva y relanzamiento de la actividad hidrocarburífera.

A partir de 2026, Tierra del Fuego comenzará a escribir un nuevo capítulo en su historia energética. Con la cesión de las áreas hidrocarburíferas que operaba YPF a la empresa estatal provincial Terra Ignis Energía S.A., la provincia dejará de ser un actor pasivo para convertirse en protagonista pleno del desarrollo del petróleo y el gas en su territorio. El acuerdo marca el inicio de una etapa de renacimiento productivo, con foco en la continuidad operativa, la preservación del empleo y la llegada de nuevas inversiones.

La formalización del traspaso se concretó esta semana en la Casa de la Provincia, con la firma del gobernador Gustavo Melella, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el titular de Terra Ignis, Maximiliano Dalessio. La operación incluye siete áreas convencionales -Lago Fuego, Los Chorrillos y las fracciones A, B, C, D y E de Tierra del Fuego- que pasarán a control provincial a partir del 1° de enero de 2026, una vez cumplidas las instancias administrativas y legislativas correspondientes.

Todas las áreas están ubicadas en la Cuenca Austral y están dedicadas a la producción tradicional de petróleo y gas. Lago Fuego Oil and Gas Field es uno de los yacimientos más representativos de la provincia fueguina, con producción continua de gas y petróleo desde hace años, si bien de menor escala comparada con los grandes polos cupríferos y shale del país. Estas áreas han sido explotadas mediante pozos onshore que contribuyen al abastecimiento local y regional de energía y a la actividad económica de la isla.

Desde el Gobierno provincial definieron el acuerdo como una decisión estratégica que evita la paralización de los pozos, despeja la incertidumbre productiva y garantiza la continuidad laboral en un sector clave para la economía local. “Es un acuerdo histórico que marca un antes y un después para el futuro energético de nuestra provincia”, afirmó Melella, al destacar que Terra Ignis asumirá la operación y el desarrollo de los yacimientos con una mirada de largo plazo.

El mandatario subrayó que el traspaso permitirá consolidar la soberanía energética fueguina, fortalecer la matriz productiva y asegurar que la renta generada por el gas y el petróleo se reinvierta en el territorio, impulsando más producción, empleo y crecimiento local.

En ese marco, agradeció tanto a YPF por la predisposición al diálogo como al sindicato petrolero por acompañar un proceso pensado para sostener la actividad en el tiempo.

El camino hacia el traspaso comenzó en agosto, con la firma de un Memorando de Entendimiento (MOU) que dio inicio al proceso técnico, legal y ambiental. Desde entonces, equipos de Terra Ignis y YPF trabajaron en conjunto en un relevamiento integral de las áreas, con el objetivo de asegurar una transición ordenada y sin sobresaltos.

“Nos pusimos a trabajar con tres premisas claras: sostener la mayor cantidad de puestos de trabajo, que no caigan las regalías y avanzar en soberanía energética”, explicó Dalessio. En esa línea, se confirmó que el traspaso incluye pasivos ambientales y que YPF dejará un capital adicional para facilitar el desarrollo de nuevos negocios hidrocarburíferos bajo gestión provincial.

Para YPF, la cesión de las áreas fueguinas se inscribe en su estrategia de reordenamiento de activos convencionales, uno de los pilares del Plan 4×4 que impulsa la compañía para concentrar inversiones en Vaca Muerta y consolidarse como un operador shale de clase mundial. “Este acuerdo nos permite enfocar recursos en proyectos de mayor escala y productividad, al tiempo que potencia el desarrollo hidrocarburífero en Tierra del Fuego”, había señalado Marín durante las negociaciones.

En paralelo, la provincia asume el desafío de gestionar directamente recursos estratégicos, con una lógica de asociaciones, reinversión local y desarrollo sustentable. El objetivo es claro: que el petróleo y el gas vuelvan a ser motores del crecimiento fueguino en un contexto de transformación del sector energético.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Ámbito

The post Actualidad: Tierra del Fuego vuelve a encender sus motores energéticos; toma el control pleno del petróleo y el gas first appeared on Runrun energético.

Esto suma solo depósitos bancarios y dólares -u otra moneda- físicos tanto en la Argentina como en el exterior.
Si se suma el resto de las inversiones, asciende a más de US$ 200.000 millones, según datos del INDEC al tercer trimestre de este año.

Detrás del proyecto de Inocencia Fiscal: en 10 años los “dólares bajo el colchón” crecieron en más de US$ 100.000 millones.

En los últimos 10 años la cantidad de depósitos y dólares físicos -además de otras monedas- que están en el país o en el exterior y pertenecen a argentinos o empresas argentinas, aumentaron en más de US$ 100.000 millones.

Pasaron de US$ 153.309 millones en 2015 a US$ 260.443 millones en el tercer trimestre de este año, de acuerdo a los datos del INDEC. Incluso, ese incremento se dio si la comparación se hace contra el trimestre anterior, con un crecimiento en US$ 4.886 millones.

Buena parte de esta cifra es la que ahora está en la mira del Gobierno, que busca que esos dólares salgan del colchón, de cajas de seguridad y del exterior con su propuesta de inocencia fiscal, justamente para que esos dólares ingresen al sistema.

Si a los dólares billetes se le suman inversiones en bonos y títulos externos, propiedades en el exterior, títulos de deuda, declarados o no, el total de activos externos en manos argentinas sumaba US$ 483.278 millones. En 2015 totalizaban U$S 271.766 millones.

A la fuerte suba de los depósitos y dólares billetes, se sumaron distintas inversiones financieras, como participaciones en fondos de inversión que en esos 10 años aumentaron de U$S 26.851 millones a U$S 69.968 millones en el tercer trimestre. Y en títulos de deuda subieron de U$S 14.322 millones a U$S 42.448 millones.

De la serie del INDEC surge que en 2006, tras la crisis de la convertibilidad, los “dólares del colchón” sumaban US$ 74.282 millones, y en 2009 cruzaron la barrera de los US$ 100.000 millones.

La tenencia de dólares crece con fuerza, y el Gobierno los quiere captar.La tenencia de dólares crece con fuerza, y el Gobierno los quiere captar.

A comienzos de 2016 ya totalizaban US$ 154.682 millones -declarados o no-, y a inicios del gobierno de Alberto Fernández sumaban US$ 226.569 millones y alcanzaron los US$ 261.368 millones a fin de 2023.

En los siguientes 21 meses, ya iniciada la presidencia de Javier Milei, el rubro de dólares billetes y depósitos totalizaba US$ 260.443 millones y creció la inversión de cartera, como en fondos de inversión (US$ 69.968 millones versus US$ 55.053 millones de fin de 2023): en total los activos externos subieron de U$S 439.894 millones a U$S 483.278 millones.

Estos números ilustran la fuerte salida o fuga de capitales (porque el grueso no está en el sistema) que se financió en parte con mayor deuda (por ejemplo, con el FMI y demás organismos internacionales, a los que se les adeudan casi U$S 100.000 millones ) un proceso que se fue acrecentando año tras año en medio de una fuerte depreciación del peso, brecha cambiaria, bajo crecimiento y recesión, alta inflación, parate de la actividad económica agravado por la pandemia y aumento de la informalidad.

Con la gestión de Milei, luego de la devaluación inicial, el peso se fue apreciando y se encarecieron los bienes y servicios en dólares y aumentaron las inversiones en fondos de inversión y títulos de deuda en moneda extranjera.

De este modo, mientras el Banco Central no tiene dólares, las divisas crecen en billetes bajo el colchón, en propiedades o inversiones financieras en el exterior y en acciones o títulos de deuda de gobiernos o empresas extranjeras.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Clarín

The post Economía: Detrás del proyecto de Inocencia Fiscal; en 10 años los “dólares bajo el colchón” crecieron en más de US$ 100.000 millones first appeared on Runrun energético.

El secretario General de la Gobernación habló de los temas más importantes en el cierre del año. Se refirió a la posible reforma previsional, el plan de obras, OSER, inversiones e Hidrovía, entre otros.

El secretario General de la Gobernación, Mauricio Colello, visitó los estudios de Canal 9 Litoral para dialogar sobre distintos temas de gestión en el cierre del año. El funcionario dijo que “es difícil hacer un balance” ya que hay “un montón de transformaciones que por el contexto que nos tocó asumir no pudimos realizar”, aunque sin embargo destacó otros avances.

“Los argentinos y los entrerrianos estamos haciendo un esfuerzo enorme”, dijo Colello, para quien desde el Estado se hizo “un cambio de paradigma, un cambio cultural en lo que tiene que ver con el funcionamiento del Estado”, donde los empresarios “nos ven como alguien que les toca la puerta para ver de qué manera podemos hacer sinergia, generar puestos de trabajo”.

En ese sentido, destacó los “esfuerzos” en materia energética, con inversiones y baja en tasas con impacto en las tarifas, como así también la eliminación de más de 100 tasas. Además, sostuvo que “ningún impuesto subió por encima de la inflación”.

Colello afirmó que hay que “generar las condiciones para que Entre Ríos sea un polo de atracción para inversiones, y es difícil hacerlo con el estado de infraestructura vial que tenemos”, por eso destacó la importancia de la inversión. “Aun en el peor contexto de recaudación, en apenas dos años logramos hacer un plan de bacheo con la recuperación del 30 por ciento de nuestras rutas”, dijo.

En ese sentido, habló de “escuelas que se lluven, y en apenas dos años un tercio de nuestras escuelas tienen intervención”, al igual que “el 30 por ciento de los hospitales, que han sido intervenidos en estos dos años”.

El funcionario remarcó que para ello hay que “mandar el dinero a donde tiene que ir, eliminar gastos improductivos”.

Respecto a la reforma previsional, uno de los temas que dominarán la agenda en 2026, el secretario de la Gobernación consideró que habrá acuerdo entre sectores: “No sólo confío en que vamos a lograr consensos, sino que lo vemos necesario. Es la Caja de Jubilaciones de los empleados públicos, y se genera déficit. Todos los empleados que se jubilan con Anses soportan en sus hombros el 82 por ciento móvil, Somos defensores, pero tenemos que ver cómo lo hacemos sostenible y que no recaiga en el sector privado”, argumentó.

Además, Colello sostuvo que “sin las reformas que hicimos” a comienzos de gestión, “a esta altura no se podría haber sostenido el 82 por ciento móvil”.

Sobre la Obra Social de Entre Ríos (OSER), creada este año por ley en reemplazo del Iosper, afirmó: “Como todas las transformaciones, nadie dijo que esto iba a ser fácil. Lo que estamos haciendo es aportar transparencia donde había oscuridad, orden donde había desorden. Estamos haciendo una administración austera, con responsabilidad, y peleando con los proveedores para bajar costos”, dijo.

Por último, se refirió a la incorporación de Entre Ríos a la licitación de la Hidrovía del río Paraná, un tema que para él es central.

“Considero, y el gobernador lo dice también, que el dragado del río Paraná para nosotros significa lo que Vaca Muerta para el Sur, la Patagonia. Es una de las riquezas naturales que mayor potencialidad le pueden dar a la provincia en términos de crecimiento económico y laboral, de puestos de trabajo”, destacó.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Ahora

The post Infraestructura: Colello aseguró que el dragado del río Paraná será para Entre Ríos “lo que Vaca Muerta” para la Patagonia first appeared on Runrun energético.

La producción de hidrocarburos alcanzó en noviembre de 2025 los 857,7 mil barriles diarios de petróleo y 122,3 millones de m³ de gas por día. Vaca Muerta consolidó su rol estructural.

La producción de hidrocarburos en la Argentina marcó un nuevo récord histórico en noviembre de 2025, de acuerdo con los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación. La producción total de petróleo alcanzó los 857,7 mil barriles diarios (mbbl/d), mientras que la de gas natural trepó a 122,3 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d), niveles inéditos para la industria local.

Detrás de este salto productivo aparece un dato estructural que confirma el cambio de era del sector energético argentino: Vaca Muerta ya explica cerca del 70% del petróleo y el gas que se produce en el país, consolidándose como el principal motor hidrocarburífero nacional y uno de los desarrollos no convencionales más relevantes a escala global.

En noviembre, la producción total de hidrocarburos mostró comportamientos diferenciados entre petróleo y gas, aunque ambos se mantuvieron en niveles históricamente elevados. La producción de petróleo alcanzó los 857,7 mil barriles diarios, con una leve baja mensual del 0,2%, pero con un crecimiento interanual del 13,6%, consolidando una tendencia claramente expansiva.

El salto es aún más significativo en la comparación de largo plazo: el nivel actual es 62,8% superior al de febrero de 2020 y supera ampliamente los promedios anuales de los últimos años, que pasaron de 523,2 Mbbl/d en 2021 a 709,3 Mbbl/d en 2024, reflejando el fuerte impulso estructural del shale.

En gas natural, la producción total fue de 122,3 millones de metros cúbicos diarios, con una caída mensual del 1,4% y un retroceso interanual del 3,9%, aunque en un contexto de altos volúmenes históricos. Si bien el nivel se ubica por debajo de los promedios de 2021 a 2024, la serie confirma que el gas argentino opera en una meseta elevada, sostenida principalmente por el aporte del no convencional y con una marcada sensibilidad estacional.

La producción no convencional volvió a ser el principal motor del sector hidrocarburífero en noviembre. El petróleo shale y tight alcanzó los 579,8 mil barriles diarios, lo que representó el 67,6% del total nacional, con una suba mensual del 1,3% y un fuerte crecimiento interanual del 32,1%.

La expansión es aún más elocuente en la comparación de largo plazo: el nivel actual es 360,2% superior al de febrero de 2020 y más que triplica el promedio de 2021 (168,5 Mbbl/d), consolidando el cambio estructural de la matriz productiva impulsado por Vaca Muerta.

En el caso del gas no convencional, la producción fue de 76,6 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 62,6% del total, con estabilidad respecto del mes anterior y una leve baja interanual del 0,5%, aunque se mantiene muy por encima de los niveles históricos.

Desde 2021, el promedio anual pasó de 59,2 MMm³/d a 87,3 MMm³/d en 2024, confirmando que el shale gas sostiene el abastecimiento y la capacidad exportadora del sistema gasífero argentino.

El récord de producción también se apoya en el fuerte aumento de la actividad de perforación y puesta en producción de pozos. En noviembre se registraron 96 pozos en perforación de explotación, lo que implicó una suba mensual del 1,1% y un salto interanual del 26,3%, confirmando un nivel de actividad sensiblemente superior al de los últimos años.

La comparación histórica refuerza esta tendencia: el número de pozos activos se ubica 50% por encima de febrero de 2020 y supera con amplitud los promedios anuales de 2021 (66 pozos), 2022 (72), 2023 (83) y 2024 (88).

Este mayor ritmo de perforación, concentrado especialmente en áreas no convencionales, refleja una industria que opera con más previsibilidad, escala y eficiencia, y que logró sostener una curva de crecimiento productivo tanto mensual como anual, aun en un contexto de reordenamiento macroeconómico y cambios regulatorios.

Neuquén volvió a concentrar el núcleo duro de la producción nacional. Según informó el gobierno provincial, en noviembre de 2025 la producción de petróleo alcanzó los 590.339 barriles diarios, con una suba del 0,54% respecto de octubre y un salto interanual del 28,64%. En el acumulado de enero a noviembre, el crecimiento fue del 24,29% frente a igual período de 2024.

El dato más contundente es que el 96,97% del petróleo producido en Neuquén fue no convencional, con 572.423 barriles diarios de shale, confirmando el peso estructural de Vaca Muerta dentro de la matriz provincial y nacional. Áreas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique–La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur explicaron gran parte de esta estabilidad productiva.

En gas natural, Neuquén registró una producción de 81,22 MMm³/d, con una leve baja mensual del 1,73%, pero con un crecimiento acumulado del 1,05% entre enero y noviembre. El gas no convencional representó el 90,04% del total provincial, con predominio del shale gas, que aportó 63,97 MMm³/d.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Ámbito

The post Vaca Muerta: Ya aporta el 70% del petróleo y el gas del país first appeared on Runrun energético.

El proyecto minero Gualcamayo recibió la aprobación para ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión estimada en USD 665 millones. La confirmación llegó por parte del ministro de Economía, Luis Caputo, y marca el segundo emprendimiento sanjuanino aceptado en el esquema, tras el proyecto Los Azules.

La iniciativa, impulsada por Minas Argentinas S.A., del grupo Aisa Group, obtuvo dictamen favorable del Comité Evaluador del Gobierno nacional para el Proyecto Carbonatos Profundos. La decisión habilita el avance de una explotación con proyección mínima de 30 años, en un distrito que concentra más de cinco millones de onzas de oro en recursos certificados.

El plan contempla más de USD 660 millones en inversiones, con USD 50 millones destinados a exploración geológica. Según los datos técnicos, el yacimiento cuenta con 2,45 millones de onzas de oro ya categorizadas como reservas, bajo estándares internacionales.}

En materia laboral, la empresa estimó que la etapa de construcción, prevista hacia fines de 2027, generará entre 1.000 y 1.500 puestos de trabajo. Una vez iniciada la producción, proyectada para 2029, se sostendrán unos 600 empleos directos permanentes.

El proyecto incluye una mina subterránea, una nueva planta de procesamiento y una planta de oxidación a presión (POX), tecnología poco frecuente a nivel mundial. También prevé un parque solar de 50 MW para abastecer la operación y reducir el impacto ambiental.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: LU17

The post Minería; Gualcamayo y una inversión millonaria a largo plazo first appeared on Runrun energético.

Desde el Ministerio de Minería confirmaron que se resolvió la instalación de un puente que se montará paralelo al que existe en el ingreso de la Villa Calingasta. De esta manera se busca poner fin a una polémica que surgió tiempo atrás por el posible paso de los camiones cargados desde Hualilán hasta Casposo por la villa departamental.

Lejos parece haber quedado aquel conflicto que surgió en noviembre, cuando desde la órbita política de Calingasta pusieron el ojo sobre cuáles iban a ser los caminos que utilizarían los camiones para trasladar minerales desde la mina Hualilán, en Ullum, hasta la planta de procesamiento de oro y plata de Casposo, en el departamento cordillerano.

Tras varios encuentros, idas y vueltas, finalmente se llegó a un principio de solución: colocar un puente Bailey para el ingreso a la Villa de Calingasta, pero sin circular por la zona urbana.

Así lo confirmaron fuentes del Ministerio de Minería durante un encuentro con la prensa sucedido la tarde del lunes en el marco de la presentación del balance de año

. Conforme señalaron, tras el reclamo por el paso de los camiones por la Villa de Calingasta y su impacto en la comunidad, se evaluó la posibilidad de un camino alternativo, el cual se definió el pasado 1° de diciembre, pero aún estaba en debate qué puente se iba a utilizar y bajo qué condiciones.

El fundamento de la preocupación radicaba en el posible impacto vibratorio que los vehículos podían llegar a generar, poniendo en riesgo la integridad de estos bienes importantes para la conectividad calingastina.

Para no afectar la estructura actual del puente ubicado sobre el Río Los Patos que conecta la Ruta Nacional 149 con la villa departamental, la propuesta de la empresa Challenger Gold es instalar un puente Bailey. Se trata de un montaje de estructura metálica prefabricada cuyo montaje tendría una demora aproximada de cinco meses.

En el mientras tanto, se realizará un estudio de carga en el puente actual, para analizar cuánto es el peso máximo que soporta. Para ello, se permitirá el paso de cargamentos con hasta 25 toneladas de minerales por camión. El ministro de Minería, Juan Pablo Perea explicó que se autorizó la carga mínima para comenzar con los estudios, mientras se avanza con el montaje de la solución definitiva.

Cabe recordar que la proyección del proyecto minero es trasladar alrededor de 450.000 toneladas de material hacia la planta de Casposo en un periodo promedio de tres años, hasta que se culminen las obras de campamento y planta de tratamiento en el yacimiento ubicado en Ullum.

De esta manera, el transporte que salga desde Hualilán camino a Calingasta tomará en un primer momento el puente que está sobre el Río Los Patos, para luego continuar por un camino alternativo que se ubicará en el margen izquierdo del río por la zona de El Morado, hasta que se acondicione el camino de El Puntudo, cuya condición para el transporte de cargas ya fue evaluado por las autoridades del ministerio en noviembre.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Diario de Cuyo

The post Infraestructura: Un puente Bailey en Calingasta, la solución a desarrollar para poner fin al conflicto al camino minero de Hualilán first appeared on Runrun energético.

El mercado empieza a mirar con otros ojos a una empresa clave de Vaca Muerta que, según nuevas proyecciones, podría ofrecer un recorrido alcista del 35%.

Las acciones de Pampa Energía volvieron a ganar protagonismo en las mesas de la City y entre los inversores internacionales. Un informe reciente de Proficio Investment inició cobertura sobre la compañía y fijó un precio objetivo de u$s121 para fines de 2026, lo que implica un potencial de suba del orden del 35% frente a las cotizaciones actuales en Nueva York.

La hipótesis de informe se centra en que el mercado todavía no termina de incorporar en precios la magnitud del crecimiento operativo que la empresa podría mostrar en los próximos años.

La tesis de inversión se apoya en una combinación de factores estructurales. Por un lado, el fuerte impulso que comienza a tomar el negocio de oil and gas en Vaca Muerta. Por otro, la estabilidad y previsibilidad que aporta el segmento de generación eléctrica en un contexto de reforma del mercado energético.

A eso se suma una valuación que, en términos relativos, sigue luciendo exigente frente a sus pares y frente a su propio potencial de generación de caja.

En la actualidad, la acción cotiza a múltiplos que no reflejan plenamente el cambio de escala que se espera a partir de 2026. Según el informe, Pampa opera en torno a 6,6 veces EV sobre EBITDA estimado para 2025, mientras que el EBITDA consolidado podría trepar hasta u$s1.122 millones en 2026, con una mejora sostenida de márgenes y una estructura financiera que se mantiene bajo control.

La combinación de crecimiento y estabilidad es, para los analistas, el principal atractivo del papel.

Pampa cuenta con una posición relevante en Vaca Muerta, tanto en shale oil como en shale gas, y con una cartera de bloques que todavía tiene mucho margen por desarrollar. Durante años, el foco de la compañía estuvo más puesto en el gas natural.

Sin embargo, a partir de 2024 el crecimiento comenzó a desplazarse con mayor fuerza hacia el crudo, especialmente en el bloque Rincón de Aranda.

Los datos operativos que surgen del informe muestran que los pozos ya conectados en esa área presentan rendimientos alineados con los mejores desarrollos de la cuenca. En ese contexto, el escenario base contempla que la producción de crudo pueda escalar hasta 58.000 barriles diarios, superando con holgura las previsiones originales presentadas en el Investor Day 2024. La clave es que Pampa todavía no agotó el potencial geológico de sus bloques y cuenta con equipamiento suficiente para acelerar el ritmo de perforación sin enfrentar cuellos de botella significativos.

En gas natural, el panorama resulta igual de atractivo. Los bloques Sierra Chata y El Mangrullo muestran niveles de productividad que prácticamente duplican los de otros yacimientos comparables, lo que se traduce en menores requerimientos de inversión para sostener y expandir volúmenes.

Este punto es central, porque mejora la rentabilidad del negocio incluso en escenarios de precios más conservadores.

Además, el crecimiento en gas está directamente ligado a la ampliación de la infraestructura de transporte. La finalización de la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la entrada en operación de los proyectos de LNG flotante en los que participa la compañía permitirían elevar la producción hasta 20,4 millones de metros cúbicos diarios hacia el final de la década, lo que representa un incremento superior al 50% frente a los niveles esperados para 2025. Este salto consolida a Pampa como uno de los jugadores clave del esquema exportador de gas argentino.

Un aspecto que el mercado suele valorar es la disciplina en el uso del capital. En ese sentido, el informe destaca que Pampa mantiene un enfoque prudente en materia de Capex, con inversiones orientadas a proyectos de alta productividad y retorno claro. La compañía cuenta con tres equipos de perforación y un set de fractura que le permiten sostener el crecimiento proyectado sin necesidad de desembolsos extraordinarios en equipamiento adicional.

Esta estrategia se refleja en la evolución esperada del EBITDA del segmento de oil and gas, que podría estabilizarse por encima de los u$s1.200 millones hacia el final de la década, incluso bajo supuestos conservadores de precios internacionales. La lectura es clara la compañía no necesita un escenario excepcional para generar valor, sino simplemente ejecutar de manera consistente su plan de desarrollo.

El segundo pilar del caso de inversión es el negocio de generación eléctrica. Pampa es la mayor generadora privada del país, con una capacidad instalada que supera los 5.400 MW y una participación de mercado cercana al 15%. Este segmento explica aproximadamente 40% del EBITDA total, con flujos de caja estables y una volatilidad sensiblemente menor a la del upstream.

La reciente reforma del Mercado Eléctrico Mayorista introduce un cambio de reglas que podría resultar muy favorable para la compañía. El nuevo esquema tiende a premiar a las centrales más eficientes y a aquellas que cuentan con autoabastecimiento de combustible, un punto donde Pampa corre con ventaja por la ubicación estratégica y la eficiencia de sus centrales térmicas.

De acuerdo con estimaciones de la propia empresa, la normalización del mercado eléctrico podría mejorar el EBITDA del segmento entre 10% y 15%, con un esquema de ingresos crecientemente dolarizados. Este factor no solo potencia los resultados, sino que también reduce el riesgo macro y la exposición a descalces cambiarios.

Además, la generación eléctrica funciona como un amortiguador frente a los vaivenes de los precios internacionales del crudo y del gas. Esta diversificación explica por qué la valuación de Pampa es menos sensible a los shocks externos que la de otras petroleras más concentradas en el upstream.

Otro punto que subraya el informe es la menor sensibilidad del precio objetivo frente a variaciones en los precios de la energía. Cada movimiento de 1% en el Brent impacta menos de 1% en el valor teórico de la acción, mientras que la sensibilidad al precio del gas es todavía más baja. Esto se debe al peso del negocio eléctrico y a la estabilidad de sus flujos de caja.

En un contexto internacional marcado por la volatilidad y la incertidumbre en torno a las tasas de interés y al crecimiento económico, este perfil defensivo relativo se vuelve especialmente atractivo. Pampa combina exposición a Vaca Muerta, uno de los principales activos energéticos de la región, con un negocio regulado que aporta previsibilidad y sostén financiero.

El mercado aún no termina de reflejar

Con una deuda manejable, un nivel de apalancamiento bajo y proyectos de crecimiento ya encaminados, Pampa Energía vuelve a posicionarse como una de las historias más sólidas dentro del sector energético argentino. El potencial de suba del 35% que surge del informe de Proficio Investment no descansa en supuestos agresivos, sino en la ejecución de un plan que ya está en marcha.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Iprofesional

The post Economía: Acciones de esta empresa de Vaca Muerta es la preferida de la City; prevén salto del 35% first appeared on Runrun energético.

La iniciativa degradada hidrocarburos en suelos petroleros para bajar el riesgo cancerígeno en la comunidad y disminuir el daño a las plantaciones de verdura.

Mientras el sistema universitario resiste al ajuste y presiona al gobierno de Milei por mejores condiciones en el Presupuesto 2026, la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) anunció que avanza con una estrategia científica que busca mitigar la contaminación en aguas y tierras, uno de los mayores peligros ambientales de la industria petrolera, principalmente en Vaca Muerta.

Investigadoras del Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (Cindefi), dependiente de la Facultad de Ciencias Exactas (UNLP-Conicet), desarrollan un proyecto que busca reducir la contaminación de la tierra y el agua, afectadas con compuestos orgánicos de alto riesgo cancerígeno.

Se trata de una tecnología basada en microorganismos nativos para degradar hidrocarburos en suelos contaminados por derrames o desechos del petróleo como los de Vaca Muerta.

La iniciativa utiliza bacterias aisladas de suelos salinos de Neuquén, seleccionadas por su capacidad para descomponer residuos del petróleo y resistir las condiciones adversas del ambiente patagónico. El bioinsumo resultante es un inoculante microbiano diseñado para acelerar la biorremediación de zonas afectadas por la actividad extractiva.

Según Marianela Macchi y Bibiana Coppotelli, a cargo del proyecto, “esta investigación surge a partir de la demanda de diversas empresas tratadoras de residuos peligrosos o que comercializan inoculantes (microorganismos para mejorar el cultivo y la fertilidad) en la provincia de Neuquén, que en los últimos años se acercaron al grupo de trabajo con interés en el desarrollo de inoculantes locales”.

El grupo ya había probado con éxito esta tecnología en suelos de la provincia de Buenos Aires y ahora busca adaptarla al contexto geológico y climático de la cuenca neuquina.

A diferencia de los productos comerciales importados -que suelen estar compuestos por microorganismos no autóctonos- este desarrollo se ajusta a la normativa neuquina, que prohíbe el uso de especies foráneas por sus posibles impactos ecológicos.

La tecnología apunta a una solución de bajo impacto ambiental, mediante la técnica del bioaumento se introducen bacterias específicas que “consumen” los hidrocarburos del suelo. Es decir, degradan compuestos tóxicos contaminados hasta convertirlos en sustancias inofensivas para el ambiente y la salud humana. Se trata de un mecanismo biológico que evita el uso de métodos fisicoquímicos o la incineración, prácticas que deterioran los suelos y elevan las emisiones de carbono, según explican Macchi y Coppotelli.

Además de utilizar bacterias nativas, el equipo científico emplea residuos agroindustriales, como los generados por la industria de la sidra, para producir grandes volúmenes de biomasa microbiana. Este enfoque reduce los costos de producción y promueve una lógica de economía circular.

Los hidrocarburos policíclicos aromáticos (PAHs), objetivo principal de esta tecnología, son compuestos orgánicos persistentes, con alto poder cancerígeno y difícil eliminación. Su presencia en el suelo representa una amenaza para los ecosistemas y las comunidades locales, ya que afectan a todo tipo de plantaciones de vegetales que luego se consumen en las casas, al igual que al agua. “No eliminar estos pasivos ambientales en la zona contaminada, podría generar que estos se distribuyan en el ambiente, percolando en napas de agua y causando grandes daños a la salud humana y ambiental”, advierte la Dra. Coppotelli.

Actualmente, muchas empresas de la región acumulan los suelos contaminados a la espera de tratamientos, lo que genera un stock de pasivos ambientales sin resolver. “La solución paliativa de las empresas de la región frente a la creciente generación de estos contaminantes es acopiar los suelos contaminados hasta poder tratarlos con métodos fisicoquímicos o incinerarlos, los cuales tienen un efecto negativo sobre el medio ambiente y conllevan a la pérdida del valor del suelo, dejándolos inutilizables o muy pobres para el cultivo u otras actividades productivas”, remarca la Dra. Macchi.

El equipo de investigación utiliza “consorcios sintéticos”, combinaciones de bacterias seleccionadas por su capacidad de cooperar y degradar distintos compuestos en conjunto. Estos consorcios ya demostraron eficacia en la eliminación de PAHs como fenantreno, antraceno y fluoreno.

La ventaja de usar bacterias autóctonas radica en que ya están adaptadas a las condiciones ambientales de la región compuestas de alta salinidad, metales pesados y variaciones extremas de temperatura. Esto mejora su supervivencia y potencia la efectividad de la biorremediación. De este modo, una vez realizadas las pruebas en el suelo neuquino y con los resultados en mano, se analizarán los pasos a seguir para escalar el proyecto en la región.

El proyecto fue reconocido recientemente con el primer premio del certamen “Ideas de Exactas 2025”, organizado por la Dirección de Vinculación Tecnológica de la UNLP. El equipo está conformado por Coppotelli (Conicet), la Macchi (CIC-PBA), Déborah Colman (CPA-Conicet), y los estudiantes Franco Damián Parra y Octavio Ellehoj (Bentre-CIC-PBA).

Sin embargo, la continuidad de este tipo de desarrollos enfrenta un escenario crítico. En lo que queda del año, el gobierno nacional buscará aprobar el Presupuesto 2026, que prevé asignar 4,8 billones de pesos al sistema universitario. Sin embargo, el Consejo Interuniversitario Nacional (CIN) considera que la cifra es insuficiente y reclama un piso de 7,2 billones para sostener el funcionamiento básico, los salarios y el mantenimiento de las instituciones.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Página 12

The post Vaca Muerta: La UNLP busca reducir la contaminación first appeared on Runrun energético.

El pozo Nashville fue perforado a más de 8 km por debajo del lecho marino y encontró hidrocarburos en el esquisto Norflett.

Shell e INEOS Energy han anunciado el primer descubrimiento de petróleo en el Golfo de América. luego de que se confirmó la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio de Nashville. que es una fuente Norphlet de aguas profundas.

INEOS posee una participación del 21% en el descubrimiento. mientras que Shell es el operador y el 79% restante.

Combinando inteligencia empresarial y excelencia editorial para llegar a profesionales comprometidos en 36 plataformas de medios líderes.

El pozo Nashville se perforó a más de 8 km por debajo del lecho marino.

Los hidrocarburos se encuentran en la capa de Norphlet. Se dice que es una de las formaciones de aguas profundas más prometedoras de la región.

David Bucknall, director ejecutivo de INEOS Energy, dijo: “Este es un gran resultado para INEOS Energy y un paso importante en el desarrollo de nuestra presencia en el Golfo de EE. UU. Es una fuente para encontrar y desarrollar recursos de clase mundial de manera responsable.

“Creemos que Nashville ayudará a fortalecer nuestra seguridad energética y proporcionará suministros confiables durante muchos años”.

El pozo se perforó utilizando Deepwater Proteus, que afirma ser una de las plataformas de perforación marinas más avanzadas del mundo.

Se están realizando más trabajos técnicos para determinar el tamaño del descubrimiento.

El descubrimiento de Nashville podría vincularse a la cercana plataforma de producción Appomattox de Shell. que es operada y propiedad conjunta de Shell con INEOS.

“Los resultados de la perforación de Nashville son muy alentadores”, dijo Heather Osecki, directora ejecutiva de INEOS Energy US Gulf Business. Y es totalmente consistente con lo que esperábamos.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Mas Cipolletti

The post Internacionales: Shell e INEOS encontraron petróleo en el pozo de exploración de Nashville en el Golfo de América first appeared on Runrun energético.

El cierre de 2025 marca un punto de inflexión para la industria del shale en Argentina. Según los últimos balances del sector, YPF ha alcanzado una cifra histórica al superar los 400 millones de barriles de petróleo extraídos de Vaca Muerta desde el inicio de sus operaciones en la formación.

Este volumen no solo ratifica la posición de la petrolera de bandera como el principal operador del sector, sino que representa aproximadamente dos tercios de la producción total acumulada de la cuenca neuquina en la última década.

Desde que comenzó el desarrollo masivo en 2013, Vaca Muerta ha entregado un total de 680 millones de barriles. A pesar de estas cifras récord, los especialistas subrayan que el nivel de desarrollo de la formación apenas alcanza el 10% de su potencial, lo que anticipa un crecimiento exponencial ante los próximos proyectos de exportación.

Vista Energy: La compañía liderada por Miguel Galuccio se consolida como el principal actor privado, acumulando más de 75 millones de barriles. Lo notable es su velocidad de crecimiento, habiendo iniciado operaciones recién en 2019.

Shell: Se mantiene en el tercer escalón del podio de operadoras, con una producción acumulada que supera los 51 millones de barriles.

El análisis por áreas revela un cambio de mando en la productividad de los bloques.

Loma Campana, el bloque pionero desarrollado por YPF en sociedad con Chevron, sigue siendo el emblema histórico con un acumulado de 208 millones de barriles (casi un tercio de todo el petróleo generado por Vaca Muerta). Sin embargo, la atención de la industria se ha desplazado hacia La Amarga Chica.

Este último bloque, operado por YPF (donde Vista Energy adquirió recientemente la participación de Petronas), ha desplazado a Loma Campana como el yacimiento con mayor producción diaria del país. Esta rotación de liderazgo en las áreas más productivas demuestra la madurez técnica alcanzada en el fracking argentino y la eficiencia de las nuevas perforaciones.

Con la infraestructura de transporte en expansión y el marco de incentivos vigentes, el sector se prepara para un 2026 donde el foco estará puesto en el mercado externo. La marca de los 400 millones de barriles de YPF es solo el preludio de lo que se espera sea el verdadero “boom” exportador de la energía argentina.

The post Vaca Muerta: YPF consolida su liderazgo con más de 400 millones de barriles producidos first appeared on Runrun energético.

Mientras los principales centros urbanos de Argentina atraviesan un escenario de volatilidad en sus indicadores laborales, la región patagónica se consolida como el motor de empleo más resistente de la nación. Según los datos oficiales del tercer trimestre de 2025, la actividad hidrocarburífera y minera ha blindado el mercado de trabajo en el sur, traccionando niveles récord de ocupación.

Este fenómeno, impulsado fundamentalmente por el desarrollo de Vaca Muerta y la minería de exportación, posiciona a la región con cifras que contrastan fuertemente con el promedio nacional.

El reciente informe sobre el mercado de trabajo revela que la Patagonia no solo lidera en términos de baja desocupación, sino que también muestra una de las tasas de participación laboral más dinámicas:

Desocupación: Se ubicó en un 5%, la cifra más baja de todo el país, situándose significativamente por debajo del promedio nacional del 6,6%.

Tasa de Actividad: Alcanzó el 47,4%, lo que demuestra que una gran proporción de la población está inserta o buscando activamente insertarse en un mercado incentivado por salarios competitivos.

Tasa de Empleo: Con un robusto 45%, la región supera a zonas tradicionalmente fuertes como el Gran Buenos Aires o el Noreste Argentino.

La correlación entre la salud del sector energético y la estabilidad social es innegable. La explotación de minas y canteras —rubro que engloba al petróleo y gas— actúa como el núcleo gravitante que sostiene una vasta red de servicios, logística y construcción.

Este dinamismo genera un impacto positivo en nodos urbanos estratégicos como Neuquén, Comodoro Rivadavia y Río Gallegos, que funcionan como bases operativas de las cuencas más productivas. El flujo constante de inversión, tanto pública como privada, permite que el ecosistema productivo mitigue los efectos de la subocupación que afecta a otras regiones menos industrializadas.

A pesar del éxito, el sector enfrenta desafíos estructurales para mantener estos niveles de excelencia:

Brecha de Talento: La alta especialización que demanda el shale y la minería técnica genera una presión constante sobre la oferta laboral, evidenciando la necesidad de mayor formación técnica.

Dependencia Externa: El mantenimiento de estos índices está atado a la estabilidad de los precios internacionales del crudo y a la ejecución de las obras de infraestructura energética proyectadas para 2026.

La cuenca neuquina ha demostrado ser, durante el último año, el verdadero pulmón económico de la Argentina, confirmando que la energía es la principal garantía de estabilidad laboral y social en la región.

The post Empleo: La Energía como Escudo; La Patagonia registra la desocupación más baja del país first appeared on Runrun energético.

La Inversión Extranjera Directa en América Latina repuntó en 2024 de la mano de nuevos proyectos mineros y del despliegue acelerado de data centers, dos sectores que están reconfigurando la infraestructura productiva y tecnológica de la región.

América Latina atraviesa un nuevo ciclo de expansión de la Inversión Extranjera Directa (IED), motorizado principalmente por la minería y el desarrollo de grandes centros de procesamiento de datos. Según datos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), los flujos de IED hacia la región alcanzaron los u$s188.962 millones en 2024, lo que representa un crecimiento interanual del 7,1%, en un contexto global aún marcado por la cautela inversora.

El repunte está directamente vinculado a la demanda global de minerales estratégicos y a la necesidad de infraestructura digital capaz de sostener la transformación tecnológica de la industria. Así lo planteó Luciano Marrazzo, director regional del Cono Sur de Rockwell Automation, durante Automation Fair 2025, donde analizó las tendencias que marcarán el próximo ciclo industrial en la región.

“América Latina está viviendo un nuevo ciclo de inversiones estratégicas, especialmente en minería, energía y en la instalación de data centers que permitirán aumentar las capacidades de procesamiento de datos que la industria ya requiere”, afirmó.

Uno de los vectores más dinámicos de este proceso es la expansión acelerada de los data centers en distintos países latinoamericanos. La creciente digitalización de los procesos industriales, el uso masivo de sensores, sistemas de control avanzados y aplicaciones de inteligencia artificial están disparando la demanda de capacidad de cómputo de alto rendimiento.

De acuerdo con estimaciones de IMARC (2024), el mercado latinoamericano de data centers alcanzó un valor de u$s15.380 millones en 2024 y podría escalar hasta u$s32.740 millones en 2033, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 8,11% entre 2025 y 2033. Este crecimiento no sólo responde al aumento del tráfico de datos, sino también a la incorporación de plataformas basadas en inteligencia artificial que requieren infraestructura robusta, confiable y energéticamente eficiente.

Marrazzo explicó que el fenómeno se expresa tanto en proyectos propios de grandes compañías como en la llegada de nuevos actores especializados en ofrecer servicios de infraestructura a terceros. “Se han anunciado proyectos de escala inédita, incluidas instalaciones orientadas específicamente a Inteligencia Artificial”, señaló. Esta expansión impacta de lleno en sectores como manufactura, energía, logística y consumo masivo, y eleva la demanda de talento técnico y de soluciones avanzadas de ciberseguridad.

En paralelo, la minería sigue consolidándose como uno de los principales motores de atracción de capital extranjero, especialmente en países con alto potencial geológico. La convergencia entre minería, automatización y digitalización está acelerando la adopción de tecnologías de control autónomo, otro de los ejes destacados durante Automation Fair 2025.

“La Inteligencia Artificial permitirá que los procesos industriales tomen decisiones por sí mismos, ajusten parámetros en tiempo real y operen con mínima intervención humana”, explicó Marrazzo. Esta evolución incluye sistemas capaces de autoajustarse, vehículos internos autónomos y plataformas que interpretan instrucciones mediante lenguaje natural, redefiniendo los estándares operativos de las plantas industriales.

Sin embargo, el salto tecnológico también plantea desafíos relevantes. “La Inteligencia Artificial opera sobre volúmenes masivos de datos y requiere capacidades de cómputo mucho mayores que las disponibles en muchas instalaciones actuales. Esto obliga a evaluar si la infraestructura tecnológica y energética está preparada para sostener esa demanda”, advirtió el ejecutivo.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Ámbito

The post Inversiónes: La extranjera vuelve a crecer en América Latina impulsada por la minería y los data centers first appeared on Runrun energético.

En una entrevista exclusiva con Tendencia de Noticias en Tucumán, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, detalló la transición de Refinor a “RefiPlus”, la creación de una biorrefinería basada en caña de azúcar en Salta y el respeto por los pequeños productores de biocombustibles. La expansión de Vaca Muerta. El nuevo rol de Lisandro Catalán como director de la firma y la polémica por los sueldos.

En el marco de su visita a la provincia para participar en la Cena Anual de la Fundación Federalismo y Libertad, Horacio Marín conversó con Tendencias de Noticias y delineó la visión estratégica de la petrolera estatal, haciendo especial hincapié en la integración de los biocombustibles como un motor de desarrollo regional.

El directivo enfatizó que YPF busca complementar la matriz energética nacional sin desplazar a los actores ya establecidos, apostando por la exportación de combustibles sustentables para la aviación y la modernización de su red comercial, mientras Vaca Muerta se prepara para un salto histórico en la generación de divisas a partir de 2027.

Uno de los ejes centrales de la entrevista fue el rol de la compañía en el sector de los biocombustibles. Marín fue tajante al asegurar que la petrolera no pretende monopolizar el suministro interno: “No es nuestra intención romper un mercado que se fue abriendo mucho tiempo y tratar de coparlo y sacarlo”. El ejecutivo buscó llevar tranquilidad al sector agroindustrial al afirmar que no buscan “poner nerviosos a los pequeños productores de biocombustible”, destacando que YPF no busca definir la ley del sector, sino generar valor.

En cuanto al marco regulatorio, Marín sugirió que Argentina debería seguir el modelo europeo y no el de Brasil. Según su visión, adoptar porcentajes de corte tan elevados como los brasileños sería un “error” que podría perjudicar a la industria automotriz local. Actualmente, YPF cumple con la ley exportando productos para aviación y no compitiendo en el mercado interno de materia prima base.

En este contexto, anunció un ambicioso plan para la refinería de Campo Durán, en Salta: convertirla en una biorrefinería denominada “BioSalta”. Este proyecto, que busca socios inversores, utilizará la caña de azúcar como insumo principal para producir biocombustibles destinados a la aviación y la exportación, lo que generará nuevos puestos de trabajo y dinamizará la economía regional.

Marín confirmó un cambio de imagen estratégico para el norte argentino. La marca Refinor, recientemente adquirida por la petrolera estatal, desaparecerá para dar paso a “RefiPlus by YPF”. Según explicó, el nombre anterior resultaba contradictorio para una futura expansión hacia otras zonas geográficas.

Esta transformación forma parte de una reestructuración de las estaciones de servicio en cuatro categorías:

YPF Black: Enfocada en productos premium, con alianzas con marcas como McDonald’s y una oferta gastronómica de alta calidad que incluye empanadas regionales.

YPF Estándar: La red tradicional potenciada con excelencia en servicios y limpieza.

RefiPlus by YPF: Estaciones en lugares alejados donde se ofrecerán productos regionales y servicios adicionales (como farmacia en alianza con Farmacity) para asegurar la rentabilidad del estacionero y el servicio al cliente.

YPF-ACA: Un modelo que aún se encuentra en proceso de modernización junto al Automóvil Club Argentino.

Respecto a la actividad extractiva, Marín proyectó un crecimiento exponencial gracias a la finalización del oleoducto más grande de Argentina para fines de octubre de 2026. Se espera que el 1 de enero de 2027 el país ya esté exportando 180.000 barriles adicionales, cifra que escalaría a 350.000 a mitad de ese año y a 550.000 para principios de 2028.

Este incremento en la capacidad de transporte significaría un ingreso de divisas de aproximadamente 2.500 millones de dólares a principios de año, llegando a los 5.000 millones hacia mediados de 2027. “Estamos bien armados para que, incluso si existe una baja de precio del petróleo, continuar el crecimiento de YPF hacia los valores históricos”, aseguró.

Como detalle curioso de la gestión de marca, Marín mencionó que YPF comenzó a vender mamelucos similares a los que utiliza el presidente Javier Milei en diez estaciones de servicio. No obstante, aclaró que los que están a la venta no son idénticos a los del Mandatario: “Milei tiene originales”, los cuales son ignífugos y de alto costo. Las versiones comerciales son más livianas y económicas para que sean “más accesibles para la gente”.

Finalmente, Marín se refirió a la conformación y el rol del directorio de YPF, resaltando la participación del tucumano Lisandro Catalán (foto inferior) quien además de ser director de la petrolera es el presidente de La Libertad Avanza en nuestra provincia. El CEO indicó que Catalán ya asistió a dos reuniones de directorio y que se ha integrado favorablemente a un equipo que describió como “muy profesional”, donde los directores provinciales se muestran conformes con la gestión actual.

El ejecutivo enfatizó la relevancia del cargo, señalando que ser director de YPF implica una “responsabilidad fiduciaria muy alta”, debido a que los directores responden personalmente ante cualquier inconveniente que pueda surgir en la compañía. “Cualquier cosa que esté con problemas va contra los directores”, advirtió para dimensionar el compromiso legal y financiero que asumen.

Para seguir leyendo haga clck aquí

Fuente: Tendencia de Noticias

The post Combustibles: “No es intención de YPF romper el mercado de los biocombustibles” first appeared on Runrun energético.

La estrategia de YPF entra en una etapa de definiciones con impacto directo sobre la producción, la infraestructura y el perfil exportador. El plan mira al mediano plazo y se apoya en la consolidación del negocio no convencional, con metas crecientes de volumen y una administración activa del portafolio de activos.

El núcleo del crecimiento se concentra en Vaca Muerta, donde la compañía prevé cerrar 2025 con producción propia de petróleo no convencional por encima de 200.000 barriles diarios. Los registros recientes muestran 206.000 barriles, con picos de 208.000, cifras que corresponden a producción propia y no a operaciones para terceros.

El contraste temporal marca la magnitud del cambio. Hace poco más de dos años, la producción rondaba 95.000 barriles diarios, mientras que la hoja de ruta plantea superar los 250.000 barriles hacia fines de 2026. El objetivo para 2027–2028 es alcanzar 400.000 barriles diarios, lo que implicaría duplicar el shale oil en cuatro años.

Desde la empresa reconocen que el ritmo no responde a una curva uniforme. La aceleración del segundo semestre del último año estuvo asociada a inversiones y tiempos de completación de pozos, mientras que hacia adelante se busca una trayectoria más regular, con incrementos mensuales sostenidos que den previsibilidad a la operación.

El crecimiento del upstream expone límites logísticos. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza dentro de plazos y costos previstos, aunque enfrenta condicionantes en infraestructura portuaria y en la disponibilidad de boyas de carga, un insumo crítico con pocos proveedores globales.

Pese a esos cuellos de botella, el escenario de trabajo contempla puesta en marcha hacia fines de 2026 y exportaciones regulares desde enero de 2027. En paralelo, ya se evalúan ampliaciones de capacidad por encima de 700.000 barriles diarios para anticipar nuevas fases de crecimiento.

En el downstream, la estrategia prioriza optimizar activos existentes antes que construir nuevas plantas. La incorporación de herramientas de inteligencia artificial en el centro de monitoreo permitió detectar ineficiencias y corregir desvíos en tiempo real, elevando el procesamiento sin grandes desembolsos.

Como resultado, YPF procesa hoy 45.000 barriles diarios más que en 2023, un volumen equiparable a sumar media refinería sin inversiones de capital de gran escala. La refinería de La Plata mantiene un rol central, con un mix de crudos que combina producción propia, compras locales y exportaciones.

En paralelo, el proyecto Argentina GNL transita una reconfiguración societaria tras la salida de Shell de esta etapa. La meta final es 18 millones de toneladas anuales, con un primer tramo de 12 MTPA junto a ADNOC y ENI. El cronograma prevé licitaciones formales en abril y primeras exportaciones en 2027, con una inversión estimada de 25.000 a 30.000 millones de dólares y financiamiento tipo project finance.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Lu17

The post Empleo: Una demanda estimada de 10.000 a 15.000 trabajadores técnicos hacia 2031 en Vaca Muerta first appeared on Runrun energético.

Impulsa analiza al menos 5 proyectos de cobre y otros de tierras raras. La mayoría está concentrada en Las Heras, pero hay estudios también en Lavalle.

Si tuviese un eslogan la política de minería que trazó Alfredo Cornejo ese sería: “Se hace lo que se puede, donde se puede”. No sólo porque estratégicamente entendió que la ley 7.722 fija los límites, sino porque además con el Distrito Minero Malargüe Occidental confirmó que si al potencial geológico se lo acompaña con licencia social y estudio ambiental, esa fórmula no falla.

Eso explica por qué el equipo de la empresa estatal Impulsa Mendoza ya haya arrancado con los estudios necesarios para definir qué proyectos podrían desarrollarse en la zona Norte de Mendoza. Esta nueva iniciativa, para la que ya se contrató una consultora aún no tiene un nombre definido, pero en la mesa de trabajo se habla del Distrito Minero Las Heras o -en una versión más inclusiva- el Distrito Minero Mendoza Norte, porque podría sumarse algún proyecto de Lavalle.

El proyecto se mantuvo en un estricto secreto mientras se discutía la Declaración de Impacto Ambiental de PSJ Cobre Mendocino que la Legislatura aprobó hace 12 días. Es que en el Gobierno sabían de las manifestaciones y las ardientes críticas que desataría el avance de esa mina de Uspallata y no querían “sumar más cuestionamientos”.

Pero ahora que ese proyecto logró el respaldo político, se retomó el trabajo de prefactibilidad de varias iniciativas más. “Son un proyecto de exploración de cobre ubicado frente a la minera San Jorge, y otros 4 proyectos de Paramillos, 2 en la zona Norte y 2 más en la zona Sur de esa histórica mina”, enumeró el intendente de Las Heras, Francisco Lo Presti.

El intendente está convencido de que activando la minería no sólo se dinamiza la economía de su comuna y se abre una gran puerta a la generación de trabajo, también se diversifica la matriz productiva provincial.

“Además del cobre queremos ver qué potencial geológico tienen algunos proyectos de tierras raras”, sumó una fuente que pidió reservas.

Una muestra más de la fuerte apuesta que el Gobierno hizo ya a este nuevo distrito minero está en que esta semana Impulsa Mendoza inauguró una oficina en Uspallata, una localidad que se impone como el corazón de estos nuevos emprendimientos, no sólo por PSJ Cobre Mendocino, sino también por las iniciativas que surgen en los alrededores.

Aunque no lo digan, ese silencioso trabajo técnico de Impulsa y la Dirección de Minería apunta a corroborar primero el potencial geológico, y más tarde el potencial minero de esos proyectos. Esto último incluye un minucioso estudio de impacto ambiental, un sondeo de la licencia social y otro del respaldo político que podrían tener todas esas iniciativas.

Los proyectos que pasen esos filtros serían los que finalmente puedan avanzar y los que no, muy probablemente duerman el sueño eterno.

Es que esos técnicos tienen claro que la factibilidad de un proyecto define si es viable o no económicamente, e inclina la balanza de los potenciales inversores. Y para corroborar eso no alcanza con saber que probablemente en la montaña haya cobre, hay detrás meses de estudio sobre todo del impacto ambiental que conlleva extraerlo.

De ejemplo valga contar para marzo del 2024, cuando Cornejo anunció en Canadá que se estaba trabajando en el Distrito Minero Malargüe Occidental, ese proyecto ya tenía varios meses de trabajo de documentación. Es más, los primeros estudios habían arrancado hacia el fin de la gestión de Rodolfo Suarez. Fue después de que el Gobierno adquiriera los pasivos de Potasio Río Colorado.

Ahora, un año y 10 meses después de aquel anuncio, ese distrito minero ya tiene 65 proyectos de exploración de cobre activos y hay otros 71 en estudio, en medio del informe de impacto ambiental.

Uno de los escollos que deberían resolverse para que avance ese distrito minero en Las Heras es el conflicto que enfrenta un par de proyectos de la mina de Paramillos con Aguas Danone de Argentina, propietaria de la Reserva Villavicencio.

A fines de noviembre, Ricardo Montacuto contó en Diario UNO que la firma dueña de la reserva natural posee un permiso de exploración, 5 minas y 11 minas vacantes ubicadas dentro de la Estancia Canota, cuya propiedad es de Termas de Villavicencio. Además poseen otro permiso de exploración y 5 minas fuera de los límites de la propiedad de Villavicencio, en Paramillos Norte.

En total, Danone adquirió 23 propiedades mineras en Las Heras según los datos oficiales.

Pero al mismo tiempo, la firma inició acciones procesales administrativas contra la Declaración de Impacto Ambiental de unos proyectos mineros en Paramillos que se aprobaron durante la gestión de Rodolfo Suarez. Ese planteo ya llegó a la Suprema Corte de la provincia.

Según pudo confirmar Diario UNO en ese máximo tribunal hay un pedido para acumular las causas que inició Danone, antes de tomar una decisión, lo que podría darse en los primeros meses de 2026.

“Cuando la empresa adquirió la reserva esa propiedad incluía esos derechos de cateos mineros, pero no es intención de la empresa avanzar con esos permisos. Lo que nos interesa es la reserva, que fue declarada Área Natural Protegida en el 2000 y la empresa que pretende explorar en Paramillos ingresó a la propiedad sin pedir derecho de paso y sin tener la Declaración de Impacto Ambiental, violando totalmente la protección que le da a la reserva la ley 6.045”, explicó Silvina Giudici, responsable de la Reserva Natural Villavicencio y apoderada de Fundación Villavicencio.

Giudici no deja lugar a dudas. Su preocupación principal es proteger esa reserva natural de donde la empresa obtiene el agua mineral.

Pero hay un dato que no se puede obviar y que tal vez, sólo tal vez, podría cambiar los futuros intereses de la empresa: Danone es socio de CCU Argentina, la Compañía de Cervecerías Unidas cuya casa matriz está en Chile. La controlante de CCU Chile es IRSA, a través de Heineken y del Grupo Luksic, propietario a su vez de Antofagasta Minerals.

Si los estudios geológicos revelaran que esa zona tiene un gran potencial minero, como se presume, es probable que esa empresa compare qué le es más rentable.

Hay además otro dato que no se puede minimizar ni tapar: el nuevo Código de Procedimiento Minero le impide a Danone -y a cualquier otra empresa con derechos mineros- paralizar sus propiedades mineras. Si no las desarrollan, se las van a revertir.

El 2026 será sin dudas el año del despunte del desarrollo minero en Mendoza. No sólo porque se comenzará a construir la mina de PSJ Cobre Mendocino, que será la que inaugure la explotación de cobre en la provincia. En paralelo se espera que se desarrollen otros tantos proyectos.

A lo que se pueda estudiar del nuevo distrito minero de Las Heras o Mendoza Norte, como se llame, hay que adosar que muy probablemente llegue a la Legislatura la Declaración de Impacto Ambiental de 71 proyectos de Distrito Minero Malargüe Occidental III que ingresaron a estudio después de que se aprobó la DIA de los 27 de la segunda tanda de ese distrito.

Además está en proceso de gestación el Distrito Minero Malargüe Oriental, en la zona Este de la comuna sureña.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Diario Uno

The post Minería: Qué hay detrás del nuevo distrito minero que se gesta en el Norte mendocino first appeared on Runrun energético.

En octubre de 2025 la producción de petróleo aumentó 15,6 % i.a. y 13,2 % en los últimos 12 meses (12m). La producción de petróleo convencional se redujo 9,3 % i.a. y cayó 4,6 % en los últimos 12 meses.

La producción no convencional (61 % del total) en tanto, se incrementó 34,1 % i.a y 28,3 % 12m. impulsada por el Shale, describió el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).

En octubre de 2025 la producción de Gas se redujo 6,9 % i.a y aumentó 2,6 % en los últimos 12meses. La producción convencional se redujo 9,4 % i.a. y aumentó 1 % en 12meses. Por otra parte, la producción no convencional (63 % del total) se redujo 5,3 % i.a. y aumentó 3,5 % en los últimos doce meses.

Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.

En octubre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 2 % i.a. y del 2,7 % en 12 meses, respectivamente.

Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 3 % mayores a las de igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 2,4 % superiores.

La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 0,9 % i.a. en octubre de 2025 respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,1% en doce meses.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: Energía y Negocios

The post Informes: IAE sobre hidrocarburos, electricidad y subsidios first appeared on Runrun energético.