Aggreko, compañía especializada en soluciones de energía, anunció una inversión de US$ 216 millones en CAPEX para América Latina en 2026, un aumento del 249% en comparación con 2025, reforzando el compromiso con el crecimiento a largo plazo en la región. Parte de esta inversión está asignada a Argentina para apalancar el crecimiento.

“Tuvimos un excelente desempeño en 2025, con crecimiento en todos nuestros sectores clave: utilities, minería y petróleo y gas. En este contexto, confiamos en Argentina como un mercado estratégico en la región, por su desarrollo y su enorme potencial en los tres pilares de nuestra estrategia”, afirma Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para América Latina.

América Latina permanece como un pilar fundamental de la estrategia global de Aggreko, representando actualmente cerca del 30% del mercado mundial de la empresa. La diversidad geográfica y económica de la región, con mercados fuertes como Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México y países de América Central y el Caribe, permite un equilibrio estratégico que mitiga los impactos de las estacionalidades económicas y geopolíticas.

Proyección de crecimiento en la región

Aggreko registró en 2025 un crecimiento del 10% en América Latina respecto de 2024. Para 2026, la compañía proyecta mantener un ritmo de expansión de dos dígitos, con una previsión de crecimiento del 11% en la región

“La magnitud de la región y la complementariedad entre los mercados nos permiten mantener una trayectoria consistente de crecimiento. América Latina seguirá siendo una prioridad estratégica para Aggreko en los próximos cinco años”, destaca Varela.

En 2026, Aggreko continuará ampliando el uso de gas natural, soluciones híbridas y microgrids, para agregar valor a las soluciones de energía térmica tradicional, siempre con foco en tres ejes centrales: eficiencia, seguridad energética y sostenibilidad. La compañía refuerza su papel como consultora estratégica de energía, desarrollando soluciones a medida de acuerdo con las necesidades específicas de cada cliente y operación.

“Nuestro rol va más allá del suministro de energía. Trabajamos codo a codo con los clientes para comprender sus prioridades, ya sea la reducción de costos, la confiabilidad operativa, los plazos o los objetivos ambientales, y diseñar soluciones que integren distintas tecnologías de forma inteligente y eficiente. En el caso argentino, prevemos que en 2026 ganen protagonismo las soluciones híbridas, térmicas y de hidrógeno”, concluyó el ejecutivo.

, Redaccion EconoJournal

En los últimos años, la industria energética global ha incrementado la adopción de Inteligencia Artificial (IA) y aprendizaje automático para optimizar operaciones, desde la producción hasta la refinación. La tendencia es especialmente clara en sectores como el petróleo y gas, donde el volumen de datos generados por sensores, pozos y plataformas de producción se ha convertido en una mina de valor si se procesa con modelos inteligentes.

La integración de IA en procesos operativos ha demostrado impactos cuantificables. Estudios recientes señalan que las soluciones de IA y mantenimiento predictivo pueden reducir paradas no planificadas entre un 30% y 50%, al tiempo que extienden la vida útil de los equipos entre un 20% y 40%. Estos beneficios tienen consecuencias directas en una cuenca como Vaca Muerta, donde retrasos en producción o fallas mecánicas imprevistas pueden traducirse en costos significativos.

Integración de la Inteligencia Artificial

El proceso de integración de IA requiere una base de datos consistente, procesable y accesible, algo que la infraestructura cloud permite con mayor facilidad que los entornos on-premise tradicionales. A través de plataformas como AWS, los operadores pueden aprovechar servicios de machine learning para entrenar, probar y desplegar modelos que interpretan cientos de variables operativas en tiempo real. Este cambio ya no solo mejora la eficiencia, sino que redefine la manera en que se toman decisiones.

En Vaca Muerta, la irrupción de la IA no es solo un tema de eficiencia interna: es una condición para mantener competitividad en un mercado global exigente. La consultora especializada Teracloud trabaja con empresas del sector para integrar modelos de IA en conjunto con arquitecturas cloud diseñadas para manejar grandes volúmenes de datos. Su enfoque combina la ingeniería de datos con el entrenamiento de modelos, permitiendo que los equipos de campo y los centros de control accedan a predicciones operativas con simples interfaces visuales.

Optimización de producción en Vaca Muerta

Una de las áreas donde se perciben las mejoras más rápidas es la optimización de producción. Algoritmos que analizan datos históricos y flujos en tiempo real pueden sugerir ajustes a parámetros operativos que maximicen output sin incrementar costos. Estos modelos se entrenan sobre series temporales que antes quedaban aisladas en sistemas operativos, pero que ahora se consolidan en lagos de datos accesibles desde cualquier lugar.

La adopción de IA también impacta en el segmento mid-stream y transporte de hidrocarburos. Los modelos de machine learning aplicados a datos de presión y caudal contribuyen a la detección temprana de fugas o variaciones atípicas en ductos, lo que mejora la seguridad operativa y reduce riesgos ambientales. Esta capacidad predictiva no solo evita incidentes, sino que contribuye a la planificación de mantenimientos en ventanas óptimas que no interrumpen la producción.

Beneficios de la IA

Más allá de estos beneficios técnicos, la nube y la IA tienen impactos sobre la cadena de valor completa. Según análisis del mercado global de aplicaciones en la nube para petróleo y gas, se espera que este mercado crezca de US$ 6,08 mil millones en 2025 a casi US$ 16 mil millones para 2034, impulsado por la integración de aplicaciones que abarcan desde exploración hasta downstream. Esto evidencia que las inversiones en tecnologías digitales serán una parte creciente de la industria.

El uso conjunto de la nube y la IA también permite mejorar la colaboración entre equipos. En operaciones que pueden abarcar cientos de kilómetros, como ocurre en Vaca Muerta, la capacidad de compartir dashboards en tiempo real, cruzar datos históricos y ejecutar simulaciones desde distintas ubicaciones representa una ventaja estratégica. Esta conectividad no solo aumenta la eficiencia, sino que acelera la respuesta ante eventos inesperados.

Transición hacia la Inteligencia Artificial

La transición hacia IA tampoco está exenta de desafíos. La industria requiere perfiles técnicos capaces de interpretar modelos y traducir insights en decisiones operativas. Para compañías medianas, este gap se convierte en un obstáculo crítico si no se acompaña de estrategias de aprendizaje y capacitación. Consultores indican que el valor no está únicamente en los modelos, sino en cómo estos se integran en los flujos de trabajo diarios, permitiendo que los equipos no solo reciban alertas, sino que comprendan sus implicaciones y actúen sobre ellas.

La IA en la nube, habilitada por plataformas como AWS y apoyada por consultores expertos como Teracloud, permite una escalabilidad que antes era inaccesible. Al reducir costos asociados a infraestructura física y permitir ciclos de entrenamiento más rápidos, las empresas pueden experimentar, validar y escalar casos de uso con mayor rapidez. Este enfoque experimental acelerado es clave para mantenerse competitivo.

En resumen, la inteligencia artificial ya no es una tendencia emergente en el sector energético. Su adopción está impulsando mejoras reales en eficiencia operativa, predicción y reducción de riesgos. En economías basadas en recursos como la argentina, donde la productividad en Oil & Gas representa una parte significativa del contexto económico, integrar IA en la operación es tanto una decisión estratégica como una necesidad imperativa para avanzar hacia el futuro.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) ha comenzado formalmente el ejercicio de la Coordinación Regional del Foro Latinoamericano de Cooperación Regulatoria (LARCF). Esta responsabilidad, asumida para el período 2026-2027, posiciona a la Argentina como actor central en la convergencia de marcos legales y la reducción de barreras técnicas al comercio en América Latina.

La hoja de ruta para este primer trimestre se basa en los consensos alcanzados durante la última Reunión Anual en Lima, donde participaron más de 120 referentes de la industria, representantes de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos), el PNUMA (Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente) y autoridades reguladoras de 15 países.

Bajo la dirección de la CIQyP®, la agenda 2026 priorizará:

1. Ejecución del SGA/GHS: Seguimiento técnico e implementación del Sistema Globalmente Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos en los países de la región, armonizando las diferencias regulatorias que dificulten el comercio seguro de productos químicos.
2. Gobernanza de Sustancias: Impulso a la creación de Inventarios Nacionales de Sustancias Químicas Industriales, adaptados a la realidad productiva de cada país.
3. Facilitar el diálogo entre industria y gobiernos, fomentando la transparencia y la confianza mutua.
4. Sostenibilidad: Promover las «Buenas Prácticas Regulatorias» (BPR) alineadas con el Marco Mundial sobre Productos Químicos (GFC).
5. Fortalecimiento de capacidades técnicas en la región, apoyando la implementación de sistemas regulatorios modernos.

«Asumir esta coordinación representa un reconocimiento a la trayectoria de la industria argentina y un compromiso directo con la mejora de la competitividad regional», destacó el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable del PCRMA®. «Nuestro objetivo para este 2026 es consolidar una plataforma de diálogo técnico-gubernamental que permita a nuestras empresas operar bajo estándares internacionales mediante la construcción de marcos regulatorios modernos y sostenibles en América Latina, potenciando la capacidad de respuesta frente a los desafíos globales de sostenibilidad».

Impacto local y regional

La gestión de la CIQyP® al frente del LARCF no solo refuerza la visibilidad institucional, sino que impacta directamente en la gestión integral de sustancias químicas en Argentina. Al liderar estos procesos, se garantiza que la voz del sector privado nacional sea escuchada en el diseño de las normativas que regirán el mercado regional en los próximos años.

, Redaccion EconoJournal

La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) aseguró que la decisión oficial de extender el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a la producción incremental de gas y petróleo “constituye un paso relevante para consolidar el desarrollo de Vaca Muerta como motor estratégico de crecimiento provincial y nacional”.

Desde FECENE, entidad que representa a más de 550 empresas neuquinas proveedoras de la industria energética, destacaron la decisión del gobierno nacional y las gestiones realizadas por el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, para que la medida se efectivizara.

“Creemos firmemente que la consolidación de un marco de incentivos adecuado permitirá potenciar la producción incremental, incrementar el ingreso de divisas y fortalecer el entramado productivo regional”, aseguró la entidad a través de un comunicado.

“Desde nuestra Federación reafirmamos el compromiso de trabajar de manera articulada con el Gobierno Provincial, el Gobierno Nacional, operadoras y todos los actores del sector, para que el crecimiento de la industria hidrocarburífera se traduzca en desarrollo sostenible e integración local”, concluyeron.

El decreto 105/26 publicado este jueves en el Boletín Oficial aclara que el beneficio alcanzará “a aquellos Proyectos Únicos que ocurran en áreas hidrocarburíferas que, al momento de la sanción de la Ley de Bases 27.742 no tuvieran un nivel de desarrollo significativo del área y que al momento de presentación de la correspondiente Solicitud de adhesión al RIGI no cuenten con inversiones en actividad de explotación o producción”. De este modo, se busca limitar la ayuda oficial a los nuevos desarrollos de upstream orientados a la exportación.  

De hecho, en los considerandos de la norma dice que con el fin de fortalecer la aplicación del requisito de no distorsión del mercado local “corresponde adecuar la reglamentación vigente para circunscribir la presunción allí contemplada a supuestos que acrediten un perfil efectivamente exportador, asegurando que a los proyectos que no reúnan tales condiciones no les sea aplicable dicha presunción”.

, Redaccion EconoJournal

La minera canadiense Daura Gold comenzó la perforación diamantina del proyecto de oro y plata Cerro Bayo, ubicado en la provincia de Santa Cruz. La compañía lleva adelante el proyecto junto con Latin Metals, otra minera canadiense.

El proyecto Cerro Bayo se encuentra en el Macizo del Deseado, el principal distrito de oro y plata de la Argentina. Santa Cruz es la provincia que más minerales exporta en el país, principalmente de oro. En 2025 alcanzó los US$ 2.383 millones exportados en el sector minero, un 39% del total del país.

Santa Cruz tiene en la actualidad siete proyectos de oro y plata en producción (Cerro Negro, Cerro Vanguardia, Unidad Minera San José, Cap-Oeste, Don Nicolás y Las Calandrias) y 36 proyectos de oro y plata en exploración y otros tres de uranio y lignito.

Según el acuerdo al que llegaron en 2025 ambas compañías canadienses, Daura Gold podrá adquirir hasta el 80% del proyecto Cerro Bayo mediante pagos en efectivo futuros y el financiamiento de la campaña de perforación.

Programa de perforación exploratoria

El programa de Cerro Bayo prevé 22 perforaciones diamantinas que totalizarán 1.500 metros, diseñadas para probar un total de 15 objetivos de exploración prioritarios. “El objetivo del programa es confirmar la presencia, continuidad y orientación de estructuras mineralizadas en profundidad, mientras se avanza en múltiples áreas objetivo hacia posibles perforaciones de seguimiento”, explicó la minera Daura en un comunicado.

La minera canadiense Daura Gold cotiza en la bolsa TSX Venture Exchange de Canadá y, además de Cerro Bayo, cuenta con proyectos mineros en etapa de exploración en región Ancash en Perú, donde posee más de 15.900 hectáreas de concesiones.

Mineras canadienses

Keith Henderson, presidente y director ejecutivo de Latin Metals, indicó que “el inicio de la perforación en Cerro Bayo marca un hito importante para nosotros y demuestra la ejecución continua de nuestro modelo de generación de prospectos. Con la perforación ya en marcha y financiada en su totalidad por nuestro socio, los accionistas obtienen exposición al potencial de descubrimiento sin dilución”.

Por su parte, Mark Sumner, director ejecutivo de Daura Gold, señaló que «el inicio de la perforación en Cerro Bayo es un hito clave para la compañía y marca la primera prueba de perforación sistemática de este proyecto altamente prospectivo. Con 15 objetivos bien definidos, respaldados por geoquímica y geofísica, este programa de perforación nos brinda múltiples oportunidades de descubrimiento y representa un paso importante para liberar el potencial del proyecto».

, Roberto Bellato

El gobierno oficializó este miércoles la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones de las actividades del upstream de hidrocarburos. En la discusión de la ley original se había descartado esa posibilidad y también se dejó de lado cuando se avanzó con la reglamentación. “El upstream de petróleo no lo necesita y la industria lo sabe”, había señalado a EconoJournal en julio de 2024 una fuente oficial. Lo cual fue ratificado por diversos funcionarios ante representantes la industria. ¿Qué cambió desde entonces?

La incorporación del upstream de petróleo y gas

El argumento inicial que había llevado al rechazo de esa posibilidad era que no correspondía incluir dentro del RIGI la perforación de pozos porque si una empresa ya había deriskeado un yacimiento, avanzado con la performación y tenía buenos niveles de actividad era porque ya había logrado despejar la ecuación económica de su negocio, por lo que no precisaba de incentivos adicionales para seguir perforando pozos de shale oil.

Lo que se sostiene ahora, en cambio, es que la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro serán incluidos en el régimen, que otorga beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios, a fin de evitar “fragmentaciones artificiales de grandes proyectos que cuentan con actividades que en la práctica resultan técnicamente integradas, como sucede en el sector de petróleo y gas”.

Los grandes proyectos a los que hace referencia el gobierno en ese textual son los destinados a la exportación de petróleo y gas, donde se incluye la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y de los gasoductos dedicados para exportar GNL. Cada uno de esos proyectos demandará inversiones millonarias y requerirá también desarrollos adicionales en Vaca Muerta para garantizar un volumen adicional de petróleo y gas.

Es por eso que ahora se decidió incluir entre las actividades beneficiadas por el RIGI la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro.

A qué desarrollos beneficia el cambio

El decreto 105/26 publicado este jueves en el Boletín Oficial aclara que el beneficio alcanzará “a aquellos Proyectos Únicos que ocurran en áreas hidrocarburíferas que, al momento de la sanción de la Ley de Bases 27.742 no tuvieran un nivel de desarrollo significativo del área y que al momento de presentación de la correspondiente Solicitud de adhesión al RIGI no cuenten con inversiones en actividad de explotación o producción”. De este modo, se busca limitar el beneficio a los nuevos desarrollos de upstream orientados a la exportación.  

De hecho, en los considerandos de la norma dice que con el fin de fortalecer la aplicación del requisito de no distorsión del mercado local “corresponde adecuar la reglamentación vigente para circunscribir la presunción allí contemplada a supuestos que acrediten un perfil efectivamente exportador, asegurando que a los proyectos que no reúnan tales condiciones no les sea aplicable dicha presunción”.

La norma aclara también en su artículo 2, que sustituye el inciso a) y los apartados (v) y (viii) del inciso n) del artículo 3° del Anexo I incluido en el decreto 749, que “en los casos en que coexistieran en una misma área hidrocarburífera actividades no sometidas al presente régimen, deberá asegurarse su segregación y trazabilidad mediante un sistema de medición separada, y el VPU (Vehículos de Proyecto Único) deberá ser titular exclusivamente de los activos, derechos y operaciones afectados al desarrollo del Proyecto Único promovido”.

¿Cómo se garantiza esa segregación y trazabilidad?  La separación física mediante la instalación de sistemas de medición independientes (bocas de pozo, baterías, plantas, puntos de despacho) que permitan identificar volúmenes producidos por el proyecto RIGI y diferenciarlos de los no RIGI. La segregación patrimonial y societaria con el requerimiento de que el VPU sea titular exclusivo de los activos, derechos y contratos del Proyecto Único. No puede mezclar concesiones, instalaciones ni flujos con otras actividades del grupo. Por último, la contabilidad y trazabilidad diferenciada requerirá llevar una registración contable separada y mecanismos auditables que permitan vincular inversiones, costos, producción y exportaciones únicamente al proyecto promovido.

En los considerandos del decreto dice también que “corresponde fijar para dichos proyectos un monto mínimo de inversión en activos computables de US$ 600.000.000, “asemejándolo al monto mínimo de inversión en activos computables requerido para proyectos de explotación y producción de gas destinado a la exportación”.

Extensión del RIGI por un año

Con el objetivo de captar inversiones, el decreto 105/26 extiende también por un año el plazo de adhesión previsto para adherir al RIGI.

La ley 27.742 previa originalmente un plazo de dos años, contados a partir de su entrada en vigencia, esto es, el 8 de julio de 2024, y la posibilidad de prorrogar dicho plazo por única vez por un período adicional de hasta un año.

La continuidad del proceso de atracción de grandes inversiones de largo plazo “exige la extensión del plazo de adhesión, con el fin de permitir la estructuración, evaluación y decisión de proyectos de inversión de gran escala cuya maduración excede el plazo originalmente previsto”, dice la norma en sus considerandos.

De ese modo, la posibilidad de adhesión suma un año más que comenzará a correr a partir del 8 de julio de 2026.

Giro de utilidades y aportes de capital

En materia de giro de utilidades, la modificación reglamentaria aclara que la alícuota diferencial prevista por la Ley 27.742 —una retención reducida del 3,5% sobre dividendos distribuidos a beneficiarios del exterior, en lugar del 7% general— también se aplicará cuando los dividendos del Vehículo de Proyecto Único (VPU) no se remitan directamente desde la sucursal dedicada al proyecto, sino a través de la sociedad matriz u otra estructura societaria preexistente.

A la vez, se precisa que los aportes de capital o financiamientos provenientes del exterior podrán canalizarse por medio de socios, matrices, sucursales o uniones transitorias y computarse como vinculados al Proyecto Único, aun cuando no los liquide directamente el VPU, siempre que estén afectados en forma directa y exclusiva al desarrollo promovido, debidamente registrados y sujetos a mecanismos de trazabilidad.

Para evitar que un grupo económico utilice este esquema para girar utilidades de otros negocios bajo el paraguas del RIGI, la norma establece tres resguardos centrales: afectación exclusiva de los fondos al Proyecto Único, registración y trazabilidad obligatoria de las divisas y determinación impositiva separada mediante contabilidad segregada del VPU. En términos formales, el régimen no habilita la mezcla de resultados del grupo, aunque su eficacia dependerá, en última instancia, de la calidad de los controles administrativos y fiscales.

, Fernando Krakowiak

Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, alcanzará una producción de 35.000 barriles diarios de petróleo (bdp) gracias a la adquisición del área convencional Manantiales Behr y se consolida como uno de los principales productores de crudo pesado del país.

La histórica petrolera se acaba de quedar con Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, que es el segundo yacimiento convencional más grande del país con una producción diaria de 25.000 bdp. La operación alcanza también la concesión de transporte sobre los oleoductos El Trébol – Caleta Córdova; Km. 9 – Caleta Córdova; y Manantiales Behr – Cañadón Perdido.

El desembarco de Pecom en Manantiales Behr se concreta luego de que fracasó la operación de compra por parte de Rovella Capital, fundada por Mario Rovella, que no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido. La petrolera de Pérez Companc había presentado la segunda mejor oferta.

“Esta adquisición representa un paso estratégico clave para Pecom, que retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria”, subrayó la compañía en un comunicado.

“En este tiempo, Pecom ha demostrado su capacidad para crear valor a partir de una gestión eficiente de superficie y un profundo conocimiento Del subsuelo, apalancada su extensa y reconocida experiencia en la industria y en el desarrollo de técnicas avanzadas para extender la vida útil de los yacimientos”, agregó.

La adquisición de estos campos le permitirá a Pecom potenciar capacidades a partir de la gestión integrada de tres activos estratégicos en una misma geografía, como son Manantiales Behr, El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, “generando sinergias operativas, logísticas y técnicas que permitirán incrementar la producción, optimizar costos y maximizar el valor de los activos”.

Pecom, Manantiales Behr y Chubut

“Esta operación reafirma el compromiso de Pecom con el desarrollo energético de Chubut y de la Argentina, impulsando un modelo de crecimiento basado en la eficiencia, la inversión sostenida y el fortalecimiento del empleo local”, explicó la petrolera.

Horacio Bustillo, CEO de Pecom, afirmó que “esta adquisición representa un paso decisivo en nuestra estrategia. Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”. “Estamos construyendo una compañía sólida, eficiente y con capacidad de crecimiento en la producción propia de petróleo y gas”, añadió.

Por su parte, Luis Pérez Companc, presidente del Directorio de Pecom, destacó “el valor histórico y emocional de este hito para la compañía. Es un momento muy especial, junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a Pecom dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.

Pecom cerró en agosto de 2024 la compra de los clústers de campos maduros Campamento Central – Cañadón Perdido (al 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía) y El Trébol – Escalante. De ese modo, retornó a operar yacimientos hidrocarburíferos 21 años después de haberle vendido sus activos locales a Petrobras en mayo de 2003.

, Redaccion EconoJournal

La Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético extendió por 90 días de corrido el plazo para que los clubes de barrio se inscriban o reempadronen en el nuevo régimen de subsidios para continuar recibiendo subvenciones en los servicios de electricidad y gas.

La medida, que alcanza a alrededor de 12.000 instituciones sin fines de lucro, fue publicada este miércoles en el Boletín Oficial a través de la Disposición 3 de la subsecretaría a cargo de Antonio Milanese, quien tuvo a su cargo el diseño de los criterios de inclusión y exclusión del nuevo del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

En rigor, el subsidio para los clubes de barrio será el mismo al que acceden los usuarios que están dentro del grupo de hogares con subsidios del nuevo esquema que lanzó el gobierno de Javier Milei en enero.

Es decir, recibirán un bloque subsidiado de 300 kilowatts por hora (kWh) mensuales en electricidad entre enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre. El excedente consumido lo abonarán como la tarifa plena. Mientras que en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre será de 150 kWh mensuales. En gas, los bloques subsidiados tienen un tope de consumo que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes.

Qué requisitos deben cumplir los clubes de barrio para recibir el subsidio

El plazo original para que las instituciones deportivas se inscribieran al nuevo esquema de subsidios venció a comienzos de diciembre. Pero, según los considerando de la norma, “no se han presentado todos los clubes potencialmente alcanzados ni se ha podido finalizar la evaluación de los ya inscriptos” y, por tal motivo, “resulta razonable disponer una extensión del plazo por un nuevo período”.

Las instituciones que quieran recibir el subsidio en las tarifas energéticas deberán inscribirse en el Registro Nacional de Clubes de Barrio y Pueblo (creado por la Ley 27.098) a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Se trata de instituciones de bien público, constituidas como asociaciones civiles sin fines de lucro que desempeñan actividades deportivas no profesionales.

Para acceder al beneficio, los clubes deberán cumplir con tres criterios:

• a) poseer personería jurídica vigente y domicilio legal en la Argentina;
• b) acreditar una antigüedad mínima de 3 años desde su constitución formal; y
• c) poseer una cantidad mínima de 50 asociados y una máxima de 2.000 socios al momento de la inscripción.

La Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, que actúa como Autoridad de Aplicación del nuevo esquema SEF, será la encargada para evaluar las solicitudes para percibir los subsidios. Si bien los clubes no tienen que presentar las facturas en el formulario digital, la Autoridad de Aplicación “podrá pedir las boletas para analizarlas si generan dudas”, explicaron desde la Secretaría de Energía a EconoJournal.

Los clubes deberán completar el formulario con información de la institución y detallar cantidad de sedes y de cuentas de gas y electricidad a subsidiar. Además, tendrán que presentar una declaración jurada aclarando que no están alcanzados por los criterios de exclusión del beneficio en las facturas. También deberán presentar información del presidente de la institución, su estatuto, el certificado que afirma que están inscriptos en el Registro Nacional de Clubes de Barrio.

Para acceder a los subsidios, las instituciones deberán ceder gratuitamente sus instalaciones para actividades sociales, educativas no formales y culturales en la comunidad a la que pertenecen. En el formulario, los clubes también deberán responder si la institución fue creada por una empresa comercial o con fines de lucro; si el club arrenda sus instalaciones a alguna empresa de eventos o cadena de gimnasios privados; si tiene su sede central en el extranjero; y si comparte medidores de gas o electricidad con alguna empresa comercial.

, Roberto Bellato

La UTE conformada por Quintana Energy y TSB recibió al gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, en el yacimiento Cañadón Amarillo para una visita técnica que permitió constatar el avance del plan piloto no convencional. Durante el recorrido en el área del sur provincia, que contó con la presencia de la ministra de Energía Jimena Latorre, se inspeccionaron los frentes operativos donde actualmente se ejecuta la adquisición sísmica 3D.

Las empresas ejecutan inversión exploratoria y se encuentran adquiriendo sísmica 3D en el bloque ubicado en Malargüe, como parte del plan piloto no convencional comprometido tras la prórroga del contrato. Este proyecto representa un paso necesario para el desarrollo de la formación Vaca Muerta en el territorio mendocino.

Cornejo explicó que «en el área petrolera Cañadón Amarillo, en el límite con Neuquén, se están realizando estudios sísmicos para desarrollar la lengua norte de Vaca Muerta y reimpulsar el petróleo mendocino, con una mirada estratégica sobre el futuro energético de la provincia”. Con el procesamiento e interpretación de la sismografía actual, se definirá la ubicación final de las plataformas de perforación.

El recorrido técnico por frentes operativos incluyó una visita al frente de adquisición sísmica y también a instalaciones estratégicas del área, como la Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) y plantas compresoras, además de un pozo ligado al proyecto de inyección de gas. Las tareas tienen relevancia porque se trata de un bloque que durante años estuvo bajo operación de YPF, pero no formaba parte de sus prioridades de inversión.

El mandatario resaltó las máquinas y la tecnología que se utilizan para obtener información del subsuelo del lugar. “Esta maquinaria cumple con todos los estándares internacionales para no generar grandes impactos en el ambiente. Nos permite obtener información del subsuelo mucho más fiable, que será clave para decidir el desarrollo de inversiones en gas y petróleo en esta zona”, explicó.

Adquisición sísmica 3D

La campaña técnica consiste en la captura de datos sobre una superficie de 202,5 km2, utilizando 10 vibradores sísmicos en terreno. Este despliegue permite construir un modelo de subsuelo de alta precisión, reduciendo la incertidumbre geológica en una zona que históricamente carecía de información tridimensional. El proceso es una etapa inicial indispensable para garantizar el éxito de las fases posteriores del proyecto.

Por su parte, el CEO de Quintana Energy, Carlos Gilardone, precisó que «la inversión en estas tareas alcanza los US$4 millones para ´iluminar´ áreas prospectivas. Esta etapa de «vibrado» y adquisición de datos es resultado de una planificación que incluyó estudios de viabilidad paleontológica y trazado de terreno. La intención de la compañía es identificar con exactitud dónde perforar para maximizar la eficiencia operativa«.

En cuanto a los plazos, la empresa comunicó un adelantamiento en el cronograma original de actividades exploratorias. Aunque inicialmente se proyectaban para 2027, la UTE trabaja para realizar los dos primeros pozos pilotos durante el segundo semestre de 2026. Este dinamismo en la hoja de ruta técnica busca acelerar la puesta en valor de los recursos de la cuenca.

En el marco del proceso de reorganización de activos, la provincia autorizó la cesión del clúster de áreas del Sur mendocino, incluyendo Cañadón Amarillo, a favor de las nuevas concesionarias. En ese sentido, la provincia avanzó con la prórroga del contrato por 10 años para Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo y El Portón, estableciendo condiciones orientadas a sostener la operación, garantizar inversiones y acelerar el desarrollo del no convencional.

, Ignacio Ortiz

Andreani, la compañía dedicada a las soluciones logísticas, publicó su 15° Reporte de Sustentabilidad, correspondiente al ejercicio 2025, en el que detalla los avances alcanzados en los cuatro ejes de su estrategia —Experiencia, Personas, Planeta y Sociedad— y destaca el impacto de la inteligencia artificial (IA) y la automatización en la gestión logística.

El documento fue elaborado bajo los Estándares GRI y presenta una estructura más sintética y accesible, incorporando herramientas de inteligencia artificial para optimizar y agilizar distintas etapas del proceso de reporte.

Según la compañía, el informe reafirma su rol en el acompañamiento del desarrollo económico del país mediante una plataforma flexible que integra tecnología, talento y eficiencia para transformar la logística y gestionar responsablemente sus impactos.

En materia de reputación corporativa, el Ranking Merco ubicó a la empresa en el puesto N.º 18 en el ranking general y nuevamente en el primer lugar del sector Logística. Asimismo, en el Ranking Merco Responsabilidad ESG 2025 alcanzó el puesto N.º 17 del ranking general y el N.º 1 en su sector.

Experiencia: tecnología, IA y mayor capacidad operativa

Durante 2025, Andreani destinó $2.174 millones a transformación digital, tecnología e innovación. Estas inversiones incluyeron desarrollos en inteligencia artificial y automatización que permitieron ampliar la capacidad de procesamiento hasta 928.000 envíos por día.

Entre los principales hitos del año se destacó la implementación de un nuevo Delivery Management System (DMS), una plataforma orientada a optimizar la trazabilidad, la asignación de recursos y la eficiencia operativa en toda la red logística.

Personas: desarrollo y formación interna

En el eje Personas, la compañía informó la incorporación de 333 nuevos colaboradores durante 2025 y detalló que el 89% de las promociones de mandos medios fueron cubiertas con talento interno.

A través de la Academia Andreani, se dictaron 475.888 horas de formación para 1.582 participantes, con foco en el fortalecimiento de habilidades técnicas y de liderazgo. Como resultado, la empresa alcanzó el puesto N.º 16 en el Ranking Merco Talento 2025 y el primer lugar en el sector Servicios de Logística.

Planeta: movilidad sustentable y gestión ambiental

En el plano ambiental, Andreani profundizó su estrategia basada en movilidad sustentable, eficiencia energética, gestión de datos y circularidad de materiales.

Durante 2025 recorrió 3,4 millones de kilómetros utilizando biodiésel, lo que eleva el acumulado a 12,2 millones de kilómetros desde 2023. Además, lanzó una nueva versión de su modelo corporativo de Huella de Carbono, ahora alineado al DMS.

La empresa también informó mejoras en su desempeño en iniciativas internacionales como CDP y EcoVadis. En cuanto a materiales, el 43% de los insumos de packaging adquiridos contiene plástico recuperado, equivalentes a 17,7 millones de unidades.

Sociedad: logística social y cadena de valor

A través de Andreani Logística Social, la compañía acompañó a 121 organizaciones durante 2025, con una inversión social de $497 millones y un alcance superior a 1,4 millones de personas beneficiadas.

En materia de empleabilidad e inclusión, impulsó programas como Academia Andreani y Acompañamos Futuros, orientados a la formación e inserción laboral de personas de sectores vulnerables, con 20 participantes en la edición 2025.

Respecto de la cadena de valor, 1.218 proveedores completaron la declaración jurada de sustentabilidad. En seguridad vial, la compañía informó que superó los 2,3 millones de kilómetros recorridos sin siniestros.

Con estos resultados, el Reporte de Sustentabilidad 2025 consolida la estrategia de la empresa en torno a la incorporación de tecnología, el desarrollo de talento y la gestión ambiental y social, en un contexto de creciente demanda por eficiencia y trazabilidad en el sector logístico.

, Redaccion EconoJournal

Naturgy presentó sus resultados correspondientes a 2025, ejercicio en el que superó los 2.000 millones de euros de beneficio neto y batió tanto sus propias previsiones como el consenso del mercado, en un contexto de mayor complejidad para el sector en la segunda mitad del año.

La compañía informó un beneficio neto de 2.023 millones de euros, inversiones por encima de los 2.100 millones y una contribución a la sociedad en impuestos y tasas cercana a los 1.300 millones. Los dividendos abonados a los accionistas rondaron los 1.700 millones de euros.

En términos financieros, la deuda neta se mantuvo estable en torno a los 12.300 millones de euros al cierre de diciembre, con un perfil de vencimientos más aplanado, mientras que la liquidez se aproxima a los 10.000 millones. La empresa destacó que esta posición le otorga flexibilidad para aprovechar oportunidades de crecimiento. El rating corporativo asignado por S&P Global Ratings se consolida en BBB con perspectiva estable.

Foco inversor y suministro

La inversión se concentró principalmente en redes de distribución y en el desarrollo de energías renovables, áreas consideradas estratégicas para avanzar en la transición energética. En el negocio gasista, Naturgy cerró las condiciones comerciales y de precios hasta finales de 2027 del contrato de suministro por gasoducto desde Argelia, y firmó nuevos acuerdos de gas natural licuado con Estados Unidos.

En España, la compañía avanzó en la incorporación de biometano a sus redes, alcanzando actualmente 170 GWh. Asimismo, puso en marcha la nueva plataforma comercial NewCo, que definió como un precedente en el sector por su alcance y velocidad de implementación.

En generación eléctrica, subrayó su papel en la garantía de suministro al sistema español a través de una flota de 17 grupos de ciclos combinados distribuidos en 10 emplazamientos en el país.

Impacto de la OPA y desempeño bursátil

La empresa destacó la exitosa OPA sobre acciones propias ejecutada en el primer semestre de 2025, el aumento del free float y la mejora en la liquidez del valor. Estos factores facilitaron su regreso a los principales índices bursátiles internacionales antes de lo previsto, reforzando —según la compañía— el atractivo de la acción como destino de inversión.

El presidente ejecutivo, Francisco Reynés, señaló que “Estos resultados constatan, una vez más, el compromiso y la capacidad de todo el equipo Naturgy para cumplir lo que promete, y también confirman que la compañía avanza con determinación en su hoja de ruta”. Añadió que el proceso de transformación iniciado en 2018 ha permitido construir una compañía “más sólida, eficiente y mejor preparada para afrontar el futuro”.

Transformación 2018-2025

Desde 2018, Naturgy generó caja por alrededor de 41.000 millones de euros. De ese total, destinó más de 16.000 millones a inversión, cerca de 12.000 millones a retribución al accionista, más de 8.000 millones a impuestos y tasas, y más de 4.000 millones a reducción de deuda.

Como resultado, el retorno total para los accionistas en los últimos ocho años superó el 10% anual. La rentabilidad sobre el capital invertido (ROIC) se situó en 2025 en el 11,3%, más del doble que en 2018, mientras que la rentabilidad sobre recursos propios (ROE) pasó del 9,2% al 21,5%, niveles que la empresa ubicó por encima de sus comparables europeos.

Perspectivas y prioridades para 2026

De cara a 2026, Naturgy prevé mantener un nivel de resultados similar pese a un entorno energético desafiante. La compañía estima superar un Ebitda de 5.300 millones de euros y un beneficio neto de 1.900 millones, ejecutar inversiones orgánicas por unos 2.100 millones y situar la deuda en torno a los 13.500 millones.

También se comprometió a distribuir un dividendo mínimo de 1,8 euros por acción, por encima del correspondiente a 2025, en línea con su Plan Estratégico 2025-2027.

Entre sus prioridades inmediatas, la compañía enumeró la captura de oportunidades vinculadas a centros de datos, la resiliencia del negocio de redes con gestión regulatoria proactiva, la reducción de riesgos en la gestión energética, el aseguramiento del suministro con su flota de ciclos combinados, el desarrollo renovable bajo disciplina financiera, la expansión del biometano y la consolidación del nuevo modelo comercial centrado en el cliente.

Reynés afirmó que la empresa mantendrá como prioridad “seguir garantizando el suministro energético en todos los países donde opera” y avanzar en una “descarbonización responsable y efectiva”, al tiempo que crea valor para los accionistas.

Junta y cambios en el Consejo

El Consejo de Administración convocó Junta General de Accionistas para el 24 de marzo en Madrid, donde propondrá, entre otros puntos, el pago de un tercer dividendo de 0,57 euros por acción con cargo a 2025. De aprobarse, el dividendo total ascenderá a 1,77 euros por acción, por encima de los 1,70 euros comprometidos.

Tras recientes cambios accionariales, el Consejo acordó incorporar como consejero a Lars Bespolka a propuesta de IFM, que eleva de dos a tres sus consejeros dominicales. Asimismo, el accionista Blackrock-GIP reducirá de tres a dos sus representantes en el órgano.

Además, se propondrá a la Junta la renovación de los consejeros Jaime Siles y Ramón Adell. El Consejo decidió también adelantar la renovación del mandato del presidente ejecutivo y extenderlo hasta 2030.

Con el objetivo de reforzar la visión de largo plazo, se creó una Comisión de Visión Estratégica, presidida por Francisco Reynés e integrada por consejeros de todos los grupos representados. Asimismo, se rotaron las presidencias de las comisiones de Auditoría y Control (Helena Herrero), Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo (Claudi Santiago) y Sostenibilidad (Pedro Sainz de Baranda).

, Redaccion EconoJournal

GeoPark fue incluida por segundo año consecutivo en el Anuario de Sostenibilidad de S&P Global, una evaluación de alcance mundial que reconoce a las compañías con mejor desempeño ambiental, social y de gobernanza (ESG) en 59 industrias.

La inclusión de la compañía se deriva de los resultados de la Evaluación de Sostenibilidad Corporativa (Corporate Sustainability Assessment – CSA) de S&P Global, que en esta edición evaluó a 9.200 empresas a nivel mundial.

En la misma evaluación, GeoPark se ubicó por primera vez entre las 10 empresas de mejor desempeño del sector Oil & Gas – Upstream & Integrated, dentro de un universo de 109 empresas evaluadas, según informó la compañía.

En Colombia y Argentina, países donde opera GeoPark, el reconocimiento también fue otorgado a otras organizaciones referentes en la gestión ambiental, social y de gobernanza como YPF, Grupo Argos, Grupo Cibest (Bancolombia), ISA y Terpel, entre otras.

El Anuario de Sostenibilidad de S&P Global es una de las métricas más utilizadas por inversionistas y analistas a nivel global para evaluar y comparar el desempeño en sostenibilidad de empresas en diferentes sectores.

Transparencia, ética y gestión

El desempeño de GeoPark fue destacado especialmente en aspectos como transparencia y reporte, ética de los negocios, gestión y política ambiental, salud y seguridad en el trabajo, gestión de energía y derechos humanos.

Felipe Bayon, Chief Executive Officer de GeoPark, afirmó que “este reconocimiento refleja nuestro compromiso para que la sostenibilidad sea el eje sobre el que gestionamos el negocio, siempre con la misión de generar valor para los grupos de interés, entre ellos las comunidades vecinas a nuestra operación”.

Y añadió que “la evaluación de S&P Global muestra la consistencia con la que ejecutamos esta estrategia, pensando siempre en la protección del medio ambiente, la aplicación de los mejores estándares de gobierno corporativo y la generación de beneficios económicos que se irrigan en las comunidades. Crecemos junto con nuestros grupos de interés, impulsando su desarrollo de manera sostenible”.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional oficializó este miércoles la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones de las actividades del upstream de hidrocarburos. La medida se tomó a partir de un pedido que efectuó en diciembre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.

«Fuertísimo! El RIGI para el upstream va a potenciar y acelerar la inversión en Vaca Muerta!», escribió el ministro de Economía, Luis Caputo, en X al repostear un mensaje de Figueroa sobre el tema.

El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, había anticipado la decisión en diciembre durante el almuerzo del Día del Petróleo. El objetivo central de esta medida es acelerar el flujo de capitales y la producción incremental en el sector energético, otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios a proyectos de gran escala

Si bien el RIGI está vigente para obras de infraestructura para hidrocarburos, se considera que esas inversiones millonarias contempladas representan la mitad de un proyecto. La otra mitad es la producción que por la dinámica del no convencional requiere elevadas tasas de reinversión anual, financiamiento intensivo, ciclos de inversión continua, escalabilidad para sostener curvas de desarrollo.

El gobernador Figueroa celebró la medida

“La incorporación al RIGI ofrece herramientas que van a permitirle a la industria ser mucho más eficiente y a su vez incentivar la inversión”, remarcó Figueroa. Luego agregó que “incentivamos la inversión porque tenemos solo una ventana de 30 años para poder producir gas y petróleo y para poder venderlos”.

“Ratificamos el desafío de monetizar nuestros recursos para impulsar el desarrollo productivo, el turismo y el trabajo neuquino, con reglas claras y previsibilidad. Porque si a Neuquén le va bien, a la Argentina le va bien”, posteó el gobernador al dar a conocer la novedad.

Por otra parte, el gobernador informó que participará del “Argentina Week”, que se desarrollará durante el mes próximo en Nueva York, Estados Unidos, y que contará con la presencia del presidente Javier Milei.

“Para nosotros es el Neuquén Week, porque una de las provincias que ha despertado mayor interés ha sido Neuquén”, indicó Figueroa y detalló que el 9 de marzo “vamos a estar con inversores en Nueva York” y el 12 “las provincias vamos a estar presentando los emprendimientos que tenemos para poderle ofrecer al mundo”.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera YPF finalmente no le venderá Manantiales Behr a Rovella Capital, pues, tal como adelantó EconoJournal, la constructora fundada por Mario Rovella, no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido. Su lugar será ocupado por Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, quien había presentado la segunda mejor oferta.

Pecom cerró en agosto de 2024 la compra de los clústers de campos maduros Campamento Central – Cañadón Perdido (al 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía) y El Trébol – Escalante. De ese modo, retornó a operar yacimientos hidrocarburíferos 21 años después de haberle vendido sus activos locales a Petrobras en mayo de 2003.

Aquel primer paso se termina de consolidar ahora con su desembarco en Manantiales Behr, La concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos “El Trébol – Caleta Córdova”, “Km. 9 – Caleta Córdova”, y “Manantiales Behr – Cañadón Perdido” en Chubut y La venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20. El histórico campo convencional tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles el tercer trimestre de 2025. 

Rovella no pudo cumplir con lo prometido

YPF había confirmado la venta de Manantiales Behr el pasado 16 de enero a través de una comunicación enviada a la Comisión Nacional de Valores. Allí detalló que el acuerdo lo había firmado con Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, por US$ 575 millones, de los cuales “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.

La propuesta económica presentada por Rovella Capital había sido, además, ampliamente superior a la de su inmediato competidor —con una diferencia estimada en más de US$ 150 millones—, un factor determinante para que el directorio de YPF optara por adjudicarle el activo con el objetivo de maximizar el ingreso por la desinversión.

Sin embargo, Rovella no pude efectivizar el pago del 60% del mono comprometido. En la industria es habitual que el closing de transacciones de esta magnitud enfrente contramarchas, dado que la estructuración definitiva del financiamiento suele constituir el eslabón más frágil del proceso y el principal riesgo para la concreción de operaciones que involucran montos tan elevados.

, Redaccion EconoJournal

Japón avanzará en una inversión de US$ 2100 millones para construir una terminal de exportación de petróleo crudo en Texas, como parte de un gran acuerdo comercial con los Estados Unidos cuyas primeras inversiones fueron confirmadas este martes.

El proyecto de la empresa Texas GulfLink contempla exportaciones equivalentes a un millón de barriles por día, con tiempos de carga de buques petroleros de máxima capacidad (VLCC) similares a los que tendrá el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en la Argentina.

EE.UU. y Japón confirmaron este martes la ejecución de tres proyectos de inversión que estaban contemplados en el acuerdo comercial firmado el año pasado. El gobierno japonés se había comprometido a invertir US$ 550.000 millones en territorio estadounidense para lograr reducciones en distintos aranceles aplicados por la administración de Donald Trump.

La inversión más importante será en el proyecto de central termoeléctrica a gas natural más grande de EE.UU., que tendrá una potencia instalada de 9200 MW. La central será construida en Ohio y la inversión comprometida por Japón es de US$ 33.000 millones.

“La escala de estos proyectos es tan grande que no podrían realizarse sin una palabra muy especial: aranceles”, afirmó Trump en un posteo en sus redes sociales.

Nueva terminal de exportación de petróleo en EE.UU.

El proyecto de Texas GulfLink involucra la construcción de un puerto de aguas profundas en la costa de Texas para operar con buques petroleros del máximo porte (VLCC). La capacidad de exportación de petróleo declarada promediará un millón de barriles por día.

El puerto, que alojará hasta doce tanques de almacenamiento con una capacidad para almacenar 755.379 barriles por cada tanque, estará conectado a una plataforma offshore a 70 km de distancia, a través de un oleoducto de 42 pulgadas.

La plataforma offshore incluirá dos boyas SPM de amarre catenario (CALM), que permitirán cargar hasta 85.000 barriles por hora, lo que equivale a un tiempo de carga de aproximadamente 48 hs para un buque VLCC.

Texas GulfLink informó que dará servicio a aproximadamente quince VLCC por mes, o aproximadamente 183 VLCC al año. Un buque petrolero VLCC suele tener una capacidad para transporar entre 1,9 y 2,2 millones de barriles de petróleo.

En concreto, Texas GulfLink contempla por el momento exportar un equivalente a un millón de barriles por día. El Departamento de Comercio estima que a plena capacidad se espera que genere exportaciones anuales por entre 20.000 y 30.000 millones de dólares.

Proyecto VMOS: sus similitudes con la plataforma de Texas GulfLink

Los tiempos de carga de Texas GulfLink serán similares al proyecto Vaca Muerta Oil Sur, que también contempla la instalación de dos boyas CALM, con un tiempo de carga por cada buque VLCC estimado en 44,5 horas.

El proyecto VMOS incluye un oleoducto que conectará la producción en Vaca Muerta, provincia de Neuquén, con una terminal portuaria de exportación en Punta Colorada, Río Negro. La terminal de exportación tendrá seis tanques con una capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de petróleo por unidad.

La fase inicial del oleoducto será inaugurada en diciembre de este año y contará con una capacidad de transporte de 180.000 bpd. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.

Según estimaciones de la industria, la puesta en marcha de este sistema permitirá un ingreso de divisas de entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones anuales.

, Nicolás Deza

AbraSilver, la compañía minera controlada por Central Puerto, adquirió múltiples áreas en el proyecto de oro y plata Diablillos, ubicado en la provincia de Salta. La intención de la compañía es incrementar el potencial de exploración y expansión futura a gran escala del proyecto. En total, las nuevas propiedades suman más de 6.200 hectáreas a Diablillos.

AbraSilver informó este miércoles que concretó acuerdos con diversas firmas independientes para adquirir seis propiedades mineras estratégicas cercanas a Diablillos. “Estas adquisiciones ampliarán significativamente la cartera de proyectos de exploración de la compañía y garantizarán la disponibilidad de infraestructura crítica para futuras expansiones de la producción”, indicaron desde la minera.

La minera adquirió en simultáneo las áreas Bianca X y El Chanal, en San Antonio de los Cobres, que le permiten el acceso a recursos hídricos adicionales. También compró el proyecto Condoryacu, donde se identificaron muestras de oro y plata adyacentes a Diablillos, y la concesión María Amalia I. Por último, adquirió Mi Belelo III y Natalia, áreas que le proporcionan un control de terrenos contiguos, que le garantiza un camino despejado para el desarrollo a gran escala.

Central Puerto y AbraSilver

Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, se convirtió en la controlante de la minera AbraSilver en marzo del año pasado luego de adquirir la mayoría del paquete accionario. De este modo, la generadora eléctrica también desembarcó en el sector de exploración de cobre, ya que AbraSilver también tiene a cargo el proyecto cuprífero La Coipita, ubicado en San Juan.

Central Puerto ingresó al sector minero en abril de 2024 comprando una parte minoritaria de AbraSilver, una empresa junior de capitales canadienses. En 2025 amplió su participación para convertirse en la controlante.

Fue la primera inversión en el sector minero de Central Puerto, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany. En diciembre de 2024 también desembarcó en el negocio del litio al adquirir el 27,5% del proyecto Tres Cruces, ubicado en Catamarca.

Proyecto de oro y plata Diablillos

El proyecto Diablillos está en etapa de exploración avanzada. Está ubicado a 150 km de la capital salteña y es 100% propiedad de la minera AbraSilver. Los recursos estimados suman 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro y es uno de los desarrollos más relevantes de estos minerales de la Argentina.

John Miniotis, presidente y director Ejecutivo de AbraSilver, señaló que “estas adquisiciones estratégicas representan un paso proactivo para reducir el riesgo y mejorar el valor a largo plazo del distrito Diablillos. Al ampliar nuestra posición territorial y obtener los derechos de infraestructura esenciales ahora, brindamos a la compañía la flexibilidad y las opciones necesarias para escalar el proyecto mucho más allá de los parámetros base de nuestro próximo Estudio de Factibilidad Definitivo, incluyendo la extensión de la vida útil de la mina y la expansión de la capacidad de procesamiento”.

AbraSilver adquirió el proyecto exploratorio Diablillos en 2016. “Está compuesto por 15 concesiones mineras contiguas y superpuestas con excelente acceso vial durante todo el año”, resalta la compañía. Hasta el momento se perforaron más de 150.000 metros.

La exploración hasta la fecha identificó múltiples ocurrencias de mineralización de óxido de plata y oro en las áreas Oculto, JAC, Laderas y Fantasma, ubicadas a una distancia de entre 500 metros y 1,5 kilómetros alrededor del epicentro de Oculto-JAC.

, Roberto Bellato

Ron Hochstein, el CEO de Vicuña Corp que encabeza el desarrollo de cobre, oro y plata binacional que prevé una inversión inicial de US$ 7.100 millones en San Juan, expresó que el Régimen de Incentivo a las Grandes inversiones (RIGI) es de «criticidad altísima, sin el cual no habría proyecto». El directivo aseguró que el marco normativo es una de las “precondiciones de sancionar la decisión final de inversión” que los accionistas BHP y Lundin esperan tomar antes de fin de año,

Al ofrecer en Buenos Aires una rueda de prensa junto a José Morea, Country Director para la Argentina y Chile, Hochstein dio detalles de la construcción del complejo minero y los pasos que se irán dando hasta la primera producción y exportación en 2030, anunciada en la reciente presentación de la Evaluación Económica Preliminar (PEA).

“El RIGI es de criticidad altísima, sin lo cual no habría proyecto y eso lo venimos comunicando al presidente (Javier Milei) en las reuniones que hemos tenido. Es una de las precondiciones de sancionar la decisión final de inversión. Es una inversión muy grande, de muy largo plazo, y el RIGI proporciona estabilidad al régimen fiscal, lo que es extremadamente necesario para este tamaño de inversiones», afirmó Hochstein.

Para el directivo, «el RIGI permite garantizar estabilidad para que las inversiones, en lugar de ir a otros lugares del mundo, puedan venir a la Argentina y con la cancha nivelada ser competitiva«. La PEA presentada a comienzos de semana prevé una inversión total de US$18.000 millones a lo largo de los primeros diez años del proyecto, con lo cual aspira a ser la mayor inversión extranjera directa en la historia del país.

A fines de 2025, Vicuña se presentó al RIGI en la categoría de Proyecto de Exportación de Exportación de Largo Plazo (Peelp) para la incorporación de los depósitos Josemaría y Filo del Sol, denominados en conjunto el Proyecto Vicuña. Ambos yacimientos se encuentran a 4.300 y 5.200 metros de altura, respectivamente, a unos 10 kilómetros del límite con Chile.

Ley de Glaciares y Tratado Binacional

Respecto a la Ley de Glaciares y los posibles condicionamientos sobre el área de operaciones, Hochstein aclaró que la legislación vigente «no presenta interferencias con crioformas o glaciares que limiten el plan de trabajo en ninguna de sus tres etapas«. Morea complementó que una eventual clarificación de la norma serviría para “facilitarle la vida a los funcionarios provinciales a la hora de acelerar sus evaluaciones de impacto ambiental”, evitando ambigüedades en el proceso de aprobación.

El Poder Ejecutivo envió el proyecto que modifica el «Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial» como parte del temario de sesiones extraordinarias. El proyecto busca clarificar que no todos los glaciares y ambiente periglacial constituyen reservas estratégicas de recursos hídricos, y deja esa definición a cada una de las provincias.

Tras una inversión de más de US$1.000 millones realizada en los últimos años, el cronograma presentado en la PEA prevé que, con una decisión de inversión hacia fines de 2026, la construcción comenzaría formalmente con desembolsos en 2027, apuntando a la primera producción para 2030. No obstante, el desarrollo pleno de la infraestructura requiere una evolución en los acuerdos con el país vecino.

“Hay muchos temas en los cuales avanzar, como cerrar los estudios de ingeniería, sellar los acuerdos con la provincia de San Juan, y la evolución del acuerdo bajo el tratado binacional con Chile. Contamos con un acuerdo de exploración vigente para operar indistintamente a uno u otro lado de la frontera para pasar sin aduana, pero hay que llevarlo hacia un acuerdo de explotación en la etapa de desarrollo”, explicó el CEO.

Esa instancia debe llevar la firma de los presidentes de los dos países, como corolario de un trabajo técnico que llevan adelante la Cancillería y el MInisterio de Economía (en cuya órbita se encuentra la Secretaría de MInería) de la Argentina. La contraparte reúne a los ministerios de Relaciones Exreriores, de Finanzas y Mineria del vecino país.

Empleo, producción y exportaciones

Respecto al impacto socioeconómico, el proyecto prevé una demanda laboral masiva. Se estima que la operación requerirá entre 5.000 y 5.500 empleos directos y unos 19.000 indirectos, alcanzando un pico de 12.000 trabajadores durante el máximo nivel de construcción. Esa previsión genera una demanda de formación y capacitación que los directivos aseguran ya se está trabajando con la provincia de San Juan.

Sin embargo, Hochstein se manifestó en desacuerdo con establecer cupos de trabajadores locales en los proyectos mineros. «Nunca me gustaron ese tipo de acuerdos. No hace falta imponer restricciones sino trabajar juntos en escuelas técnicas, universidades y en capacitar. Todos ganan si implementasmos esta manera de trabajar en conjunto en vez de que exista una cuota del 50%, donde los trabajadores en vez de estar incentivados en capacitarse se queden a esperar que esa cupo se cumpla».

En términos de producción, los directivos repasaron que las previsiones posicionan a Vicuña entre las cinco principales operaciones de cobre, oro y plata a nivel mundial. Se prevé una producción anual promedio durante los primeros 25 años de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata.

Así, sólo durante la primera década, el proyecto entregaría al mercado aproximadamente 2,5 millones de toneladas de cobre y 214 millones de onzas de plata. Estas cifras se traducen en un potencial exportador que en años pico permitirían ventas al exterior que superarían los US$6.000 millones anuales, calculados sobre precios conservadores de US$4,6 la libra de cobre y US$3.300 la onza de oro y US$40 la onza de plata.

La apuesta de los accionistas se fundamenta en el déficit proyectado de cobre a nivel mundial. Ambos directivos resaltaron que Vicuña es «casi único en el mundo» por su escala y leyes de mineral. “Para poder cerrar la brecha entre la oferta actual y la demanda de cobre proyectada se necesitan 10 proyectos como Vicuña en los próximos años. El precio tiene una fuerza muy importante por la falta de proyectos así».

«Pero además -agregó Hochstein-, como el mineral está relativamente cerca de la superficie, nos permite un proyecto de menores costos operativos. Va a estar produciendo de forma constante, independientemente de la fluctuación del precio, y por ese motivo va a ser también uno de los más eficientes del mundo”.

La infraestructura del proyecto

En cuanto a la matriz de recursos para la operación, la empresa confirmó que las necesidades de energía eléctrica serán totalmente abastecidas desde la Argentina. Para eso se está definiendo la ingeniería de una línea de alta tensión de unos 250 kilómetros, en 220kv y 550 kv, desde el proyecto hasta la Estación Transformadora Rodeo, donde se vinculará al sistema interconectado. Pero las múltiples necesidades tambén contemplan la incorporación futura de energías renovables.

Por su parte, el manejo del agua y el transporte del mineral seguirán un esquema de desarrollo progresivo: mientras que la primera etapa utilizará la infraestructura existente, para las fases más avanzadas se proyecta -bajo un modelo de outsourcing– la construcción de una planta desalinizadora de agua de mar en el Pacífico y un ducto de concentrado que cruce hacia Chile, lo que reemplazará el traslado en camiones.

Es esta integración la que requiere que el actual protocolo de exploración bajo el Tratado Binacional evolucione hacia uno de explotación, permitiendo un movimiento logístico eficiente entre ambos países. No obsante, aclararon que el 90% de los recursos a explotar se encuentran en territorio argentino, y sólo el 10% del lado chileno.

Respecto a la salida de la producción, si bien la totalidad del concentrado de cobre será reportado desde la Argentina, la compañía evalúa los puertos del Pacífico como la opción más competitiva debido a la ventaja logística que ofrecen para los refinadores del mercado asiático. En una segunda etapa, se contempla la construcción de una planta de refinado de concentrado en Chile, lo que optimizaría los costos operativos y consolidaría a Vicuña como un jugador de bajo costo a nivel global.

, Ignacio Ortiz

Vicuña Corp, la sociedad que une a dos de las mayores compañías mineras del mundo como BHP y Lundin, presentó este lunes los resultados de su Evaluación Económica Preliminar (PEA). Este documento que integra por primera vez una visión técnica unificada de los depósitos Josemaría y Filo del Sol bajo el denominado «proyecto Vicuña».

Esta planificación estratégica estructura el desarrollo en etapas consecutivas tanto en la Argentina como en Chile, convitiéndolo en el primer proyecto binacional. Las fases anunciadas están alineadas con la madurez de cada activo y la infraestructura necesaria, con una inversión de US$7.000 millones al 2030 y un total que escala a los US$18.000 millones para la primera década de desarrollo.

El anuncio también fue presentado publicamente por el canciller Pablo Quirno, quien a través de su cuenta en X expresó que «Argentina contará con una de las mayores minas de cobre, oro y plata del mundo (Top 5 a nivel mundial). Más inversión, más exportaciones y mucho más empleo para los argentinos».

Ron Hochstein, CEO de Vicuña, comentó que “el Proyecto Vicuña es una oportunidad transformacional para la Argentina. Como uno de los distritos de cobre no desarrollados más relevantes del mundo, tiene el potencial de impulsar el crecimiento económico de largo plazo a través de inversión extranjera, empleo y mayores ingresos por exportaciones».

«Estamos comprometidos a avanzar Vicuña de manera responsable y en colaboración con los gobiernos y las comunidades para generar valor sostenible para el país”, afirmó Hochstein tras hacerse público el anuncio.

Si bien el plan de trabajo inicial prevé una vida útil de 25 años, los geólogos que trabajan en los yacimientos de Josemaría y Filo del Sol aseguran que el contenido de minerales es de tal magnitud que permiría extender la explotación de recursos por al menos 70 años.

El cronograma de desarrollo por fases

La arquitectura del proyecto busca gestionar el capital de manera progresiva y reducir riesgos técnicos mediante tres instancias de ejecución. La primera se enfoca en el depósito Josemaría, con el desarrollo de una mina a cielo abierto y una planta concentradora diseñada para futuras expansiones.

El objetivo central de esta fase consiste en acelerar la producción inicial de un yacimiento que tiene datos de exploración y análisis de impacto ambienta ya aprobado, con lo cual su entrada temprana en producción permitirá generar flujo de caja operativo temprano.

La segunda etapa contempla el aprovechamiento de los recursos de óxidos de Filo del Sol y la construcción de una planta para la recuperación de cobre, oro y plata. Esta fase amplía la capacidad productiva y remueve la capa de óxidos situada sobre los sulfuros del yacimiento.

La tercera etapa prevé la expansión de la planta concentradora y el desarrollo del depósito de sulfuros de Filo del Sol para elevar los niveles de producción a aproximadamente 293.000 toneladas por día. Esta instancia incorpora infraestructura estratégica bajo esquema de outsourcing, incluyendo una planta desalinizadora de agua, un sistema de transporte de concentrado e instalaciones para su tratamiento.

Proyecciones de producción

Se espera que el proyecto Vicuña se ubique entre las cinco principales operaciones de cobre, oro y plata del mundo. Las previsiones indican una producción anual promedio, durante los primeros 25 años completos, de aproximadamente 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata.

Durante la primera década de actividad, el proyecto prevé entregar un volumen acumulado de 2,5 millones de toneladas de cobre, 5,5 millones de onzas de oro y 214 millones de onzas de plata, consolidando su relevancia en el mercado global de metales.

La Evaluación Económica Preliminar representa un hito que posiciona al proyecto para una decisión de sanción hacia finales de este año. De confirmarse, comenzaría el despliegue del capex planificado de US$7.000 millones para la Etapa 1 a partir de 2027, con la meta de alcanzar la primera producción en 2030.

Durante el transcurso de 2026, el proyecto continuará con el diseño y la ingeniería de detalle, la adquisición inicial de equipos y movimientos de tierra. También se prevén mejoras en el camino de acceso y la expansión del campamento para sostener las tareas de desarrollo.

Una inversión de esta magnitud genera beneficios económicos de largo plazo, fortaleciendo la infraestructura productiva y la creación de puestos de trabajo. Actualmente más de 1.000 personas trabajan a más de 4.000 metros de altura, con yacimientos que se encuentran hasta los 5.200 metros, lo que difculta la tarea humana y logística.

Desde una perspectiva territorial, la operación prioriza la participación de proveedores regionales y la contratación de mano de obra local. Este enfoque por etapas, aseguró la compañía, permite que el crecimiento del proyecto sea predecible y se adapte a las necesidades del distrito minero en ambos lados de la cordillera.

, Ignacio Ortiz

El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, recorrió el jueves pasado junto a la presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, las plantas de Petro Independencia y Petropiar, empresas conjuntas entre Chevron y PDVSA, ubicadas en la Faja del Orinoco.

La CNN informó que durante la visita las banderas de EE.UU. y Venezuela se izaron lado a lado, y Rodríguez, quien se mostró sonriente junto al funcionario, sostuvo varias conversaciones en inglés, idioma que domina por haber estudiado en el Reino Unido, pero que por años se negó a usar públicamente por razones políticas.

Antes de partir, le preguntaron a Wright por Nicolás Maduro, capturado el 3 de enero por un grupo comando de Estados Unidos y detenido en Nueva York. “Eso es historia. Se trata de seguir adelante. En estas primeras cinco semanas tuvimos un gran comienzo y el futuro creo que es brillante”, respondió.

La visita de Wright ratificó el giro que viene llevando adelante Venezuela desde que Rodríguez aceptó hacerse cargo del gobierno. En una entrevista con la NBC emitida también el jueves pasado ella insistió con que Maduro es el presidente legítimo de Venezuela, pero como anticipó Marco Rubio, secretario de Estado de Estados Unidos, el día después de la captura del líder venezolano, lo que hace la administración de Donald Trump es evaluar lo que Delcy Rodríguez hace, más allá de lo que pueda llegar a decir públicamente.

En declaraciones a Bloomberg TV, Wright afirmó que la producción petrolera venezolana, que actualmente ronda el millón de barriles diarios, podría «crecer entre un 30% y un 40% en un año”. David Goldwyn, exdiplomático de Energía del Departamento de Estado de EE. UU. se mostró un poco más conservador y dijo a Reuters que se podría lograr un aumento del 30% en la producción en un plazo de 12 a 18 meses, pero solo si se cumplen ciertas condiciones, como un entorno político estable, contratos competitivos para acuerdos de producción compartida y la cooperación de la petrolera estatal PDVSA.

A comienzos de enero, el ex ejecutivo de Chevron, Ali Moshiri, aseguró a EconoJournal:  «Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil. ¿Por qué? Porque hay que reparar y expandir infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie.

La principal medida que ha tomado hasta ahora el gobierno de Delcy Rodríguez, bajo la tutela de Estados Unidos, es la reforma de la ley de Hidrocarburos, que tuvo como contraparte la flexibilización del bloqueo petrolero por parte de la administración Trump.

Reforma de la Ley de Hidrocarburos

El Ejecutivo presentó y la Asamblea Nacional aprobó a fin de enero una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que abre el sector petrolero a mayor participación privada y extranjera, rompiendo el monopolio exclusivo de PDVSA y permitiendo contratos más flexibles e incentivos fiscales para inversiones. El debate sobre la ley fue rápido, tal como lo exigió Estados Unidos.

Antes de la reforma, el capital extranjero solo podía participar en la producción petrolera venezolana a través de empresas mixtas en las que el gobierno conservaba la propiedad mayoritaria y el control operativo. Ahora las empresas extranjeras pueden participar directamente en las actividades primarias del sector –exploración, extracción, transporte y almacenamiento– mediante contratos con el Estado sin tener que crear necesariamente empresas mixtas donde el Estado sea socio mayoritario.

Aunque la propiedad de los hidrocarburos sigue siendo estatal, las empresas privadas pueden operar campos petroleros por su cuenta, asumir riesgos y gestionar inversiones de manera más autónoma.

Otro cambio específico se centra en la comercialización del crudo. Anteriormente, solo PDVSA podía gestionar las ventas. Ahora, las empresas privadas pueden realizar la comercialización directa y administrar los ingresos a través de cuentas bancarias en el extranjero.

La reforma incluyó también un tope de 30% a las regalías, incentivos fiscales para inversores y una cláusula que permite la resolución de controversias a través de arbitrajes internacionales y mediación, siendo que antes solo era posible a través de los tribunales venezolanos.

Flexibilización del bloqueo petrolero estadounidense

La Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Tesoro de Estados Unidos flexibilizó el martes 10 de febrero las operaciones vinculadas al sector energético y logístico de Venezuela a través de las licencias generales 46A, 48 y 30B.

• La Licencia General 46A autoriza a determinadas empresas estadounidenses a participar en la comercialización, transporte y refinación de petróleo de origen venezolano, incluso cuando intervengan PDVSA o entidades controladas por la firma estatal. 
• La Licencia General 48 habilita la provisión desde Estados Unidos de bienes, tecnología y servicios para la exploración, desarrollo, producción y mantenimiento de operaciones de petróleo y gas en Venezuela.
• La Licencia General 30B autoriza transacciones indispensables para la operación y el uso de puertos y aeropuertos venezolanos.

Los acuerdos con el régimen venezolano o con PDVSA deben regirse por leyes estadounidenses y cualquier controversia debe resolverse en tribunales de Estados Unidos. Además, todo pago debe canalizarse a cuentas especiales bajo control del gobierno estadounidense.

En el caso del comercio de petróleo venezolano hacia terceros países, las empresas deberán presentar reportes detallados al gobierno de Trump sobre las partes involucradas, volúmenes, valores, destinos finales y cualquier pago realizado al Estado venezolano.

El texto excluye operaciones con personas o entidades vinculadas a Rusia, Irán, Corea del Norte y Cuba, y prohíbe transacciones con empresas de Venezuela o de Estados Unidos que estén controladas por compañías chinas.

Está claro que las condiciones las impone Estados Unidos y la administración de Delcy Rodríguez se limita a obedecer.

Wright declaró en una entrevista a la NBC el jueves que Washington controlará las ventas y el flujo de fondos hasta que se establezca “un gobierno representativo en Venezuela” y agregó que las elecciones libres se celebrarían antes del final del segundo gobierno de Trump.

Promesas de inversión

Ya con la reforma de la ley de Hidrocarburos vigente y la flexibilización del bloqueo por parte de Estados Unidos, Wright y Rodríguez acordaron el miércoles pasado en el Palacio Miraflores avanzar en una “asociación productiva a largo plazo que permita una agenda energética”. Analizaron proyectos en petróleo, gas, minería y energía eléctrica, aunque no precisaron plazos.

Luego volaron a la Faja del Orinoco, una extensa franja territorial del este de Venezuela que concentra una de las mayores acumulaciones de crudo extrapesado del mundo. Wright recorrió Petropiar y prometió que “se invertirán más de US$ 100 millones para modernizar y aumentar la capacidad de procesamiento de esta instalación”, operada en conjunto por Chevron y PDVSA. “Están en camino de duplicar la producción en ese campo en los próximos 12 a 18 meses y probablemente quintuplicarla en los próximos cinco años”, agregó Wright.

 “Este es el camino a seguir. Este es el camino de la cooperación, y es la agenda para una asociación productiva a largo plazo”, declaró Rodríguez a la CNN. “Chevron ha estado aquí por cien años, y están haciendo un trabajo fantástico”, agregó.

, Fernando Krakowiak

La empresa estatal de Tierra del Fuego Terra Ignis Energía recibió la manifestación de interés de ocho compañías petroleras para hacerse cargo de la explotación y desarrollo de tres de las áreas hidrocarburíferas que YPF traspasó a la provincia, según informaron a EconoJournal fuentes cercanas al gobierno provincial, aunque se negaron a detallar los nombres porque el proceso está abierto y alguna podría bajarse de la compulsa antes de presentar su propuesta completa. Lo que se sabe por ahora es que son operadoras que ya poseen experiencia y activos en la provincia de Santa Cruz.

El directorio de la empresa estatal presidido por Maximiliano D’Alessio cerró el viernes la convocatoria a manifestaciones de interés en busca de la confirmación de la unión transitoria de empresas que garantice la continuidad de la actividad petrolera, tras al proceso de desinversión de la YPF, ratificado por la Legislatura fueguina. El Estado fueguino busca ser administrador de las áreas revertidas pero no operador de las mismas.

El acuerdo con YPF establece que la compañía seguirá operando hasta el 31 de marzo. Por lo tanto, el objetivo de la compañía es tener el proceso de traspaso a los nuevos operadores antes de esa fecha.

El plan de trabajo de Terra Ignis

El cronograma oficial prevé que a partir de la semana próxima comenzarán las reuniones con las empresas para completar la entrega de documentación societaria y finalizar la presentación de sus planes de inversión y de trabajo. Según explicaron las fuentes, el objetivo central es definir el esquema de la nueva Unión Transitoria de Empresas (UTE) que asumirá la responsabilidad técnica y económica en los bloques cedidos.

Si bien con muchas de las interesadas ya existen conversaciones previas, estos encuentros buscan formalizar los detalles operativos previo al otorgamiento de las concesiones. La asociación con Terra Ignis es para la explotación, desarrollo y eventual exploración de hidrocarburos en las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego.

En paralelo a la búsqueda de socios, la provincia ejecutó una maniobra de optimización al revertir dos fracciones del área Tierra del Fuego, y que se trata de sectores que no presentaban prospectos productivos viables. Esta decisión, en trámite ante la autoridad de aplicación, busca reducir gastos estructurales y concentrar los esfuerzos en los yacimientos con real potencial de explotación.

La cuestión ambiental es un tema central en la transición. Mientras YPF avanza con el abandono de pozos —comenzando por las dos fracciones revertidas—, Terra Ignis inició una compulsa para tareas de remediación. El foco está puesto en la creación de un área específica para la disposición de residuos petroleros, una infraestructura de la que la provincia actualmente carece y resulta vital para el saneamiento de las costas norte.

El acuerdo alcanzado a mediados de noviembre que siguió al Memorando de Entendimiento firmado entre el gobernador Gustavo Melella y el titular de YPF, Horacio Marín, contempla un bono de compensación de US$28 millones. A esto se suman activos por US$105 millones, que incluyen inmuebles y equipamiento técnico que pasarán al patrimonio provincial. La operación se realiza bajo el «Plan Andes», con el que YPF busca concentrarse en el no convencional de Vaca Muerta.

Respecto al capital humano, el saneamiento de la nómina es uno de los puntos más sensibles de todo el proceso por su impacto social. Conforme al convenio de cesión, YPF debe realizar un ordenamiento del personal asociado a los contratos de servicios, no así del personal propio. La provincia se encuentra a la expectativa de ver quiénes son las personas que quedarán vinculadas a cada contrato para asegurar la continuidad laboral que reclama el sector greial.

La situación del personal propio de la petrolera de bandera también tiene su hoja de ruta, explicaron las fuentes. YPF debe terminar de definir el vínculo laboral con sus empleados directos para que Terra Ignis pueda tomarlos bajo su órbita. En los diálogos previos a la aprobación del acuerdo por la Legislatura, la compañía afirmpo que, de forma directa, solo emplea a 36 personas en la zona, mientras que el resto de los más de 500 puestos de trabajo dependen de empresas contratistas en Río Grande.

La demora legislativa que mantuvo en vilo el acuerdo durante gran parte del último bimestre del año pasado quedó superada tras la aprobación del 26 de diciembre. Aquella sesión convalidó el decreto de Melella, que corrió riesgo de caerse por falta de consenso político. Con las concesiones prorrogadas hasta al menos 2036 y 2037, la provincia ofrece ahora un horizonte de previsibilidad para los nuevos partners.

Semanas atrás YPF había completado su salida de la provincia de Santa Cruz, donde sólo mantendrá los compromisos de exploración en el no convencional de Palermo Aike. La provincia a través de la estatal Fomicruz licitó las 10 áreas que quedaron en mano de un consorcio de empresas que comprometieron una inversión superior a los US$ 1.000 millones.

, Ignacio Ortiz

El parque de energías renovables durante 2025 incorporó 1.010 MW de potencia nueva, un crecimiento que permitió alcanzar en diciembre una cobertura del 19,6% del total de la demanda eléctrica, según el último Informe Mensual de Generación Renovable Variable de Compañía Administradora del Mercado Mayorista eléctrico (Cammesa).

Ese desempeño del sector se alcanzó con una capacidad instalada total de 4.496 Mw en energía eólica, respaldada por 1.240 aerogeneradores, y 2.464 Mw en solar fotovoltaica, que ya cuenta con más de 6 millones de paneles en todo el territorio nacional. La operatividad del sistema registró picos históricos que subrayan el potencial del recurso natural.

El 14 de noviembre, por ejemplo, se estableció el récord eólico vigente con 3.990 Mw, mientras que la tecnología solar alcanzó su máximo de 2.302 Mw en diciembre, una marca que ya fue superada en los primeros días de febrero de 2026.

La generación eléctrica en el año alcanzó un 142.789 GWh aumentando un 0,45% con respecto al 2024, de acuerdo a Cammesa. El aporte de las renovables -excluyendo las hidroeléctricas mayores a 50 Mw— fue la que registró la mayor variación en 2025, con 26.659 GWh, lo que implicó un incremento del 16,54%.

Este crecimiento elevó su participación en el total de la generación eléctrica del 16% en 2024 al 19,6% en 2025. Estos mismos números se tradujeron en una penetración renovable total que tocó un pico instantáneo del 44,3% en octubre, evidenciando la capacidad del SADI para integrar fuentes variables a gran escala.

Los parques de mayor factor de carga

En términos de eficiencia por planta, el podio eólico de diciembre estuvo liderado por el parque Manantiales Behr de YPF Luz, con 80,2 de factor de carga, seguido por Garayalde de PAE con 76,4 y Diadema de Capex, con un 63,6 de FC.

En el segmento solar, las centrales Los Molles con 46,2 de FC y Anchoris, ambas de Genneia, junto a 360 Energy La Rioja III, destacaron por sus niveles de despacho. Estas plantas operaron con factores de carga competitivos a nivel internacional, aprovechando la estacionalidad favorable del último mes del año.

Sin embargo, el crecimiento de la generación volvió a estar marcado por las limitaciones físicas. Durante 2025, se registraron «vertidos» o reducciones al despacho por un total de 64 GWh en octubre, el mes de mayor restricción. En diciembre, estas reducciones fueron de 54,6 GWh, representando el 2,3% de la energía posible de generar.

De acuerdo al detalle del informe de Cammesa, estos eventos están directamente asociados a saturaciones en el Sistema de Transporte, concentrándose principalmente en los corredores de las regiones Patagonia y Cuyo.

Energías renovables: Cómo afectan las limitaciones de la red

Técnicamente, estas reducciones se calculan mediante la diferencia entre la «Potencia Generada» (medición real) e indicadores de «Potencia Posible», y esta última representa el valor que las centrales podrían entregar si no existieran limitaciones de red.

Cammesa monitorea estas señales cada 10 segundos para gestionar el Control de Frecuencia del Sistema, asegurando que la variabilidad climática no afecte la estabilidad del suministro eléctrico general.

Cuando existen saturaciones en las líneas de alta tensión, el despacho debe priorizar la seguridad del sistema sobre la inyección de excedentes. El informe técnico aclara que no se considera «Energía Reducida» a los problemas técnicos propios de cada parque, sino exclusivamente a las limitaciones externas.

La normativa que rigió hasta el 31 de diciembre, bajo la Ley 27.191, establecía metas de cobertura que el país buscaba alcanzar mediante estas tecnologías. En diciembre de 2025, el aporte total de energía de centrales renovables alcanzó los 3.444 MWmed, cubriendo el 19,6% de la demanda mensual de la Argentina.

Dentro de este esquema que practicamente cumplió con la meta del 20% para el año pasado establecido por ley, la tecnología eólica aportó 2.276 MWmed, mientras que la solar contribuyó con 819 MWmed, demostrando una complementariedad para el balance del SADI.

Para distintos voceros del sector, el desafío no sólo radica en lograr un nuevo régimen legal que continúe las pautas de seguridad tributaria y jurídica de las inversiones que se desprendían de la ley caducada, sino en particular en la ampliación de la infraestructura de transporte para evacuar la energía de las zonas con mejor recurso.

Es que el informe reafirma que mientras la potencia instalada sigue al alza, la red de transmisión se acerca a sus límites operativos en puntos críticos, a pesar de lo cual los datos de 2025 confirman que la GRV sostuvo casi una quinta parte del consumo eléctrico nacional de forma constante y eficiente.

, Ignacio Ortiz