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RIGI‑NI: EL PRIMER RÉGIMEN DE GRANDES INVERSIONES QUE EXIGE UN MÍNIMO DE INDUSTRIA NACIONAL

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias (RIGI‑NI) obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados. Se trata de un esquema orientado a atraer proyectos de más de USD 1.000 millones en sectores tecnológicos y productivos que actualmente no tienen desarrollo en la Argentina o se encuentran en etapas iniciales.

El régimen establece un conjunto de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios con estabilidad por treinta años.

El RIGI‑NI se diferencia del RIGI original tanto por el tipo de actividades alcanzadas como por la magnitud de los incentivos. Mientras el RIGI se orienta a energía, minería, agroindustria e infraestructura, el nuevo régimen apunta a industrias tecnológicas emergentes, entre ellas la industrialización de minerales críticos, la fabricación de baterías, vehículos eléctricos, hidrógeno verde, turbinas eólicas, paneles solares, biotecnología, semiconductores, reactores nucleares modulares e infraestructura vinculada con inteligencia artificial.

El proyecto establece requisitos de ingreso más exigentes que el régimen vigente. Los emprendimientos deberán comprometer una inversión mínima de USD 1.000 millones, con un desembolso del 20% en los primeros dos años.

El plazo de adhesión será de cinco años desde la sanción de la ley y la estabilidad fiscal se extenderá por treinta años, con la posibilidad de recurrir a arbitraje internacional.

En materia tributaria, el RIGI‑NI reduce la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 15%, frente al 25% del RIGI. Los dividendos tributarán el 3,5%, los quebrantos no tendrán límite temporal y las contribuciones patronales se fijarán en el 10%.

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El régimen contempla además la exención de derechos de importación y exportación para bienes vinculados al plan de inversión y establece un tope del 0,5% para el Impuesto sobre los Ingresos Brutos en las jurisdicciones adheridas.

El elemento distintivo del RIGI‑NI es la incorporación de un mínimo obligatorio de proveedores locales, equivalente al 20% del total del proyecto. Es la primera vez que un régimen de incentivos de esta escala incorpora un porcentaje definido de contenido nacional como condición de acceso. El esquema también prevé que cada dólar invertido en actividades estratégicas se compute doble para alcanzar el umbral de inversión requerido.

El RIGI‑NI configura un marco específico para industrias tecnológicas de gran escala, con beneficios más agresivos y requisitos más altos que el régimen vigente.

Su diseño apunta a generar condiciones de previsibilidad para proyectos de largo plazo en sectores que requieren capital intensivo, innovación y cadenas de valor complejas, incorporando por primera vez un criterio obligatorio de participación de proveedores nacionales.

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GASODUCTO PERITO MORENO: EL AHORRO EN IMPORTACIONES CONFIRMA EL IMPACTO DE LA INFRAESTRUCTURA EN LA BALANZA ENERGÉTICA

Un informe técnico estimó que el Gasoducto Perito Moreno permitió sustituir importaciones de energía por USD 9.122 millones entre 2023 y 2026, a partir de la mayor disponibilidad de gas proveniente de Vaca Muerta.

La obra, inaugurada en julio de 2023, implicó una inversión de USD 2.300 millones sin IVA y habilitó un retorno equivalente a 3,97 veces el monto ejecutado, según los volúmenes efectivamente transportados y los precios internacionales de combustibles sustituidos durante el período.

El análisis atribuyó el ahorro a la reducción de compras externas de GNL, combustibles líquidos, gas boliviano y energía eléctrica importada.

En el período evaluado, se reemplazaron 6.700 millones de m³ de GNL por USD 3.474 millones, 3,5 millones de m³ de gasoil por USD 2.593 millones, 3.300 millones de m³ de gas de Bolivia por USD 1.344 millones, dos millones de toneladas de fueloil por USD 870 millones y 6.000 GWh de electricidad por USD 841 millones. Desde su puesta en marcha, el gasoducto inyectó 17.000 millones de m³ al sistema.

La infraestructura permitió reducir el despacho térmico con combustibles líquidos y moderar los costos de generación eléctrica administrados por CAMMESA, en un contexto donde la demanda invernal continúa requiriendo importaciones de GNL por falta de capacidad adicional de transporte.

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El informe señaló que la obra no resolvió completamente la dependencia estacional debido a que resta ejecutar la segunda etapa del proyecto y ampliar la compresión para incrementar los volúmenes hacia los centros de consumo.

La ampliación del gasoducto fue incorporada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y obtuvo aprobación del Comité Evaluador. El proyecto, gestionado por Transportadora de Gas del Sur, contempla una inversión de USD 700 millones orientada a habilitar 14 millones de m³ diarios adicionales antes del invierno de 2027.

Las obras incluyen 30 kilómetros de caños de 30 pulgadas y la expansión de tres plantas compresoras, con el objetivo de aumentar la evacuación de gas desde Vaca Muerta hacia Buenos Aires y el área metropolitana.

El esquema de financiamiento difiere del utilizado en etapas previas del sector energético: las empresas privadas asumirán el riesgo y la gestión de la obra sin participación del Estado como comprador principal ni como financista, y la nueva capacidad será ofrecida directamente a usuarios privados. Este modelo introduce un cambio en la estructura de inversión en transporte gasífero y se integra al marco del RIGI para proyectos de gran escala.

La relevancia económica del gasoducto radica en su impacto directo sobre la balanza energética. La sustitución de importaciones reduce la exposición a precios internacionales volátiles y mejora la disponibilidad de gas para generación eléctrica, industria y usuarios residenciales.

La ampliación prevista constituye un componente crítico para disminuir la necesidad de GNL en invierno y consolidar la capacidad exportadora del país en períodos de menor demanda interna.

En un contexto global marcado por tensiones en el Estrecho de Ormuz y eventos disruptivos en países productores, la disponibilidad de infraestructura local adquiere mayor relevancia para mitigar la volatilidad externa.

La combinación de mayor capacidad de transporte, ampliación de compresión y obras complementarias permitirá avanzar hacia un esquema de abastecimiento más estable y con menor dependencia de combustibles importados.

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EL COSTO DE EQUILIBRIO DE VACA MUERTA: CUÁNTO TIENE QUE VALER EL BRENT PARA QUE UN POZO TIPO SEA RENTABLE

Un estudio elaborado por Aleph Energy, la consultora dirigida por Daniel Dreizzen, definió el rango de precios internacionales necesarios para que un pozo promedio de Vaca Muerta alcance una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 15% en dólares, el parámetro que utiliza la industria para evaluar la viabilidad económica de los desarrollos no convencionales.

El análisis incorpora cuatro escenarios que combinan infraestructura y régimen fiscal, con resultados que oscilan entre 48 y 61 dólares por barril de Brent.

El modelo toma como referencia un pozo representativo del promedio operativo previsto para 2025: rama horizontal de 3.000 metros, 50 etapas de fractura y una producción inicial de 1.028 barriles diarios. La producción acumulada estimada asciende a 1,049 millones de barriles recuperables, con una declinación del 60% en el primer año y del 35% en el segundo.

Cerca del 24% del total se produce durante el primer año, lo que vuelve determinante la estructura fiscal aplicada en esa etapa.

En el escenario de pozo individual bajo el régimen general, el costo de perforación y completación se ubica en 14 millones de dólares, con un adicional del 10% para instalaciones propias. Los costos operativos promedian 6 dólares por barril y el transporte otros 3 dólares.

Regalías e Ingresos Brutos representan el 15% de la producción, mientras que el Impuesto a las Ganancias asciende al 35% y las retenciones se mantienen durante toda la vida del proyecto. En este caso, el breakeven se ubica en 51 dólares por barril.

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Cuando el mismo pozo opera bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la reducción de la alícuota de Ganancias al 25% y la eliminación de retenciones luego de los primeros dos años permiten mejorar la rentabilidad. El precio de equilibrio desciende a 48 dólares por barril, tres dólares menos que bajo el esquema tributario tradicional.

La diferencia se amplía cuando el análisis incorpora la infraestructura intracuenca necesaria para un desarrollo integral: ductos, plantas de tratamiento, instalaciones complementarias y tareas de reparación. Aleph Energy estima que este componente agrega aproximadamente un 25% sobre la inversión inicial del pozo. En un proyecto completo sin RIGI, el breakeven asciende a 61 dólares por barril, el valor más alto de los cuatro escenarios evaluados.

Si el proyecto integral opera bajo el RIGI, el precio de equilibrio se reduce a 57 dólares por barril, aunque continúa siendo superior al de los pozos individuales debido al mayor capital requerido. La brecha entre el escenario más favorable —pozo individual con RIGI— y el más exigente —proyecto completo sin RIGI— alcanza los 13 dólares por barril, lo que refleja el peso decisivo que tienen la infraestructura y la estructura fiscal sobre la competitividad de Vaca Muerta.

El informe de Aleph Energy confirma que la economía del shale argentino depende tanto del costo operativo y del diseño del pozo como del régimen tributario y del volumen de infraestructura que se cargue al proyecto. En un contexto de volatilidad internacional, estos factores definen la capacidad de sostener inversiones y consolidar el desarrollo de largo plazo.

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EL RÉCORD EXPORTADOR EXPUSO LA PRESIÓN CRECIENTE SOBRE LA LOGÍSTICA ARGENTINA

Las exportaciones argentinas alcanzaron en mayo USD 9.537 millones, el valor mensual más alto desde el inicio de la serie estadística en 1990. El superávit comercial ascendió a USD 3.504 millones, también máximo histórico.

La particularidad del desempeño fue que el crecimiento respondió principalmente al aumento de las cantidades exportadas, según el índice de volúmenes del comercio exterior, que alcanzó 161,5 puntos, el registro más elevado desde 2004.

El incremento físico de mercaderías movilizadas elevó la exigencia sobre la infraestructura logística. A diferencia de un aumento impulsado por precios internacionales, la expansión por cantidades requiere mayor capacidad operativa en transporte terrestre, almacenamiento, terminales portuarias y servicios vinculados al comercio exterior. La dinámica exportadora de los primeros cinco meses del año, con ventas por USD 40.359 millones, consolidó esta tendencia.

Los productos que explicaron la mayor parte del crecimiento presentan perfiles logísticos heterogéneos. El petróleo crudo demanda terminales energéticas y operaciones específicas de carga; los carbonatos de litio requieren transporte desde zonas alejadas y condiciones particulares de manipulación; los granos y derivados movilizan grandes volúmenes hacia puertos graneleros; la industria automotriz opera con embarques tipo ro‑ro y cadenas de suministro sincronizadas; la carne bovina exige infraestructura de frío y estándares sanitarios; y los minerales de plata requieren esquemas de transporte especializados.

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6 Rynm

La coexistencia de cadenas con requerimientos distintos obliga a coordinar operaciones con características y tiempos disímiles. La concentración exportadora en bienes de alto peso logístico, que representaron el 55,7% del total vendido al exterior entre enero y mayo, refuerza la necesidad de contar con infraestructura capaz de absorber incrementos sostenidos en el movimiento de cargas.

El récord exportador evidenció que la logística se convirtió en un componente crítico para sostener el crecimiento del comercio exterior. La mayor intensidad en el flujo de mercaderías plantea desafíos en materia de capacidad portuaria, accesos viales y ferroviarios, almacenamiento, coordinación intermodal y eficiencia operativa.

La planificación de inversiones en infraestructura logística será determinante para acompañar la expansión de sectores como hidrocarburos, agroindustria, minería, industria automotriz y alimentos, cuya participación creciente en las exportaciones incrementa la demanda sobre el sistema de transporte y las terminales de salida.

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YPF construirá un nuevo gasoducto estratégico en Vaca Muerta tras la autorización oficial

La Secretaría de Energía autorizó a YPF a iniciar la construcción de un gasoducto que conectará áreas productivas clave de Vaca Muerta mediante una traza que atraviesa el sistema hidroeléctrico Cerros Colorados. La obra, aprobada por la Resolución 141/2026, forma parte del paquete de inversiones destinadas a reforzar la infraestructura de transporte de gas en la cuenca neuquina.

El proyecto, denominado Gasoducto PC LAS a Colector 13 ISTMO, vinculará los bloques La Angostura I y II con la concesión Loma La Lata–Sierra Barrosa, uno de los nodos centrales de la ventana gasífera.

La conexión permitirá optimizar la evacuación de producción y mejorar la integración operativa entre áreas de alta productividad, en un contexto de expansión de la actividad no convencional.

La traza incluye el cruce del dique Planicie Banderita y sectores concesionados al Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados, lo que incorpora exigencias técnicas adicionales.

El Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP) estableció condiciones específicas para los tramos ubicados por debajo de los niveles máximos del embalse Mari Menuco, con monitoreo estructural y reportes periódicos durante toda la ejecución.

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La autorización quedó sujeta al cumplimiento del Informe Ambiental aprobado por la Secretaría de Ambiente de Neuquén, que impuso obligaciones operativas como la instalación de válvulas de corte en cruces bajo cuerpos de agua, la contratación de un seguro ambiental y la ejecución del plan de saneamiento asociado al incidente LLL‑401 en Loma La Lata.

La concesionaria hidroeléctrica recibirá una caución juratoria para cubrir eventuales daños durante la obra.

La Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) concluyó que el proyecto no generará impactos significativos sobre el manejo de aguas, aunque exigió medidas preventivas reforzadas debido a la sensibilidad hídrica del área.

La intervención simultánea de organismos energéticos, ambientales e hídricos configura un esquema de control integral para una obra que combina infraestructura gasífera y cruce de instalaciones estratégicas.

La construcción del gasoducto se integra al proceso de ampliación de capacidad de transporte que acompaña el crecimiento de la producción en Vaca Muerta.

La conexión entre áreas operativas y sistemas colectores refuerza la infraestructura interna de la cuenca y sostiene el desarrollo de la ventana gasífera neuquina, en línea con el programa de inversiones de YPF para los próximos años.

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Mercado de capitales gana espacio como fuente de financiamiento para proveedores de Vaca Muerta A

El aumento de la actividad energética impulsa a las empresas proveedoras de Vaca Muerta a incorporar herramientas del mercado de capitales para financiar capital de trabajo, ampliar capacidad operativa y sostener el ritmo de inversión que demanda la cadena de valor.

La dinámica de perforación, completación, logística y servicios industriales requiere recursos inmediatos para adquirir equipamiento, incorporar tecnología y atender contratos de mayor escala.

Frente a un esquema operativo que combina ciclos de cobro extendidos y necesidades crecientes de liquidez, las pymes del sector recurren a instrumentos como obligaciones negociables PyME, cheques de pago diferido, pagarés bursátiles, facturas de crédito electrónicas y garantías de sociedades de riesgo.

Estas herramientas permiten anticipar flujos, ordenar el financiamiento de corto plazo y acceder a condiciones más flexibles que las disponibles en el crédito bancario tradicional.

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El crecimiento del número de cuentas de inversión y la mayor participación de inversores institucionales amplían el volumen de recursos disponibles para canalizar hacia proyectos productivos.

En jornadas vinculadas al desarrollo de proveedores energéticos se destacó que la profundidad del mercado de capitales facilita la financiación de equipamiento, insumos y servicios críticos para la operación diaria de la industria.

La expansión de Vaca Muerta exige inversiones continuas en equipos, transporte, infraestructura de superficie y capacidad logística. La utilización de instrumentos bursátiles se consolida como un complemento relevante para sostener la actividad de empresas que deben responder a una demanda creciente y a proyectos cada vez más exigentes en escala y competitividad.

El financiamiento a través del mercado de capitales se integra así al esquema operativo de la cadena de valor energética, aportando herramientas que permiten acompañar el crecimiento del sector y fortalecer la capacidad de respuesta de proveedores industriales y de servicios especializados.

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Pymes energéticas reducen ociosidad en un contexto de inversiones por USD 140.000 millones 

La cadena de valor energética opera hoy con mayor nivel de actividad y menor capacidad ociosa, en un contexto marcado por más de USD 140.000 millones en proyectos energéticos y mineros en ejecución, aprobados o en etapa avanzada de planificación.

El relevamiento del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) correspondiente al primer trimestre de 2026 muestra que el 52% de las pymes industriales del sector trabaja con ociosidad baja o nula —entre 0% y 25%— frente al 34% registrado a fines de 2025. Los niveles medios de ociosidad descendieron del 51% al 38% y los críticos, del 16% al 10%.

El aumento de actividad se explica por la continuidad de operaciones en Vaca Muerta y por la expansión de infraestructura asociada. En el primer trimestre, la perforación registró entre 41 y 43 equipos activos, un nivel estable para la industria local, mientras que las operaciones de completación alcanzaron máximos históricos.

En marzo, YPF realizó 1.116 etapas de fractura y los principales prestadores de servicios —Halliburton, Schlumberger, Calfrac, Tenaris y Weatherford— concentraron más de 2.600 etapas adicionales. La cuenca Neuquina representó el 84% de los rigs activos y el 97% de las operaciones de completación.

El relevamiento pyme indica que la mayor utilización de capacidad no elimina las presiones operativas. El 47% de las empresas reportó afectaciones en su dotación de personal, con ajustes que incluyen despidos (31%), reducción de turnos (15%) y suspensiones puntuales.

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En materia contractual, el cumplimiento de plazos mejoró del 39% al 53%, mientras que los pagos demorados entre 3 y 6 meses bajaron del 54% al 37%. Sin embargo, las demoras superiores a seis meses aumentaron del 7% al 11%. Las actualizaciones tarifarias continúan rezagadas: solo el 38% accede a revisiones adecuadas y el 44% lo hace bajo condiciones desventajosas.

El entorno macro del sector está definido por la ejecución de obras de transporte —Oleoducto Vaca Muerta Sur, ampliaciones de Oldelval, reversión del Gasoducto Norte— y por proyectos industriales de gran escala como el desarrollo de líquidos de gas natural (NGL) de TGS y las iniciativas de gas natural licuado.

Estos proyectos, junto con la expansión minera en cobre y litio, conforman un portafolio de inversiones que supera los USD 140.000 millones y sostiene la demanda de bienes industriales, servicios especializados y equipamiento.

El cuadro que surge de los informes del GAPP es el de una cadena de valor que opera con mayor actividad y menor ociosidad, impulsada por obras e inversiones de escala estructural. La expansión no es homogénea, pero la tendencia general es ascendente y está asociada a un ciclo de inversión energética y minera sin precedentes en volumen y alcance.

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Pluspetrol emite deuda de largo plazo para financiar expansión en Vaca Muerta

Pluspetrol avanzó con una nueva emisión de Obligaciones Negociables (ON) en dólares, con vencimiento de hasta 12 años, bajo su programa global de deuda por hasta USD 3.000 millones.

La operación forma parte de un esquema de financiamiento destinado a sostener inversiones productivas, capital de trabajo, adquisiciones y refinanciación de pasivos, en un contexto de fuerte expansión de la actividad no convencional.

La compañía busca alcanzar un volumen de financiamiento cercano a USD 500 millones, orientado a proyectos de infraestructura y desarrollo en Vaca Muerta.

La emisión en dólares y a plazos extendidos refleja la capacidad del sector energético para acceder a financiamiento de largo plazo, respaldado por activos que generan flujos en moneda dura y por un portafolio de proyectos de escala.

Pluspetrol es uno de los operadores con mayor presencia en la cuenca neuquina tras la incorporación de activos y el avance de desarrollos clave.

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Entre ellos se destacan Bajo del Choique–La Invernada y La Calera, dos áreas que concentran parte del crecimiento de la compañía y que requieren inversiones continuas en perforación, completación, plantas de tratamiento, ductos internos y sistemas de evacuación.

El financiamiento permitirá avanzar en la construcción de instalaciones de superficie, adquisición de equipos, desarrollo de nuevos pozos y mejoras logísticas, además de fortalecer el capital de trabajo para sostener contratos de servicios y abastecimiento de insumos críticos.

La estructura de deuda también contempla la refinanciación de obligaciones previas, con el objetivo de extender plazos y reducir costos financieros.

La expansión de Pluspetrol se inscribe en un ciclo de inversión que exige infraestructura adicional para acompañar el aumento de la producción. El crecimiento del shale demanda capacidad de tratamiento, almacenamiento y transporte, así como la integración con los sistemas troncales y los proyectos de ampliación en curso.

La emisión de ON se alinea con ese proceso y consolida la estrategia financiera de la compañía en la cuenca.

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Cuenca Pérmica vs Vaca Muerta: diferencias de escala e infraestructura

La actividad no convencional en West Texas volvió a ser utilizada como referencia para analizar el desarrollo de Vaca Muerta. La Cuenca Pérmica, con epicentro en Midland y Odessa, opera con un sistema consolidado de producción, infraestructura y servicios que permite sostener volúmenes cercanos a los 5 millones de barriles diarios, mientras que la producción argentina ronda los 800 mil barriles por día, con la cuenca neuquina como principal motor.

Desde el punto de vista técnico, ambas regiones comparten el modelo de desarrollo basado en perforación horizontal, fractura multietapa y pads de alta densidad.

Las tecnologías aplicadas en Neuquén derivan en gran medida del know-how desarrollado en West Texas, donde el fracking permitió reactivar una zona que ya contaba con décadas de actividad convencional.

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La diferencia central se encuentra en la escala y en la infraestructura acumulada. La Pérmica opera con una red extensa de oleoductos, plantas de tratamiento, midstream integrado, rutas adaptadas al tráfico industrial y servicios urbanos consolidados.

La actividad se extiende desde Big Spring hasta Pecos y parte de Nuevo México, conformando un corredor energético continuo.

En Neuquén, el desarrollo avanza con obras como el sistema Vaca Muerta Oil Sur, la ampliación de Oldelval, los proyectos de gasoductos y la expansión de plantas de tratamiento y logística. Añelo funciona como polo operativo, con infraestructura en crecimiento y servicios que se adaptan a la dinámica de la actividad.

La comparación entre Midland y Añelo permite dimensionar el nivel de inversión, infraestructura y densidad operativa que caracteriza a la Cuenca Pérmica, y ubicar a Vaca Muerta dentro de un proceso de expansión que combina avances técnicos con obras en ejecución para sostener mayores volúmenes de producción.

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EL RIGI NO ES EL PROBLEMA. EL PROBLEMA ES LO QUE REVELA

El debate sobre el “Súper RIGI” volvió a exponer una tensión que atraviesa a la economía argentina desde hace décadas. El régimen de incentivos para grandes inversiones no es, en sí mismo, el problema.

Lo que revela es la distancia entre las condiciones que el país necesita ofrecer para atraer capital y las que enfrentan todos los días las empresas que producen en el territorio. Esa brecha es el verdadero punto crítico.

La discusión planteada por la Unión Industrial Argentina (UIA) no gira en torno a la conveniencia del régimen, sino a su asimetría estructural. Mientras el inversor que ingresa al RIGI accede a estabilidad tributaria por treinta años, importaciones sin aranceles y un marco regulatorio previsible, la industria local opera bajo un sistema que combina presión fiscal elevada, financiamiento escaso y costos que no tienen correlato en la región. El resultado es que el régimen especial se vuelve competitivo para el capital que llega, pero no para los proveedores nacionales que deberían integrarse a esos proyectos.

La comparación regional es contundente. Brasil, Chile, Perú y Uruguay administran cargas tributarias que se ubican entre veinte y treinta puntos por debajo de las que enfrenta la producción formal argentina. En esos países, la banca de desarrollo financia proyectos industriales con tasas que permiten planificar inversiones y sostener capital de trabajo. En Argentina, en cambio, los créditos incorporan impuestos provinciales y municipales que agregan un sobrecosto cercano al veinte por ciento, incluso en operaciones de refinanciación. La industria compite con países que ofrecen condiciones normales mientras enfrenta un esquema que la obliga a operar en desventaja permanente.

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Ese diferencial explica por qué la UIA insiste en que el RIGI debe incluir mecanismos que integren proveedores locales. No se trata de cupos ni de preferencias discrecionales, sino de corregir una asimetría que, de no abordarse, consolidará un modelo donde los grandes proyectos se abastecen en el exterior y la industria argentina queda relegada. La propuesta de exigir un porcentaje mínimo de bienes con valor agregado nacional y de establecer esquemas de integración progresiva apunta a evitar que el régimen se convierta en un canal de importaciones sin impacto productivo interno.

El punto de fondo es otro. Si Argentina necesita regímenes de excepción para atraer inversiones, el desafío no está en los regímenes, sino en las condiciones generales bajo las cuales opera el conjunto de la industria. La región ofrece estabilidad, financiamiento y cargas tributarias razonables. Argentina ofrece incentivos extraordinarios para proyectos puntuales, pero no un marco integral que permita que las empresas locales compitan en igualdad de condiciones.

El RIGI puede ser una herramienta útil para acelerar inversiones estratégicas. Pero sin un plan que normalice la presión fiscal, reduzca costos improductivos y garantice financiamiento accesible para las industrias que deben proveer a esos proyectos, el régimen corre el riesgo de profundizar la brecha que pretende cerrar. La discusión no es sobre un parche. Es sobre la necesidad de reconstruir un entorno productivo que permita que la industria argentina vuelva a competir en su propio país y en su propia región.

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EL GOBIERNO ACTUALIZA LA REGLAMENTACIÓN DE LA LEY DE INVERSIONES MINERAS Y ORDENA EL RÉGIMEN FISCAL Y OPERATIVO DEL SECTOR

El Poder Ejecutivo Nacional oficializó el Decreto 482/2026, que sustituye al Decreto 2686/1993 y actualiza la reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras 24.196.

La norma moderniza procedimientos, digitaliza trámites, precisa el alcance de la estabilidad fiscal y ordena criterios ambientales y operativos para proyectos de gran escala. El objetivo es adecuar el régimen a las condiciones productivas y tecnológicas actuales y asegurar su complementariedad con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

La reglamentación incorpora un esquema digital para la importación de bienes de capital, insumos y repuestos destinados a la actividad minera. El sistema manual previo queda reemplazado por un mecanismo interoperable entre la Ventanilla Única de Comercio Exterior Argentino (VUCEA) y el Sistema Informático Malvina de la Aduana, con un plazo máximo de cinco días hábiles para la tramitación. El cambio busca reducir tiempos logísticos, mejorar la trazabilidad del beneficio arancelario y disminuir costos operativos en proyectos de alta intensidad de capital.

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El decreto introduce por primera vez la definición formal de “proyecto minero”, que abarca las acciones, obras y bienes vinculados al descubrimiento, valoración, desarrollo, extracción, transporte y comercialización de minerales. A partir de esta delimitación, las empresas deberán presentar declaraciones juradas e informes económico‑financieros de manera individualizada a través de la plataforma TAD, lo que ordena la aplicación de beneficios y reduce la discrecionalidad administrativa.

En materia fiscal, la reglamentación precisa el alcance de la estabilidad fiscal por 30 años prevista en la Ley 24.196. El beneficio se aplicará a nuevos emprendimientos o ampliaciones que incrementen la capacidad productiva, y la fecha de origen será la de la presentación del estudio de factibilidad técnica. La autoridad de aplicación contará con sesenta días hábiles para dictar el acto de aprobación, lo que aporta previsibilidad a proyectos con CAPEX elevado.

El decreto también optimiza el mecanismo de devolución del crédito fiscal de IVA acumulado durante las etapas de prospección, exploración y ensayos metalúrgicos. La autoridad de aplicación deberá expedirse en treinta días hábiles, y la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) contará con otros treinta días para emitir el acto administrativo final. El esquema acorta los plazos financieros y mejora el flujo de caja de las compañías en etapas tempranas.

En el plano ambiental, se incorpora la opción de contratar un seguro ambiental obligatorio como alternativa a la previsión especial anual. La figura armoniza la Ley de Inversiones Mineras con la Ley General del Ambiente 25.675 y evita la duplicación de exigencias impositivas y administrativas, trasladando el riesgo a un tercero regulado.

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La reglamentación amplía además el radio de integración regional del procesamiento de minerales a quinientos kilómetros de los yacimientos ubicados en territorio nacional y exige que los proyectos utilicen al menos 50% en peso de insumos minerales nacionales. La medida busca fortalecer proveedores locales, mejorar la competitividad logística y consolidar actividad industrial en zonas alejadas.

El decreto incorpora la categoría de bienes reacondicionados para equipamiento usado sometido a procesos documentados de restauración, habilitando su importación y estableciendo pautas proporcionales para su amortización en el Impuesto a las Ganancias. También fija la constitución obligatoria del domicilio legal electrónico y establece requisitos estrictos para prestadores de servicios mineros, quienes deberán certificar anualmente un porcentaje mínimo de facturación vinculada a la actividad.

La actualización del régimen reglamentario ordena procedimientos, reduce tiempos administrativos y mejora la previsibilidad fiscal y operativa para proyectos de cobre, litio y oro de gran escala. El nuevo esquema se integra con el RIGI sin superposición de beneficios y busca dotar al sector de un marco normativo más claro y funcional para inversiones de largo plazo.

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PETROLERAS VUELVEN A GIRAR DIVIDENDOS AL EXTERIOR TRAS LA FLEXIBILIZACIÓN CAMBIARIA DEL BCRA

Varias compañías petroleras multinacionales que operan en la Argentina retomaron en junio el giro de dividendos a sus casas matrices.

Es la primera vez desde el restablecimiento del cepo cambiario en 2019 que empresas del sector acceden al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para repatriar utilidades generadas en el país. El movimiento se habilita por la Comunicación “A” 8226 del Banco Central, dictada el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de abril de ese año.

La norma autoriza a las entidades financieras a dar acceso al mercado de cambios para el pago de utilidades y dividendos correspondientes a ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2025. La flexibilización no alcanza al stock acumulado durante los años de restricciones cambiarias, que permanece sujeto a tratamiento pendiente. El esquema permite girar únicamente flujos nuevos, sin liberar automáticamente ganancias retenidas de ejercicios anteriores.

El restablecimiento del giro de dividendos impacta especialmente en compañías con operaciones en Vaca Muerta y en otros activos energéticos locales. Desde 2019, la imposibilidad de repatriar utilidades condicionó la planificación financiera de las subsidiarias, obligó a reinvertir fondos en el país y afectó la evaluación de proyectos de largo plazo. En algunos casos, como el de ExxonMobil, la restricción fue uno de los factores que incidieron en la decisión de desinvertir en el mercado local.

La normalización parcial del régimen cambiario tiene implicancias operativas para el sector. La repatriación de utilidades reduce el riesgo asociado a caja inmovilizada, mejora la lectura financiera de las casas matrices y contribuye a restablecer la tasa interna de retorno percibida en proyectos de shale oil, shale gas e infraestructura de evacuación. También permite reordenar la estructura contable de las subsidiarias, que durante años acumularon saldos en pesos expuestos a inflación.

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Para los proyectos de midstream y exportación, la posibilidad de convertir utilidades en divisas y enviarlas al exterior constituye una condición habilitante dentro de los modelos de inversión. La industria requiere CAPEX intensivo y sostenido, y la repatriación de dividendos es una variable considerada en los comités globales al comparar la Argentina con otras jurisdicciones productoras.

El giro de dividendos no modifica el tratamiento del stock histórico retenido ni implica una liberalización plena del mercado cambiario. La flexibilización vigente se limita a utilidades recientes, pero representa una señal relevante para la inversión extranjera directa en el sector energético y para la continuidad de los planes de desarrollo en Vaca Muerta.

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LA ECONOMÍA CRECIÓ 2,3% INTERANUAL EN EL PRIMER TRIMESTRE Y 12 DE 16 SECTORES MOSTRARON EXPANSIÓN

La actividad económica registró en el primer trimestre de 2026 un crecimiento del 2,3% interanual, según el informe publicado por el INDEC.

En términos desestacionalizados, el Producto Interno Bruto (PIB) también mostró una suba del 0,7% respecto del último trimestre de 2025.

El avance estuvo impulsado por el desempeño de sectores primarios y exportadores, que concentraron las mayores tasas de expansión. Entre las actividades con mayor crecimiento interanual se destacaron:

  • Pesca: +27,5%
  • Agricultura, ganadería, caza y silvicultura: +18,1%
  • Explotación de minas y canteras (incluye hidrocarburos): +12,3%
  • Intermediación financiera: +7,5%
  • Hoteles y restaurantes: +2,8%
  • Construcción: +2,5%
  • Transporte y comunicaciones: +2,3%

En total, 12 de los 16 sectores relevados por el organismo mostraron incrementos interanuales, lo que refleja una recuperación con base productiva amplia y tracción desde actividades vinculadas a recursos naturales, servicios y comercio exterior.

Del lado de la demanda, el consumo privado registró un crecimiento del 2,7%, mientras que las exportaciones avanzaron 9,8% interanual, consolidando el aporte del sector externo al desempeño general del trimestre.

En el mismo período, la oferta global combinó el aumento del PIB con una reducción de las importaciones. El informe del INDEC señaló que la actividad operó en un contexto de inflación acumulada del 9,4% en los primeros tres meses del año.

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7 Jwpq

El trimestre también mostró comportamientos heterogéneos entre ramas de actividad, con algunos sectores que no acompañaron la tendencia general. La industria manufacturera registró una variación de –1,7%, el comercio mayorista y minorista de –0,3%, y la administración pública de –1,4%, mientras que la formación bruta de capital fijo presentó una baja interanual.

El crecimiento del primer trimestre se apoyó principalmente en el dinamismo de los sectores primarios, la expansión de la minería y los hidrocarburos, y el impulso del comercio exterior, en un escenario de recomposición gradual de la actividad económica.

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HORACIO MARÍN: “EL CONFLICTO EN MEDIO ORIENTE PROVOCÓ QUE HAYA MÁS FINANCIAMIENTO PARA ARGENTINA”

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, expuso su visión sobre el contexto energético internacional durante su participación en el Ciclo Democracia y Desarrollo, donde vinculó la situación geopolítica global con el aumento del financiamiento disponible para proyectos en la Argentina.

Marín afirmó que “el conflicto en Medio Oriente provocó que haya más financiamiento para Argentina”, al señalar que la reconfiguración del mercado internacional de hidrocarburos incrementó el interés de inversores y operadores globales por jurisdicciones con capacidad de expansión productiva.

El ejecutivo destacó el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en la llegada de capitales al sector. “Gracias al RIGI y al cambio de gobierno se hizo un círculo virtuoso en Argentina, y por el cual están viniendo muchas empresas extranjeras a invertir en el sector”, sostuvo durante su presentación.

Marín también vinculó el contexto internacional con la aceleración de proyectos locales. “El conflicto de Medio Oriente nos ayuda a que haya más apetito, que haya financiamiento para Argentina y que se adelante la expansión productiva”, expresó.

En relación con la producción, el presidente de YPF aseguró que “estamos en un proceso del desarrollo full de Vaca Muerta” y anticipó un incremento significativo hacia 2027. “El aumento de producción que prevemos para fines de 2027 va a sorprender a todo el mundo”, afirmó. Según su exposición, “dos tercios del total de los barriles producidos tendrán salida comercial hacia diferentes mercados del mundo”.

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6 Gvjc

Marín señaló además que la compañía proyecta un desarrollo integral de los recursos no convencionales. “YPF tiene un programa para 2031 de desarrollar totalmente Vaca Muerta tanto en gas como en petróleo”, indicó.

Durante el panel “El salto energético y la oportunidad para el país”, el ejecutivo sostuvo que el avance de inversiones tendrá impacto en el empleo asociado a la actividad. “Los puestos de trabajo van aumentando a medida que empieza la inversión, y van a ser muchos”, afirmó.

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BAHÍA BLANCA: EL NUEVO MAPA DE INVERSIONES QUE ELEVA LA ESCALA PRODUCTIVA DEL SUR

Bahía Blanca atraviesa un ciclo de expansión industrial y energética sin precedentes. Con proyectos que superan los US$ 5.000 millones, el puerto y su área de influencia ingresan en una etapa donde la infraestructura, los proveedores y la logística deberán acompañar un volumen de actividad que crece de manera simultánea en varios frentes.

El gerente general del Puerto de Bahía Blanca, Juan Linares, confirmó que en los próximos 90 días podría definirse Fertil Pampa, una planta de urea de 2,3 millones de toneladas anuales. En paralelo, continúa en evaluación la ampliación de Profertil, que sumaría 1 millón de toneladas adicionales.

Ambos proyectos se apoyan en dos factores centrales:
  • la demanda interna de fertilizantes, que hoy se cubre parcialmente con importaciones,
  • y la disponibilidad creciente de gas natural proveniente de Vaca Muerta, insumo crítico para la producción de urea.

Según Linares, el mercado argentino podría absorber prácticamente toda la producción proyectada, mientras que Brasil, principal consumidor mundial, aparece como destino natural para exportaciones.

10 Ewso

1. Un polo industrial que se expande y genera demanda real

El puerto ya registra inversiones confirmadas que elevan su volumen operativo:

  • Louis Dreyfus Company avanza con una planta aceitera de US$ 316 millones, que sumará 800.000 toneladas de carga.
  • TGS ejecuta un proyecto de procesamiento de gas por US$ 3.000 millones, con US$ 1.900 millones de impacto directo en la región.
  • Fertil Pampa y Profertil podrían agregar más de 3 millones de toneladas de producción industrial.

En conjunto, estas iniciativas representan 2,7 millones de toneladas nuevas para el sistema portuario. Ese volumen implica más proveedores, más servicios, más empleo y más infraestructura.

2. Oportunidades para proveedores y pymes

El crecimiento proyectado abre una ventana concreta para:

  • constructoras y montajes industriales,
  • metalúrgicas y metalmecánicas,
  • logística y transporte,
  • ingeniería, mantenimiento y servicios técnicos,
  • proveedores de insumos químicos,
  • empresas de energía y servicios auxiliares.

Los proyectos de fertilizantes requieren equipos de gran porte, tuberías, sistemas de almacenamiento, obra eléctrica, ingeniería de procesos y logística especializada.

La expansión agroindustrial suma demanda de transportistas, terminales, laboratorios, acopiadores y servicios portuarios.

3. Empleo: impacto directo y creciente

Los proyectos en marcha ya generan ocupación:

  • La obra de TGS moviliza cientos de trabajadores.
  • LDC prevé picos de empleo durante el montaje industrial.
  • Fertil Pampa y Profertil, de avanzar, implicarán miles de empleos temporarios y centenares de puestos permanentes.

El puerto estima que la región podría superar los 1.500 empleos directos en obra simultánea si los proyectos se solapan.

4. Infraestructura: el límite que aparece antes del boom

Linares fue claro: el puerto puede acompañar el crecimiento, pero la infraestructura terrestre está bajo presión.

Canal de acceso

  • El canal principal está en condiciones de absorber más tráfico.
  • La profundización es prioritaria para sostener el ingreso de buques de mayor calado.

Rutas

  • El tránsito pesado —especialmente arena para Vaca Muerta— deteriora rutas nacionales y provinciales.
  • El puerto ejecuta obras en accesos ante la falta de intervención de organismos viales.

Ferrocarril

  • Es el punto crítico.
  • La región necesita un proyecto ferroviario de ampliación y modernización.
  • La indefinición sobre concesiones frena inversiones privadas.
  • Sin tren, el crecimiento se vuelca al camión, saturando rutas y elevando costos.

5. Una ventana de inversión que exige anticipación

Los proyectos industriales y energéticos evaluados en los últimos años siguen en pie.

Varios ya están en obra.

Otros están a semanas de definirse.

Bahía Blanca se encuentra frente a un ciclo donde:
  • hay gas,
  • hay demanda,
  • hay proyectos,
  • hay financiamiento,
  • hay empresas globales instaladas,
  • y hay un puerto con capacidad de expansión.

La condición es que la infraestructura acompañe el ritmo.

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INFORME IERAL COMAHUE: EL NUEVO CICLO ENERGÉTICO ARGENTINO

El último Informe de Coyuntura del IERAL Comahue describe un escenario energético en transformación, marcado por el avance del no convencional, la consolidación de la cuenca Neuquina y una mejora sostenida del saldo comercial del sector.

La matriz energética continúa dominada por los hidrocarburos: el gas natural aporta el 49% de la energía primaria y el petróleo el 40%, mientras que las renovables mantienen una participación acotada del 7,6%.

El documento señala que la producción de hidrocarburos atraviesa un cambio estructural. El segmento convencional sigue en retroceso, pero la expansión del shale compensa esa caída y redefine la dinámica del sector.

Este proceso se refleja en las cuentas externas: en 2025, la balanza energética registró un superávit de USD 7.829 millones, impulsado por exportaciones por USD 11.100 millones y una reducción del 18% en las importaciones.

9 Hfte

1. Gas natural: expansión moderada y dominio del no convencional

La producción de gas alcanzó en 2025 los 141,7 MMm³/día, un incremento del 2,1% respecto del año anterior. El dato central es la participación del no convencional, que llegó al 63,4%, frente al 2,4% registrado en 2010. Neuquén concentra el 68,5% del gas de pozo y el 71,8% por cuenca, consolidándose como el eje del sistema.

El precio mayorista del gas se mantuvo estable. El promedio anual fue de USD 3,64/MMBTU, con valores más altos en invierno y diferencias según destino: el gas para distribuidoras fue el de mayor precio, mientras que el destinado a exportación se ubicó en el rango inferior.

Las proyecciones del IERAL anticipan un sendero estable hacia 2026 (145,9 MMm³/día) y una leve reducción hacia 2029 (139,6 MMm³/día), asociada a la sustitución relativa del gas por petróleo en la matriz productiva.

2. Petróleo: crecimiento acelerado y liderazgo neuquino

La producción de petróleo alcanzó en 2025 un promedio de 800 mil barriles diarios, con un crecimiento del 13,3% interanual. El convencional volvió a caer (−5,5%), mientras que el no convencional creció 28%, representando el 63% del total.

Neuquén aporta el 65% del crudo nacional y el 74% por cuenca. Chubut participa con el 15,5% y Río Negro con el 2,6%.

El informe identifica tres etapas en la evolución del sector:

  • una fase de declinación entre 1998 y 2017,
  • un período de estabilización entre 2018 y 2020,
  • y una etapa de expansión acelerada desde 2021, que llevó la producción a máximos históricos.

Las proyecciones indican que el país podría acercarse al millón de barriles diarios en 2029, impulsado por el shale-oil y por la infraestructura orientada a la exportación.

3. Balanza comercial energética: superávit consolidado

El sector energético representó en 2025 el 13% de las exportaciones totales. El petróleo crudo explica el 60% de las ventas externas del rubro, seguido por carburantes y lubricantes (23%).

En importaciones, el gasoil (Grado 3 y otros) concentra el 54%, y las naftas el 28,5%, lo que evidencia la dependencia en combustibles líquidos para transporte.

El IERAL proyecta que la expansión de infraestructura —en particular, el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS)— permitirá sostener un superávit estructural en los próximos años.

4. Matriz energética y consumo

El informe destaca que la matriz argentina es relativamente “limpia” por la baja participación del carbón mineral y el peso del gas natural.

El consumo final se distribuye principalmente en:

  • Transporte (31%)
  • Residencial (27%)
  • Industria (23%)

El gas por redes (37%), los combustibles líquidos (34%) y la energía eléctrica (20%) explican la mayor parte del consumo final.

5. Síntesis técnica del IERAL

  • Gas no convencional: 63,4% del total.
  • Producción de gas 2025: 141,7 MMm³/día.
  • Producción de petróleo 2025: 800 mil bbl/d.
  • Superávit energético 2025: USD 7.829 millones.
  • Exportaciones energéticas: +14%.
  • Importaciones energéticas: −18%.
  • Proyección petróleo 2029: 970,9 mil bbl/d.
  • Proyección gas 2029: 139,6 MMm³/día.

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SIDERSA CAPTA US$ 50 MILLONES PARA SU PLANTA RIGI EN SAN NICOLÁS

Sidersa avanzó en el financiamiento de su nueva planta siderúrgica en San Nicolás mediante la colocación de obligaciones negociables por US$ 50 millones, destinadas a un proyecto industrial de US$ 300 millones que fue el primero aprobado dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La obra presenta un avance físico cercano al 30%.

La emisión recibió ofertas por US$ 68,7 millones, equivalentes a 2,2 veces el monto adjudicado, con casi 1.900 órdenes. La operación se estructuró con tasa fija anual del 7,5%, calificación A+ (Fix SCR) y vencimiento en junio de 2029, bajo normativa CNV para ON en dólares. Los fondos se destinarán a la construcción de la planta y a mejorar el perfil de vencimientos de la deuda asociada al proyecto.

La obra emplea actualmente a más de 600 trabajadores por día, cifra que superará los 1.000 en el pico de actividad, con participación de pymes argentinas en montaje y obra civil. La compañía prevé realizar las pruebas en caliente en el último trimestre de 2027 e iniciar la producción comercial en 2028.

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8 Rmgf

La planta tendrá una capacidad instalada de 360.000 toneladas anuales de acero para la construcción y alambrón. Incorporará tecnología de palanquilla infinita, que permite transformar acero en producto terminado en aproximadamente dos horas, frente a las más de 24 horas de los procesos tradicionales. Con esta inversión, Sidersa proyecta triplicar su producción en tres años.

Según la empresa, el proyecto incrementará en 20% la capacidad instalada de la industria siderúrgica argentina y permitirá sustituir importaciones que, en períodos de alta demanda, superaron los US$ 200 millones anuales.

La aprobación bajo el RIGI fue señalada como determinante para asegurar previsibilidad fiscal, cambiaria y regulatoria por 30 años y facilitar el acceso a financiamiento internacional para la compra de maquinaria.

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ABRASILVER ACTUALIZA LOS RECURSOS DE DIABLILLOS Y AVANZA HACIA LA FACTIBILIDAD

AbraSilver Resource Corp. presentó el informe técnico NI 43‑101 correspondiente a la actualización de recursos minerales del proyecto Diablillos, ubicado en la Puna argentina entre Salta y Catamarca.

La nueva estimación consolida el crecimiento de recursos informado previamente por la compañía y se apoya en una base de datos que supera los 170.000 metros perforados, incluyendo más de 13.000 metros adicionales incorporados en esta revisión.

La actualización eleva los recursos medidos e indicados a 248 millones de onzas de plata y 2,54 millones de onzas de oro, equivalentes a 454 millones de onzas de plata equivalente (AgEq). Según la empresa, esto representa incrementos del 25% en plata, 48% en oro y 30% en plata equivalente respecto de la estimación anterior. Los recursos abarcan los depósitos Oculto, JAC, Fantasma, Laderas y Sombra, integrados bajo los criterios del estándar CIM.

El informe incorpora información geológica y de control de calidad (QA/QC) conforme a los requisitos del NI 43‑101, con validación de datos, auditorías externas y modelado geológico actualizado. La mineralización corresponde a un sistema epitermal de alta sulfuración, con zonas de óxidos y sulfuros.

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7 Bvrx

Uno de los elementos relevantes de la actualización es la identificación de material apto para lixiviación en pilas (heap leach), que complementa el esquema tradicional de procesamiento previsto para el proyecto. Esta alternativa permite considerar mineralización de menor ley y amplía las opciones de diseño para la futura operación, sujeta a pruebas metalúrgicas adicionales.

La nueva estimación servirá como base para el Estudio Definitivo de Factibilidad (DFS) que la compañía prevé completar este año. En paralelo, AbraSilver desarrolla una evaluación económica preliminar para analizar una posible expansión mediante un circuito de lixiviación en pilas.

Diablillos es considerado uno de los proyectos de plata sin desarrollar de mayor escala en el país. Los resultados de perforación más recientes, posteriores al corte de base de datos, no fueron incorporados en esta actualización y podrían reflejarse en futuras revisiones técnicas.

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PANORAMA MUNDIAL DE HIDROCARBUROS

El análisis comparado de los principales productores globales confirma que la estructura fiscal, los costos operativos y los precios internos responden a configuraciones estructurales distintas. La combinación entre Government Take, lifting costs y política de precios internos determina la competitividad de cada sistema y su capacidad de atraer inversión.

1. Configuraciones globales

1.1 Captura estatal extrema

(Venezuela, Irán, Rusia)

Sistemas donde el Estado absorbe entre 75% y 100% de la renta. Los precios internos se mantienen artificialmente bajos mediante subsidios directos, lo que reduce la capacidad de reinversión y deteriora la infraestructura productiva.

1.2 Costos ultra‑bajos con subsidio industrial

(Arabia Saudita)

El lifting cost más bajo del mundo (3–3.5 USD/boe) permite sostener regalías progresivas de hasta 80% y precios internos regulados para impulsar la competitividad manufacturera.

1.3 Fiscalidad moderada y mercado competitivo

(Estados Unidos, Canadá)

Regalías entre 12.5% y 40% según jurisdicción. Precios internos alineados al mercado. Costos variables según geología: shale, offshore y arenas bituminosas.

1.4 Sistemas híbridos con no convencionales

(Argentina)

Government Take 55–62%, lifting cost competitivo (7.5–9.5 USD/boe) y precios internos altos en combustibles líquidos por paridad de exportación.

6 Nxvs
2. Estructura por país

Venezuela – CVP/PDVSA  

Regalías del 30% más impuestos especiales. Government Take superior al 85%. Costos de 11–14 USD/boe por crudos extrapesados. Gasolina <0.05 USD/L y gas <0.10 USD/m³.

Irán – NIOC  

Regalías 0%. Captura estatal total. Costos de 4–5.5 USD/boe. Gasolina <0.10 USD/L y gas <0.10 USD/m³.

Rusia – Rosneft/Gazprom  

MET promedio del 22%. Government Take 75–82%. Costos de 6–8.5 USD/boe. Gasolina 0.55–0.65 USD/L y gas <0.10 USD/m³.

Arabia Saudita – Saudi Aramco  

Regalías 20–80% más impuesto corporativo del 50%. Costos de 3–3.5 USD/boe. Gasolina 0.50–0.60 USD/L y gas 0.15/0.10 USD/m³.

Estados Unidos – BOEM  

Regalías 12.5–18.75%. Costos shale 9–12 USD/boe y offshore 10–13.5 USD/boe. Gasolina 0.80–0.95 USD/L y gas 0.52/0.21 USD/m³.

Canadá – Reguladores provinciales  

Regalías 5–40%. Costos 12.5–16 USD/boe. Gasolina 1.10–1.30 USD/L y gas 0.85/0.65 USD/m³.

Argentina – Provincias / Secretaría de Energía  

Regalías 12–18%. Government Take 55–62%. Costos 7.5–9.5 USD/boe. Gasolina 1.39–1.45 USD/L y gas 0.35 USD/m³.

3. Matriz comparativa internacional

4. Lecturas estructurales

  • Los países con mayor Government Take tienden a sostener precios internos subsidiados.
  • La geología determina el piso de costos: onshore convencional → bajo; shale/bitumen → medio/alto.
  • Argentina combina costos eficientes con precios internos elevados, lo que afecta competitividad industrial.

5. Conclusión U5

El panorama internacional muestra que la competitividad estructural depende de tres variables simultáneas:

  1. geología,
  2. carga fiscal,
  3. política de precios internos.

Argentina se ubica en un punto intermedio, con costos eficientes pero precios internos elevados, lo que condiciona la competitividad industrial y la elasticidad de demanda.

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RIGI petrolero: la ampliación regulatoria que habilita inversiones de largo plazo en Cerro Dragón y sostiene la continuidad de la industria nacional

La incorporación del upstream al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) abrió una nueva etapa para los yacimientos maduros del país.

El caso de Cerro Dragón —operado por Pan American Energy (PAE)— se convirtió en el primer proyecto petrolero convencional en solicitar ingreso al régimen, con una inversión anunciada de 680 millones de dólares orientada a sostener producción, extender el horizonte operativo y aplicar técnicas de recuperación que requieren estabilidad regulatoria.

Cerro Dragón es el principal yacimiento convencional de la Argentina fuera de Vaca Muerta. Con más de 70 años de actividad, 3.200 pozos productores y un declino natural cercano al 3 por ciento anual, su continuidad depende de planes de inversión intensivos en tecnología, infraestructura y operación.

La reclasificación regulatoria habilitada por el decreto 1057/2024 permitió que áreas históricamente convencionales puedan incorporar esquemas de explotación no convencional sin dividir concesiones, facilitando la aplicación de técnicas de estimulación y el acceso a beneficios fiscales y aduaneros diseñados para proyectos de largo plazo.

El decreto 105/2026 formalizó la inclusión del upstream en el RIGI y estableció un monto mínimo de inversión de 600 millones de dólares para nuevos desarrollos. En ese marco, PAE presentó un plan que contempla 22 plantas de inyección de polímeros, 220 pozos inyectores y 650 pozos productores, con una producción incremental estimada en 24 millones de barriles hasta 2047.

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10 Tysb

La provincia de Chubut, por su parte, autorizó la reconversión del área en abril de 2025, extendiendo la concesión y asegurando ingresos fiscales inmediatos.

La estructura societaria de PAE —integrada por capital argentino, británico y chino desde hace más de una década— forma parte del entramado histórico del sector energético. La continuidad de inversiones en contextos macroeconómicos adversos, la operación sostenida en cuencas maduras y el mantenimiento de empleo directo e indirecto en regiones petroleras posicionaron a la compañía como uno de los principales actores industriales del país.

La estabilidad regulatoria del RIGI petrolero se inscribe en esa lógica: garantizar previsibilidad para proyectos que requieren horizontes de inversión de varias décadas.

El régimen ofrece reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias, exención de derechos de exportación desde el tercer año, deducción de IVA, acceso a arbitraje internacional y estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por 30 años.

Para yacimientos maduros, estos instrumentos permiten sostener actividad, evitar caídas abruptas de producción y preservar empleo y regalías provinciales.

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La discusión pública sobre el RIGI petrolero requiere separar hechos de interpretaciones. La secuencia regulatoria que habilitó la incorporación de Cerro Dragón al régimen responde a una necesidad técnica: extender la vida útil de un yacimiento estratégico y asegurar inversiones en un contexto de declino natural.

La presencia de socios internacionales forma parte de la estructura histórica del área y no constituye un cambio reciente. La continuidad de la industria nacional —que incluye a PAE como uno de sus principales operadores— depende de marcos regulatorios capaces de sostener proyectos de largo plazo en un país con alta volatilidad macroeconómica.

El debate sobre incentivos debe centrarse en su impacto operativo, fiscal y productivo. En este caso, el RIGI petrolero actúa como un mecanismo para sostener producción, empleo y actividad en una de las cuencas más relevantes del país. La discusión política puede variar; la necesidad técnica, no.

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El nuevo mapa del petróleo convencional: quiénes reemplazaron a YPF y cómo operan las cuencas maduras

La salida de YPF de más de 50 áreas convencionales entre 2023 y 2025 reconfiguró por completo el upstream maduro del país. El proceso abrió espacio para nuevos operadores —en su mayoría empresas argentinas— que asumieron la continuidad productiva en cuencas con declino natural y alta dependencia de técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

En la cuenca del Golfo San Jorge, donde se concentra el 24% del petróleo nacional, las áreas que YPF dejó en Chubut y Santa Cruz fueron tomadas por CAPSA, PCR y Pan American Energy (PAE). Estas compañías aplican esquemas intensivos de inyección de agua y polímeros para sostener producción en yacimientos con más de 60 años de actividad.

La infraestructura existente —oleoductos, plantas de tratamiento y sistemas de inyección— permite operar con costos marginales menores que en desarrollos nuevos.

En Neuquén, la desinversión de YPF en campos convencionales como Señal Picada, Chihuido de la Salina y El Medanito dio lugar a la expansión de Selva María, Aconcagua Energía y Kilwer. Estos operadores orientan su estrategia a la recuperación secundaria en campos de baja productividad, con foco en eficiencia operativa y reducción de costos.

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9 Nvpi

En Mendoza, la transferencia de áreas como Vizcacheras, Barrancas y La Ventana permitió el ingreso de Aconcagua Energía, Phoenix Global Resources y Selva María. La provincia concentra yacimientos maduros con alto nivel de fragmentación, donde la continuidad depende de esquemas de inyección de agua y optimización de pozos existentes.

En Santa Cruz Norte y la Cuenca Austral, Crown Point, Roch y PCR asumieron áreas que YPF dejó en Cañadón de la Escondida, Cañadón de los Flamencos y El Cerrito. La región combina crudos livianos y pesados, con proyectos que requieren recuperación secundaria y, en algunos casos, inyección de vapor.

Pan American Energy mantiene un rol central en el convencional argentino. Su escala operativa, la aplicación de polímeros en Golfo San Jorge y la continuidad de inversiones en cuencas maduras la posicionan como el principal operador privado del segmento. La empresa sostiene empleo directo e indirecto en regiones donde la actividad petrolera es el núcleo económico.

La reconfiguración del mapa convencional no redujo la producción nacional, sino que redistribuyó operadores y modelos de gestión. El desafío para las provincias es asegurar que los nuevos titulares mantengan niveles de inversión compatibles con el declino natural de las cuencas y con la necesidad de preservar regalías, empleo y actividad regional.

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La industria reclama que el Súper RIGI garantice que el 20% de las compras millonarias se destine a bienes con valor agregado local

La Unión Industrial Argentina (UIA) intensificó su presión sobre el Congreso para modificar el esquema de integración local previsto en el Súper RIGI. Tras la firma del dictamen de mayoría en el plenario de comisiones, la entidad advirtió que el requisito de destinar al menos el 20% de las compras a proveedores locales puede diluirse si no se especifica que ese porcentaje debe aplicarse exclusivamente a bienes con valor agregado nacional.

El proyecto establece que los megaproyectos que ingresen al régimen deberán contratar al menos un 20% de sus adquisiciones a empresas radicadas en el país, sin diferenciar entre bienes y servicios.

La UIA planteó que, con esa redacción, una parte significativa del cupo podría cumplirse mediante contrataciones de obras, servicios logísticos o tareas que de todos modos se realizan localmente, sin generar demanda adicional para la producción manufacturera.

La directora ejecutiva de la entidad, Laura Bermúdez, señaló que la versión original del proyecto no contemplaba ningún porcentaje mínimo destinado a la industria nacional y que la incorporación del 20% en el dictamen fue un avance parcial.

La central fabril busca ahora que el texto acote ese cupo a bienes industriales y que el porcentaje aumente gradualmente a medida que los proyectos avanzan en sus etapas de inversión y operación.

La UIA advirtió que la experiencia del RIGI mostró limitaciones para promover la integración de proveedores locales. Según la entidad, una parte relevante de las inversiones se canalizó a través de obras y servicios, mientras que la participación de bienes producidos por la industria argentina fue menor a la esperada.

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8 Hmla

También cuestionó mecanismos que permiten reemplazar compras orientadas a proveedores nacionales por insumos o bienes finales importados, reduciendo el impacto sobre el entramado productivo.

El caso del proyecto minero Vicuña fue utilizado como ejemplo durante el debate. La decisión de importar campamentos modulares desde China para alojar trabajadores, pese a la existencia de fabricantes locales con capacidad para abastecer ese tipo de estructuras, fue señalada como una muestra de los desafíos que enfrenta la industria para participar en grandes emprendimientos.

La UIA sostuvo que existen empresas argentinas con experiencia en módulos habitacionales y que algunas ya abastecen proyectos energéticos, con ventajas en tiempos de respuesta y servicio posventa.

La entidad planteó que la autoridad de aplicación debe establecer reglas claras para verificar la disponibilidad de oferta local y determinar si las empresas nacionales pueden competir en precio y calidad.

También remarcó que muchas actividades vinculadas con minería, energía e infraestructura son relativamente nuevas en el país y que una mayor participación de proveedores argentinos podría favorecer el desarrollo de capacidades industriales a medida que crece la demanda.

Para la UIA, el debate sobre el Súper RIGI es crítico porque gran parte de los proyectos aún se encuentra en etapas preliminares y las principales contrataciones no comenzaron.

La definición del alcance del 20% obligatorio determinará qué proporción de las compras millonarias asociadas a minería, hidrocarburos, energías limpias, infraestructura y data centers se canaliza a través de la industria local durante las próximas décadas.

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Recuperación secundaria y terciaria: la ingeniería que sostiene el petróleo convencional argentino

El petróleo convencional argentino atraviesa una etapa decisiva. Con Vaca Muerta aportando más de la mitad del crudo nacional, las cuencas maduras —que explican el 44 por ciento restante— dependen de técnicas de recuperación secundaria y terciaria para evitar un declino acelerado.

Estas tecnologías, aplicadas desde hace más de cinco décadas, son hoy el núcleo operativo que sostiene producción, empleo, regalías y actividad económica en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Neuquén y la Cuenca Austral.

La recuperación secundaria se basa principalmente en la inyección de agua para mantener la presión del yacimiento y mejorar el barrido del crudo hacia los pozos productores. Es el método dominante en la cuenca del Golfo San Jorge, donde operan PAE, CAPSA, PCR y YPF.

La infraestructura instalada —plantas de tratamiento, sistemas de bombeo, redes de inyección y oleoductos— permite operar con costos marginales menores que en desarrollos nuevos, pero exige inversiones permanentes para sostener eficiencia y evitar caídas abruptas de producción.

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7 Rabj

La recuperación terciaria incorpora técnicas más avanzadas. La inyección de polímeros, que aumenta la viscosidad del agua para mejorar la eficiencia del barrido, es la tecnología más extendida en Argentina. Se aplica en campos de Chubut y Santa Cruz y permite incrementar el factor de recobro entre 5 y 12 por ciento en yacimientos maduros.

La inyección de CO₂ cuenta con pilotos documentados en Neuquén y Chubut, con capacidad para movilizar crudo atrapado en la roca y, en algunos casos, reducir emisiones netas mediante captura y reinyección. También existen proyectos de inyección de surfactantes y de vapor en campos de crudo pesado en Santa Cruz.

El declino natural de las cuencas maduras argentinas oscila entre 3 y 8 por ciento anual. Sin técnicas de recuperación secundaria y terciaria, la producción convencional caería entre 20 y 40 por ciento en una década.

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La continuidad de estas tecnologías es crítica para sostener empleo, regalías provinciales y actividad económica en regiones petroleras históricas. En Chubut y Santa Cruz, más del 70 por ciento del empleo directo del sector depende de campos maduros que requieren EOR para mantener niveles de producción compatibles con la infraestructura existente.

La salida de YPF de más de 50 áreas convencionales entre 2023 y 2025 aceleró la necesidad de operadores especializados en recuperación secundaria y terciaria. Empresas como CAPSA, PCR, Aconcagua Energía, Selva María, Phoenix Global Resources, Kilwer y Roch asumieron la operación de campos donde la continuidad depende de técnicas de inyección y optimización de pozos.

Pan American Energy mantiene un rol central en la cuenca del Golfo San Jorge, con proyectos de polímeros y esquemas de recuperación terciaria que requieren horizontes de inversión largos y estabilidad regulatoria.

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La aplicación de EOR exige marcos fiscales y contractuales compatibles con proyectos de retorno extendido. La estabilidad tributaria, la previsibilidad cambiaria y los incentivos a la inversión permiten financiar plantas de polímeros, sistemas de inyección, perforación de pozos inyectores y optimización de pozos productores.

En cuencas maduras, donde la infraestructura ya está instalada, la continuidad de estas tecnologías define la capacidad del país para sostener producción y preservar la actividad económica regional.

La recuperación secundaria y terciaria constituye la base tecnológica del petróleo convencional argentino. Su continuidad determina el futuro de las cuencas maduras y la capacidad del país para mantener producción en regiones donde la industria petrolera es el principal motor económico.

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Ganfeng y Lithium Argentina avanzan en la búsqueda de un tercer inversor para PPG

Ganfeng Lithium y Lithium Argentina avanzan en la búsqueda de un tercer inversor para el desarrollo integral del Proyecto Pastos Grandes (PPG) en Salta.

El esquema de ampliación contempla una capacidad combinada superior a 150.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente, integrando las fases de Pastos Grandes, Pozuelos y Sal de la Puna. El proyecto supera los 3.000 millones de dólares en CAPEX estimado.

La estructura de inversión responde a la escala del desarrollo y a la necesidad de asegurar financiamiento para infraestructura crítica: pozas de evaporación, plantas de procesamiento, sistemas de bombeo, energía y logística.

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6 Enwo

La integración de los salares permite optimizar costos operativos y ampliar la capacidad de producción en un corredor minero que concentra proyectos de litio en Salta, Jujuy y Catamarca.

El avance del proyecto se da en un contexto de demanda sostenida de litio y de reconfiguración de la cadena de valor global. La incorporación de un tercer socio permitiría acelerar la construcción de infraestructura, asegurar contratos de abastecimiento y reducir riesgos asociados a la ejecución de obras en altura.

El proyecto mantiene cronogramas de desarrollo alineados a la disponibilidad de energía y a la capacidad logística del NOA.

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Qué muestra el modelo noruego sobre la administración de la renta petrolera

La entrevista publicada por Forbes al Director de Inversiones del Ministerio de Finanzas de Noruega ofrece una explicación directa sobre cómo administran un recurso que, por definición, tiene un horizonte finito.

El funcionario describe un esquema que combina ahorro, reglas y una separación estricta entre la renta extraordinaria y el funcionamiento cotidiano del Estado. Esa lectura, presentada sin tecnicismos, permite observar con claridad los desafíos que enfrentan los territorios que atraviesan ciclos de expansión acelerada en petróleo y gas.

El punto central del modelo noruego es que el dinero del petróleo no ingresa de manera plena a la economía local. No se utiliza para ampliar el gasto corriente ni para financiar compromisos permanentes. Se ahorra en el exterior, se invierte en activos globales y solo una fracción acotada se incorpora cada año al presupuesto. El objetivo es evitar que la llegada masiva de divisas encarezca la economía interna, eleve los costos y reduzca la competitividad de sectores no vinculados al petróleo. Es un mecanismo diseñado para que un recurso no renovable no determine el ciclo económico.

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Cuando se observa la situación argentina, la comparación es inevitable. Neuquén cuenta con fideicomisos y fondos específicos, pero ninguno opera como un instrumento de ahorro externo ni como un estabilizador anticíclico. Los recursos se destinan a obra pública o a cubrir variaciones fiscales de corto plazo. La renta ingresa al circuito provincial y se utiliza dentro del ciclo presupuestario. Esa dinámica permite atender necesidades inmediatas, pero no genera reservas para etapas de menor actividad ni reduce la exposición a la volatilidad de precios internacionales.

La experiencia local muestra las consecuencias de administrar booms extractivos sin reglas. Chubut atravesó un ciclo de ingresos petroleros elevados que se incorporaron al gasto corriente y que, al desaparecer, derivaron en una crisis fiscal persistente. Santa Cruz enfrentó una dinámica similar con regalías y minería. Catamarca vivió un proceso comparable con Bajo La Alumbrera: ingresos extraordinarios que no se transformaron en ahorro ni en diversificación. La Rioja experimentó un patrón equivalente con el oro. En todos los casos, la renta se volvió parte del funcionamiento habitual del Estado y, cuando el ciclo declinó, el déficit quedó instalado.

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10 Lfty

A escala internacional, los ejemplos son más amplios. Venezuela, Nigeria y Angola enfrentaron procesos en los que la renta petrolera ingresó sin mecanismos de estabilización, generando apreciación de costos internos y pérdida de competitividad en sectores no vinculados al petróleo. En contraste, Noruega, Chile y Alaska construyeron instrumentos de ahorro y reglas fiscales que les permitieron aislar la renta y reducir la volatilidad. La diferencia no estuvo en la magnitud del recurso, sino en la arquitectura institucional.

El crecimiento de Vaca Muerta amplifica esta discusión. La producción aumenta, las exportaciones se expanden y las regalías crecen. Neuquén recibe ingresos que no existían hace una década y que pueden seguir aumentando. Sin un mecanismo que separe los ingresos extraordinarios del funcionamiento corriente del Estado, la economía local queda más expuesta a los ciclos del petróleo y del gas. Cuando el precio sube, la actividad se acelera; cuando baja, el ajuste es inmediato.

La entrevista de Forbes no plantea un modelo para replicar, sino un principio básico: la renta extraordinaria necesita reglas antes de que se vuelva permanente. La escala que alcanzó Vaca Muerta exige instrumentos que permitan aislar parte de la renta, reducir la volatilidad fiscal y construir reservas para el futuro. La discusión no es sobre copiar un esquema externo, sino sobre definir una arquitectura que permita administrar un ciclo de expansión sin que el recurso determine la estabilidad económica.

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La nueva cámara petroquímica busca instalar la agenda de industrialización de Vaca Muerta y suma al grupo Werthein en su conducción

La presentación en Neuquén de la Cámara de Empresas Químicas, Petroquímicas y Afines incorporó un nuevo actor institucional al mapa energético de Vaca Muerta, con foco en la industrialización del gas y el petróleo de la cuenca.

La entidad reúne a operadoras, compañías de servicios, logística y empresas del midstream, y plantea como objetivo central avanzar hacia la producción de derivados químicos y petroquímicos en origen.

La cámara propone un cambio en el esquema productivo vigente, orientado a dejar atrás la exportación exclusiva de hidrocarburos sin procesar y a desarrollar proyectos vinculados a fertilizantes, plásticos, líquidos del gas y otros insumos industriales. La iniciativa busca articular empresas, gobiernos y proyectos de inversión para impulsar infraestructura, incentivos y marcos regulatorios que permitan consolidar un polo petroquímico en la provincia.

La conducción quedó integrada por el empresario neuquino Yamil Quispe en la presidencia y por Diego Werthein en la vicepresidencia, lo que incorpora al grupo Werthein como actor relevante en la agenda industrial de Vaca Muerta. El conglomerado tiene participación en compañías del sector energético y presencia en segmentos vinculados a la cadena de valor del gas y el petróleo, lo que le otorga capacidad de incidencia en la etapa de desarrollo petroquímico.

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Durante el lanzamiento, el senador nacional por Neuquén, Pablo Cervi, planteó la necesidad de revisar la carga fiscal provincial y municipal para mejorar la competitividad de proyectos industriales y destacó el avance de iniciativas como la ampliación de la planta de Tratayén, impulsada por TGS y Pampa Energía, con una inversión estimada en USD 3.000 millones para procesar gas y obtener líquidos como propano, butano y gasolinas.

La creación de la cámara ocurre en un contexto de expansión de la actividad en Vaca Muerta, que supera el millón de barriles equivalentes diarios y avanza en proyectos de infraestructura para exportación y procesamiento. En este escenario, la nueva entidad busca posicionarse como un espacio de referencia para la etapa siguiente del desarrollo energético: la industrialización de la cuenca y la generación de valor agregado dentro de la provincia.

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Una inversión privada en Uruguay abre un nuevo mercado para el gas argentino y reactiva el uso del ducto Litoral

La empresa uruguaya Fraylog presentó ante el Ministerio de Ambiente de Uruguay la solicitud de autorización para construir una planta de compresión de gas natural en Paysandú, con una capacidad proyectada de 400.000 m³ diarios.

La instalación procesará gas importado desde Argentina a través del ducto Litoral y lo despachará por camión a clientes industriales y comerciales, en un esquema de distribución que no depende de redes locales.

El ducto Litoral, operado en el tramo argentino por TGN, cuenta con una capacidad de 1 millón de m³ diarios, pero en mayo transportó apenas 10.000 m³ diarios hacia Uruguay, dentro de un total de 310.000 m³ diarios exportados por Argentina. La planta propuesta multiplicaría por cuarenta el volumen actualmente inyectado por esa infraestructura, lo que implica un incremento directo de la demanda firme en la frontera norte.

El proyecto se inscribe en la estrategia uruguaya de ampliar el abastecimiento energético mediante infraestructura modular y logística por camión, un modelo que permite atender consumos dispersos sin ampliaciones de red. Para Argentina, la iniciativa representa un nuevo frente de colocación para el gas excedente y una oportunidad para utilizar capacidad de transporte subutilizada en el sistema del Litoral.

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8 Bhps

La planta operará como nodo de compresión y despacho, sin procesos de tratamiento, y dependerá de la disponibilidad de gas argentino y de la capacidad firme del ducto. La inversión privada de Fraylog se suma a los proyectos que buscan aprovechar la infraestructura transfronteriza existente para expandir el mercado de gas en Uruguay y consolidar la integración energética en la frontera.

El desarrollo de la instalación en Paysandú refuerza la tendencia de inversiones orientadas a la logística del gas natural en la región y constituye un caso de uso del sistema argentino para abastecer mercados de proximidad, con impacto en la demanda regional y en la utilización de activos de transporte actualmente infrautilizados.

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La obra submarina del proyecto de GNL avanza con la adjudicación a BUZCA y define la integración offshore del sistema

Southern Energy adjudicó a BUZCA Soluciones de Ingeniería el desarrollo de la infraestructura submarina que conectará el gasoducto terrestre proveniente de Vaca Muerta con los buques licuefactores que operarán en el Golfo San Matías.

La obra constituye uno de los componentes críticos del proyecto de exportación de gas natural licuado, ya que habilita la transferencia continua de gas hacia la terminal flotante prevista para la costa de Río Negro.

BUZCA, con más de cinco décadas de experiencia en ingeniería offshore en América Latina, tendrá a su cargo el diseño, la integración y la instalación de las líneas submarinas, manifolds y sistemas de conexión necesarios para la operación del esquema flotante. La adjudicación incorpora además la participación de la empresa argentina Bahía Grande, que aportará el buque BG Warrior para tareas de soporte logístico y operaciones previas a la puesta en servicio de los sistemas submarinos.

La infraestructura a instalar incluye ductos rígidos y flexibles, válvulas de transferencia, estructuras de amarre y componentes de protección mecánica. La definición del contratista para la ingeniería submarina no incluye aún la provisión de tuberías, cuyo suministro y recubrimientos asociados no fueron informados por Southern Energy. La secuencia de obra prevé que estos componentes se integren en etapas posteriores del cronograma operativo.

El plan de trabajo establece que el primer buque licuefactor, el Hilli Episeyo, arribará en 2027. Para esa fecha, la infraestructura submarina deberá encontrarse finalizada, certificada y sincronizada con el gasoducto terrestre de aproximadamente 470 kilómetros que conectará Tratayén con la costa rionegrina. La integración onshore–offshore es uno de los puntos determinantes del proyecto, ya que cualquier desvío en la obra submarina impacta directamente en la disponibilidad de gas para la terminal flotante y en los plazos de exportación.

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La adjudicación a BUZCA confirma el avance de la fase marítima del proyecto y abre un frente operativo para proveedores especializados en ingeniería submarina, logística marítima, servicios de instalación offshore y certificación técnica. La participación de Bahía Grande incorpora capacidad nacional en un segmento donde predominan contratistas internacionales y marca un punto de entrada para empresas locales en la cadena de valor del GNL.

El desarrollo de la terminal del Golfo San Matías forma parte de la estrategia para habilitar exportaciones de gas natural licuado a gran escala mediante unidades flotantes, un esquema que permite utilizar los recursos de Vaca Muerta sin requerir una planta terrestre en la etapa inicial. La definición del contratista para la obra submarina constituye un paso operativo central para asegurar la continuidad del proyecto y ordenar la secuencia de trabajos que vinculan el sistema de transporte con la infraestructura marítima.

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La OPEP proyecta a América Latina como principal fuente de crecimiento petrolero fuera de OPEP+ con Brasil y Argentina como ejes operativos

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) publicó su informe World Oil Outlook 2050, donde identifica a América Latina como el principal contribuyente al crecimiento de la oferta petrolera proveniente de países no integrados a la alianza OPEP+.

Según el documento, la producción regional pasará de 7,5 millones de barriles diarios (mbd) en 2025 a 11,6 mbd en 2050, impulsada casi en su totalidad por Brasil y Argentina, que aportarán 4 mbd del incremento total de 5,5 mbd previsto para los productores externos al bloque.

Brasil sostiene la mayor parte del crecimiento con la expansión de sus desarrollos en aguas ultraprofundas, donde la entrada en operación de nuevos FPSO en campos como Búzios y Mero permitirá elevar la producción desde 3,7 mbd en 2025 hasta un pico cercano a 5,8 mbd en la década de 2040. La productividad de los pozos pre-sal y la continuidad de inversiones en infraestructura offshore consolidan al país como el principal productor no-OPEP+ del período.

Argentina aparece como el segundo vector de expansión regional. La OPEP proyecta que la producción nacional crecerá desde 1 mbd en 2025 a 1,3 mbd en 2030, para alcanzar 2,1 mbd hacia mediados de siglo, con Vaca Muerta como eje operativo. El incremento se apoya en mejoras de productividad, ampliación de capacidad de transporte, mayor disponibilidad de crudo liviano para exportación y un esquema de infraestructura que habilita volúmenes crecientes hacia mercados externos.

El informe señala que Venezuela mantiene el mayor potencial de aumento por sus reservas probadas, aunque no publica proyecciones numéricas debido a la necesidad de inversiones de capital y normalización operativa. La producción actual ronda 1 mbd, aproximadamente un tercio del nivel registrado en 2013.

El crecimiento regional permitirá que América Latina se consolide como la segunda mayor región exportadora de crudo del mundo. Los envíos al exterior pasarán de 4,5 mbd en 2025 a 7,4 mbd en 2050, con un pico de 7,7 mbd en 2045. Los principales destinos serán Asia-Pacífico, que absorberá 3,8 mbd, y Estados Unidos y Canadá, con 2,8 mbd.

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La demanda interna también aumentará, desde casi 7 mbd en 2025 hasta 9,7 mbd en 2050, impulsada por crecimiento demográfico y una expansión económica promedio del 2,1% anual. Sin embargo, la OPEP advierte un desfasaje estructural en la capacidad de refinación: la región solo sumará 0,9 mbd de capacidad de destilación hasta 2050, frente a un incremento de 2,8 mbd en la demanda de productos. Este diferencial anticipa una mayor dependencia de combustibles refinados provenientes de Estados Unidos.

Para Argentina, la lectura sectorial indica que el sendero de crecimiento proyectado para Vaca Muerta se integra a un escenario global donde la demanda de crudos livianos y medianos continúa firme en Asia. La viabilidad del incremento previsto por la OPEP depende de la continuidad del CAPEX en midstream, la estabilidad regulatoria y la capacidad de sostener un esquema exportador estructural. El informe posiciona a la región como un componente relevante del abastecimiento global en un horizonte de largo plazo, con Brasil y Argentina como los actores operativos centrales del crecimiento no-OPEP+.

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El RIGI a prueba: el sector energético, minero y eléctrico ajusta su hoja de ruta de abastecimiento

La puesta en marcha del RIGI aceleró un portafolio de inversiones que abarca petróleo, gas, minería, litio y energía eléctrica. El eje de discusión ya no pasa por la disponibilidad de capital, sino por la capacidad del sistema productivo para acompañar el ritmo de ejecución que exigen los proyectos: infraestructura, equipamiento, servicios, logística y obra en plazos cada vez más exigentes.

En ese contexto, el II Congreso Inverso en Energía y Minería: El Mapa de la Demanda 2026/2027, que se realizará el 5 de agosto en Buenos Aires, se convierte en el espacio donde los proyectos explican qué necesitan y cuándo lo necesitan.

El formato invierte la lógica tradicional: no habrá paneles institucionales, sino directores de Supply Chain, gerentes de compras y responsables de abastecimiento de los desarrollos más relevantes del país, incluyendo upstream, midstream, minería, litio, generación eléctrica y transporte.

El objetivo es claro: alinear la capacidad industrial con la demanda efectiva de inversión. Los equipos de procura detallarán qué obras ingresan en fase crítica, qué equipamiento es determinante para cumplir cronogramas y dónde aparecen los cuellos de botella que pueden frenar la ejecución.

La agenda cruza Oil & Gas, minería, renovables y energía eléctrica, con foco en subestaciones, líneas de alta tensión, parques renovables, sistemas de almacenamiento y equipamiento electromecánico.

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Eficiencia, datos y trazabilidad para un ciclo de inversión acelerado

La jornada incorporará una plataforma de analítica avanzada orientada a estandarizar la homologación de proveedores, reducir costos de procura y mejorar la trazabilidad de la cadena de suministro. En un escenario donde la productividad en yacimientos, minas, parques de generación y sistemas eléctricos define la viabilidad económica de los proyectos, disponer de información integrada se vuelve un requisito operativo.

El Congreso Inverso es el espacio donde los anuncios de inversión se traducen en requerimientos concretos: movimiento de equipos, contratación de servicios, ampliación de infraestructura, ingeniería de detalle, logística especializada y obras eléctricas de alta complejidad. La convocatoria reúne a los proveedores industriales que sostienen la operatividad de los verticales energéticos y mineros, y los coloca frente a quienes fijan las prioridades de compra del próximo bienio.

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Energía y minería: el frente externo proyecta el mayor aporte de divisas en dos décadas

Las proyecciones para 2026 anticipan un cambio de escala en la generación de divisas por parte del sector energético y minero. Ambos complejos se consolidan como los principales motores del superávit comercial previsto para este año, en un contexto de mejora del perfil crediticio del país y de mayor disponibilidad de dólares comerciales.

De acuerdo con estimaciones privadas, las exportaciones totales alcanzarían USD 101.100 millones en 2026, impulsadas por tres vectores simultáneos: energía, minería y agro. Dentro de ese esquema, el aporte energético y minero explica más de un tercio del incremento exportador respecto de 2025.

En el caso del sector energético, las ventas externas proyectadas ascienden a USD 18.330 millones, lo que implica un aumento de USD 7.230 millones frente al año anterior. El saldo energético positivo alcanzaría USD 15.300 millones, reflejo del crecimiento de la producción de petróleo y gas, de la expansión de la infraestructura de transporte y del incremento de los despachos de crudo y líquidos hacia mercados regionales y extrarregionales.

El sector minero, impulsado por el litio y los metales, también muestra una aceleración significativa. Las exportaciones alcanzarían USD 11.000 millones, con un incremento interanual de USD 2.891 millones. La entrada en operación de nuevos proyectos de litio y la mayor producción de oro y plata explican la expansión del complejo, que se posicionan como  el segundo generador de divisas después del agro.

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El desempeño de ambos sectores se complementa con una campaña agrícola de gran volumen, pero la novedad estructural del año es la magnitud del aporte energético y minero. La combinación de mayor producción física, ampliación de infraestructura, precios internacionales favorables y demanda sostenida permite proyectar un superávit comercial de USD 21.240 millones, casi el triple del registrado en 2025.

Este escenario se desarrolla en paralelo a una mejora en los indicadores financieros. El riesgo país descendió a 438 puntos, su nivel más bajo en ocho años, tras las mejoras de calificación crediticia otorgadas por Fitch y Standard & Poor’s. El mercado espera que Moody’s replique esa tendencia en las próximas semanas, lo que reforzaría la percepción de menor riesgo soberano.

La dinámica del frente externo se convierte así en el principal amortiguador macroeconómico del año. La disponibilidad de divisas provenientes de energía y minería permite sostener la estabilidad cambiaria, mejorar el perfil crediticio y ampliar la capacidad de pago del país, en un contexto de política monetaria restrictiva y escasez de pesos para la reactivación interna.

El aporte simultáneo de Vaca Muerta, el litio y los metales configura un escenario inédito para la economía argentina. La magnitud de los flujos proyectados para 2026 marca un punto de inflexión en la estructura exportadora y refuerza el rol estratégico de la energía y la minería dentro del equilibrio macroeconómico del país.

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Midstream de Vaca Muerta y su impacto estructural en la capacidad de procesar, transportar y escalar gas y crudo

La etapa actual del desarrollo de Vaca Muerta está definida por un cambio estructural: la competitividad del recurso dejó de depender del costo del gas en boca de pozo y pasó a estar condicionada por la capacidad del sistema para procesarlo, acondicionarlo, transportarlo y transformarlo.

En este esquema, el midstream se convierte en el activo estratégico que determina la escala posible de crecimiento de la cuenca y el nivel de valor agregado que puede capturar la economía argentina.

Argentina posee uno de los costos de gas más bajos del mundo, con valores cercanos a los USD 4 por millón de BTU, entre 2,5 y 4 veces por debajo del promedio internacional.

Esta ventaja abre una oportunidad industrial basada en la disponibilidad de un insumo abundante y competitivo. Sin embargo, la limitación ya no reside en la producción de moléculas, sino en la infraestructura necesaria para procesarlas y transformarlas en productos petroquímicos y energéticos de mayor valor.

El gas asociado a la producción de petróleo en Vaca Muerta contiene entre 25% y 30% de líquidos, frente al 10% típico de un gas estándar internacional. Esta composición exige plantas de separación y acondicionamiento para cumplir con las especificaciones de calidad de los gasoductos troncales.

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Sin esa capacidad, el gas no puede ser inyectado en la red y la producción de petróleo queda restringida. El midstream deja así de ser un segmento complementario y pasa a funcionar como el viabilizador técnico del crecimiento del upstream.

Los proyectos de procesamiento impulsados por TGS y Compañía Mega representan la infraestructura crítica de esta etapa. El desarrollo de NGLs de TGS, con una inversión cercana a los USD 3.000 millones, y la ampliación de Mega, estimada en USD 650 millones, permiten separar propano, butano, gasolina natural y etano, además de acondicionar el gas residual para consumo interno o futura licuefacción.

La expansión del fraccionamiento en Bahía Blanca evitó un cuello de botella y habilitó un incremento en el transporte desde Neuquén.

El etano aparece como un componente estratégico dentro del nuevo paradigma. La ingeniería de los proyectos actuales está diseñada para ser “ethane‑ready”, lo que permite incorporar su extracción sin alterar la fase principal de procesamiento.

La discusión central es si Argentina debe exportarlo como commodity —una logística rígida que requiere barcos especializados y compradores con infraestructura específica— o utilizarlo como insumo para desarrollar una industria petroquímica local capaz de producir polietileno y otros derivados de mayor valor agregado.

La comparación internacional muestra la magnitud del desafío. El hub de Mont Belvieu, en Estados Unidos, se convirtió en referencia global por su flexibilidad logística, almacenamiento subterráneo y capacidad de conexión con múltiples mercados. Argentina no posee esa escala, pero cuenta con una ventaja estructural: el costo del recurso.

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Las exportaciones actuales de GLP desde Bahía Blanca funcionan como una etapa de aprendizaje operativo para avanzar hacia mercados más complejos, como el del etano, en un contexto en el que Estados Unidos concentra más del 85% de la oferta global y la producción mundial creció más del 140% desde 2015.

El polo petroquímico y el puerto de Bahía Blanca constituyen el núcleo operativo del sistema. Allí se procesan fertilizantes, GLP, etano y materias primas industriales que permiten transformar parte de la producción de Vaca Muerta en productos de mayor valor.

La próxima fase requiere construir escala industrial mediante esquemas de cooperación entre empresas —incluidos crackers colaborativos— que permitan alcanzar dimensiones competitivas en el mercado global.

Argentina combina tres elementos poco frecuentes: recursos abundantes, costos competitivos y una posición geopolítica favorable en un contexto internacional que prioriza la seguridad energética.

Pero la captura de valor dependerá de la capacidad para expandir el midstream, procesar líquidos, desarrollar infraestructura y transformar moléculas en productos industriales. En este escenario, la infraestructura de procesamiento y transporte deja de ser un soporte operativo y pasa a funcionar como el factor que determina cuánto valor puede capturar el país del desarrollo de Vaca Muerta.

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Inversión minera y garantías multilaterales aportan dos señales simultáneas para la estrategia económica del Gobierno

El proyecto Vicuña, integrado por los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en la provincia de San Juan, obtuvo la recomendación técnica para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y avanzó hacia su formalización administrativa. La iniciativa, desarrollada por BHP y Lundin Mining, contempla una inversión inicial de USD 9.700 millones y un desembolso total estimado en USD 18.000 millones a lo largo de su ciclo de construcción y operación.

Se trata del mayor proyecto minero en evaluación en la Argentina y uno de los desarrollos de cobre de mayor escala en la región andina.

El ingreso al RIGI otorga estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por treinta años, además de un marco específico para importación de bienes de capital y operación mediante un Vehículo de Proyecto Único.

La recomendación del Comité Evaluador confirma que el proyecto cumplió los requisitos técnicos y regulatorios establecidos por la Ley 27.742, quedando pendiente la resolución administrativa que formalizará su adhesión. La escala del desarrollo posiciona a San Juan como el principal polo de cobre del país y consolida al régimen como instrumento para atraer inversiones superiores a los USD 1.000 millones.

En paralelo, el Banco Mundial aprobó dos garantías financieras destinadas a mejorar el acceso de la Argentina a créditos comerciales. El esquema permite cubrir hasta el 95% del servicio de deuda de los préstamos que se negocien con bancos privados, reduciendo el costo financiero y ampliando las posibilidades de obtener financiamiento en mejores condiciones.

El mecanismo se integra a una estrategia más amplia que incluye negociaciones con otros organismos multilaterales para ordenar vencimientos y recomponer el perfil de deuda.

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La coincidencia temporal entre la aprobación técnica de Vicuña y la habilitación de garantías por parte del Banco Mundial aporta dos señales simultáneas para la estrategia económica del Gobierno: inversión extranjera directa de gran escala y respaldo multilateral para mejorar el acceso al financiamiento.

En conjunto, ambos movimientos refuerzan la disponibilidad de capital para proyectos exportadores y amplían las herramientas para gestionar compromisos financieros en un contexto de restricciones de divisas.

El desarrollo de Vicuña requerirá infraestructura eléctrica, logística y de servicios de gran magnitud, mientras que las garantías multilaterales permitirán negociar condiciones más favorables en el mercado financiero. La combinación de inversión real y financiamiento soberano configura un escenario en el que la estabilidad normativa y la disponibilidad de capital se convierten en variables centrales para la evolución de la macroeconomía argentina.

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Producción de petróleo: abril marcó el mayor nivel histórico y profundizó el peso estructural de la Cuenca Neuquina

La producción de petróleo en Argentina alcanzó en abril los 880.434 barriles diarios, el registro más alto de la serie histórica. El volumen representó un incremento mensual del 1,39% y una expansión interanual del 18,82%, impulsado por la mayor eficiencia operativa en los desarrollos no convencionales y por la ampliación de la capacidad de evacuación en la Cuenca Neuquina.

Neuquén aportó 687.650 barriles diarios, equivalentes al 78,1% del total nacional. La suba mensual del 2,53% y el crecimiento interanual del 30,72% profundizaron la concentración productiva en la cuenca, que continúa desplazando participación relativa del resto de las regiones productoras.

Dentro del ranking de áreas, abril dejó un cambio relevante. La Amarga Chica, operada por YPF, alcanzó 89.436 barriles diarios y se ubicó como el bloque de mayor producción del país, superando a Loma Campana, también de YPF, que registró 89.002 barriles diarios.

La diferencia mínima entre ambas áreas refleja la competencia interna dentro del shale oil neuquino y el impacto de las mejoras en perforación y completación.

En tercer lugar se ubicó Bandurria Sur, con 61.382 barriles diarios, mientras que Bajada del Palo Oeste, operada por Vista, alcanzó 60.293 barriles diarios, ratificando el crecimiento sostenido de la compañía dentro de Vaca Muerta. El quinto puesto correspondió a Anticlinal Grande–Cerro Dragón, en la Cuenca del Golfo San Jorge, con 57.448 barriles diarios, manteniendo la presencia histórica de Chubut entre los principales aportes del país.

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Entre los desempeños destacados del mes se ubicó La Angostura Sur I, que registró un incremento mensual del 22,11% y alcanzó 38.124 barriles diarios, impulsado por nuevas técnicas de completación aplicadas por YPF. Pluspetrol también mostró avances en sus activos: La Calera produjo 26.882 barriles diarios y Bajo del Choique–La Invernada llegó a 24.570 barriles diarios.

El mayor crecimiento porcentual del mes correspondió a El Trapial Este, operado por Chevron, que aumentó su producción un 50,16% y alcanzó 24.242 barriles diarios, posicionándose como uno de los desarrollos con mayor potencial dentro de la cuenca. Por su parte, Manantiales Behr produjo 25.166 barriles diarios en su último mes bajo operación de YPF antes del traspaso a PECOM.

Los resultados de abril muestran un cambio estructural en la matriz productiva del país. La concentración de más del 78% de la producción nacional en la Cuenca Neuquina confirma que la expansión del sector está directamente vinculada al desempeño del shale, donde la incorporación de tecnología, la mejora en la eficiencia operativa y la disponibilidad de infraestructura continúan impulsando nuevos máximos de producción.

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El crudo de Vaca Muerta inaugura la nueva boya petrolera de ANCAP y refuerza el corredor marítimo energético del Cono Sur

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) de Uruguay puso en operación su nueva boya petrolera en la Terminal del Este con un envío récord de crudo argentino. La primera maniobra comercial utilizó 750.000 barriles de petróleo Medanito provenientes de la Cuenca Neuquina, transportados desde Puerto Rosales mediante el buque SFL TIGRIS y destinados al procesamiento en la Refinería La Teja.

La operación marca el inicio formal de una infraestructura marítima diseñada para ampliar la capacidad de recepción de buques de gran porte y optimizar el abastecimiento energético del país vecino.

Los flujos de crudo argentino hacia Uruguay registraron un crecimiento sostenido durante los últimos tres años. Las exportaciones pasaron de 62.800 toneladas en 2023 a 224.000 toneladas en 2024 y alcanzaron 240.000 toneladas en 2025.

La habilitación de la nueva boya permite escalar ese corredor marítimo: al arribo del SFL TIGRIS se suma la espera de una embarcación de tipo Suezmax, con una proyección operativa conjunta cercana a 1,5 millones de toneladas mensuales de crudo Medanito.

El aumento de la demanda externa modificó el rol logístico de Puerto Rosales. La terminal bonaerense ejecutó ampliaciones en almacenamiento y sistemas de bombeo para canalizar los excedentes productivos de Vaca Muerta y sostener la regularidad de los envíos regionales.

La complementariedad entre ambas infraestructuras permitió establecer un esquema de abastecimiento estable, con menores costos de flete y tiempos de navegación reducidos respecto de proveedores extrarregionales.

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Para Uruguay, la nueva infraestructura mejora la previsibilidad del suministro y reduce la exposición a la volatilidad del mercado internacional. La capacidad de operar buques de mayor porte disminuye costos logísticos y fortalece la seguridad operativa del complejo refinador de La Teja.

La proximidad geográfica y la estabilidad comercial del crudo neuquino se integran así como un componente estructural de la matriz de abastecimiento del país.

Para las operadoras argentinas, el corredor marítimo hacia Uruguay constituye una vía de exportación fluida en un contexto de crecimiento sostenido de la producción de shale oil.

La regularidad de estos despachos refuerza el perfil exportador del Medanito y acompaña los proyectos de infraestructura orientados al despacho masivo de crudo hacia mercados de ultramar. La puesta en marcha de la nueva boya de ANCAP amplía la capacidad regional para absorber los saldos exportables de la cuenca neuquina.

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La expansión minera exige ampliar capacidades industriales: la hoja de ruta de ADIMRA para desarrollar proveedores en territorios de proyecto

La aceleración de inversiones mineras y energéticas en la Argentina abrió un escenario en el que la demanda de bienes metalúrgicos y servicios industriales crecerá por encima de la capacidad actual de respuesta del sector.

En ese contexto, ADIMRA definió una estrategia orientada a ampliar la base de proveedores, fortalecer capacidades productivas y anticipar los requerimientos técnicos que impondrán los proyectos de gran escala previstos para la próxima década.

La entidad participó en Exponor 2026, en Antofagasta, con el objetivo de vincular empresas argentinas con operadores mineros de la región y analizar los estándares de operación de mercados maduros como Chile y Perú.

La presencia en la feria se inscribe en una agenda de internacionalización que busca facilitar el acceso de proveedores nacionales a cadenas de suministro donde predominan exigencias de calidad, trazabilidad y cumplimiento técnico.

El diagnóstico planteado por ADIMRA identifica que la llegada de proyectos asociados al RIGI y al denominado Súper RIGI generará una demanda simultánea de estructuras, equipos, componentes y servicios industriales que podría superar la capacidad instalada del entramado metalúrgico local.

La advertencia central es que la preparación debe comenzar en etapas tempranas de los proyectos, cuando se definen procesos, contratistas y requerimientos de ingeniería, y no una vez iniciada la construcción.

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La estrategia de la entidad se apoya en el desarrollo territorial. ADIMRA trabaja con empresas radicadas en provincias con actividad minera —entre ellas San Juan y Catamarca— para fortalecer el primer anillo de proveedores y evitar que la oferta se concentre exclusivamente en los polos industriales tradicionales.

El enfoque apunta a fortalecer capacidades locales  en mecanizado, soldadura calificada, fabricación de componentes, mantenimiento industrial y servicios especializados.

El fortalecimiento de proveedores también requiere esquemas de asociatividad. La experiencia de mercados regionales muestra que muchas pequeñas y medianas empresas no pueden ingresar individualmente a cadenas de abastecimiento de gran escala.

La conformación de alianzas permite combinar capacidades, compartir infraestructura y cumplir con estándares que exigen certificaciones específicas y procesos de control de calidad más estrictos.

ADIMRA mantiene vínculos institucionales con organizaciones empresariales de otros países, entre ellas la asociación de industriales metalúrgicos de Chile, con el objetivo de facilitar instancias de cooperación y transferencia de conocimiento. Estas articulaciones buscan acelerar la curva de aprendizaje y adaptar prácticas que ya se encuentran consolidadas en mercados mineros de mayor madurez.

La expansión del sector minero y energético plantea una oportunidad para ampliar la base industrial del país, pero también un riesgo si la oferta local no logra acompañar el ritmo de los proyectos. La hoja de ruta presentada por ADIMRA se orienta a anticipar esa demanda, fortalecer capacidades productivas y consolidar proveedores capaces de integrarse a desarrollos de gran escala en un contexto de inversiones crecientes.

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Neuquén orienta $4.000 millones al agro para transformar parte de la renta de Vaca Muerta en inversión productiva

Neuquén lanzó el programa Neuquén Productivo, un esquema de financiamiento y asistencia que destinará $4.000 millones al sector agroindustrial hasta octubre, con el objetivo de trasladar parte de los recursos generados por Vaca Muerta hacia actividades productivas no hidrocarburíferas.

El paquete, presentado por el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, alcanzará a 1.006 productores de distintas regiones de la provincia mediante aportes directos, incentivos sectoriales, asistencia técnica e inversiones en infraestructura rural.

El programa integra compensaciones por contingencias climáticas, aportes para fruticultura y horticultura, incentivos ganaderos y financiamiento para obras de infraestructura hídrica y productiva. La estrategia busca fortalecer la agroindustria como sector generador de valor agregado y empleo, en un contexto en el que la economía provincial mantiene una alta dependencia de los ingresos derivados de la actividad hidrocarburífera.

La política productiva se apoya en instrumentos financieros provinciales. El Banco Provincia del Neuquén, el IADEP y el Centro PyME–ADENEU mantienen líneas de crédito destinadas a capital de trabajo, compra de maquinaria, modernización tecnológica e inversiones productivas.

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En paralelo, el programa Más Pymes, Más Futuro —financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo— movilizó inversiones por USD 21 millones en 151 pequeñas y medianas empresas neuquinas.

El déficit hídrico constituye uno de los principales riesgos para la producción provincial. A través del Plan Provincial de Mitigación de Impactos por Déficit Hídrico se otorgaron más de 500 créditos por $2.351 millones y se financiaron 158 proyectos de infraestructura hídrica, beneficiando a más de 1.400 productores.

Estas intervenciones se complementan con obras de riego, mejoras en captación y sistemas de distribución de agua.

El costo energético es otro factor crítico para la competitividad del sector. El Programa de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía subsidia el 30% del suministro eléctrico para establecimientos agroindustriales conectados al EPEN. Durante 2026 alcanzará a 83 empresas y productores, con una asignación presupuestaria superior a los $4.600 millones.

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Neuquén también impulsa inversiones privadas mediante herramientas como Invierta Neuquén, que suma más de 100 proyectos en evaluación y 107 empresas adheridas, y a través del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones, orientado a proyectos productivos de menor escala.

La combinación de financiamiento, subsidios energéticos, infraestructura hídrica y asistencia técnica conforma una estrategia destinada a ampliar la base productiva provincial y reducir la exposición de la economía neuquina a la volatilidad del sector hidrocarburífero.

El desafío central es transformar el crecimiento de Vaca Muerta en una plataforma para el desarrollo de actividades complementarias. La orientación de recursos hacia el agro y la agroindustria busca consolidar un esquema de diversificación que permita sostener empleo, arraigo territorial y capacidad productiva en un contexto de expansión de la renta energética.

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Argentina registra el mayor aumento del precio de los combustibles entre los países petroleros de América Latina

Argentina encabezó la suba del precio de los combustibles entre los países exportadores de petróleo de América Latina desde el inicio del conflicto en Medio Oriente. De acuerdo con datos del Instituto Argentina Grande (IAG), el valor de la nafta aumentó 24,3% en dólares entre fines de febrero y mediados de junio, una variación superior a la registrada en Ecuador, México, Brasil y Colombia.

El incremento ubicó el precio local por encima del de Estados Unidos y Brasil, aun cuando el sector energético argentino registró en abril un saldo comercial positivo de USD 1.983 millones, más del doble del promedio mensual del último año.

El informe señala que, antes del inicio del conflicto, el litro de nafta súper costaba USD 1,12 en el país y actualmente se ubica en USD 1,40. En el mismo período, Brasil pasó de USD 1,23 a USD 1,31 y Estados Unidos de USD 1,05 a USD 1,14.

La comparación regional muestra que Argentina es el único exportador de petróleo donde el precio en dólares aumentó por encima de los países importadores, en un contexto en el que varias economías aplicaron mecanismos de amortiguación para moderar el impacto internacional sobre los surtidores.

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La estructura impositiva explica una parte relevante del aumento. Según el IAG, los impuestos específicos que gravan el litro de nafta aumentaron 230% en términos reales desde diciembre de 2023.

La incidencia de estos tributos sobre el precio final pasó de 8,89% en noviembre de 2023 a 18,54% en mayo de 2026. El informe también señala que una porción de los fondos destinados por ley a infraestructura vial e hídrica no habría sido ejecutada, lo que incrementa la carga tributaria efectiva sobre el consumidor final.

El encarecimiento del combustible impactó en la demanda. Las ventas acumulan 14 meses consecutivos de caída y, durante el primer cuatrimestre del año, la comercialización de nafta súper descendió 1,8% respecto del mismo período de 2025 y 4,3% frente a 2023.

El informe estima que los aumentos aplicados desde febrero implicaron un gasto adicional promedio de $38.874 mensuales por vehículo, con un sobrecosto acumulado de $116.600 en tres meses.

La combinación de aumentos impositivos, traslado pleno de costos internacionales y ausencia de mecanismos de estabilización explica que Argentina registre la mayor suba de precios entre los países petroleros de la región.

El comportamiento de la demanda confirma el impacto del ajuste sobre el consumo y refleja la sensibilidad del mercado interno frente a variaciones en la estructura de precios de los combustibles.

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Shell evalúa una reestructuración societaria para integrar sus activos en Vaca Muerta y acelerar inversiones en la cuenca neuquina

Shell inició un proceso interno para redefinir la estructura de su negocio en Vaca Muerta mediante la creación de una Incorporated Joint Venture (IJV), un esquema que permitiría integrar sus activos en la formación no convencional bajo una nueva sociedad y sumar un socio estratégico para la próxima etapa de desarrollo.

La iniciativa, confirmada por diversas fuentes del mercado, no contempla la venta de operaciones ni un retiro del país, sino una reorganización destinada a ganar escala, mejorar eficiencia y ampliar el acceso al financiamiento.

La petrolera opera en Neuquén desde hace más de una década y concentra su actividad en Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo, áreas ubicadas en el núcleo productivo de la ventana de shale oil. En las tres primeras posee el 90% de participación, mientras que en Bajada de Añelo comparte la concesión con YPF.

También participa en Rincón de la Ceniza y La Escalonada, donde posee el 45% del capital. Su producción neta ronda los 35.000 barriles diarios de petróleo y supera los 1,3 millones de metros cúbicos diarios de gas, con infraestructura de superficie desarrollada, entre ellas dos plantas de procesamiento con capacidad para 42.000 barriles diarios.

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El análisis de una IJV responde a la necesidad de integrar activos, reducir costos y acelerar la curva de desarrollo en un contexto donde la escala se volvió determinante para sostener programas de perforación de largo plazo. La nueva sociedad concentraría deuda, inversiones y flujo de fondos en una estructura independiente, con mayor autonomía para financiar proyectos y ejecutar planes de expansión en un negocio que demanda altos niveles de capital.

La búsqueda de un socio se orienta a compañías con presencia relevante en Vaca Muerta, capacidad de inversión y una cultura corporativa compatible. La integración permitiría capturar sinergias operativas, optimizar infraestructura existente y consolidar un portafolio con mayor volumen de producción y superficie continua, factores que incrementan la eficiencia en el desarrollo no convencional.

El proceso también apunta a mitigar restricciones estructurales que enfrentan las multinacionales en la Argentina. Durante los últimos 15 años, las limitaciones cambiarias, las restricciones para girar dividendos y la volatilidad macroeconómica condicionaron la planificación financiera de las grandes petroleras. Una estructura societaria independiente permitiría aislar parte de esos riesgos y mejorar la capacidad de acceso a financiamiento externo.

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El antecedente más cercano para interpretar la estrategia es Adura, la compañía creada por Shell y Equinor en el Reino Unido tras integrar sus activos offshore en el Mar del Norte mediante una IJV. La operación, formalizada en 2025, permitió capturar eficiencias, optimizar la asignación de capital y crear un operador con mayor flexibilidad para administrar activos en una etapa de creciente exigencia competitiva.

Ese modelo funciona hoy como referencia para la alternativa que Shell evalúa en la Argentina, con las particularidades propias del negocio no convencional.

Fuentes del mercado señalan que la compañía mantiene conversaciones con actores locales e internacionales interesados en expandir su presencia en la cuenca neuquina. Sin embargo, aún no está definido si logrará conformar una sociedad que reúna las condiciones necesarias para avanzar con la reestructuración.

La iniciativa se inscribe en un escenario donde la escala, la velocidad de desarrollo y la capacidad de financiamiento se volvieron variables centrales para sostener la competitividad en Vaca Muerta. La eventual creación de una IJV permitiría a Shell reorganizar su portafolio, potenciar el valor de sus activos y consolidar una estructura más eficiente para la próxima fase de crecimiento en la cuenca.

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Mendoza presenta en Calgary su cartera de proyectos en Vaca Muerta y en áreas convencionales para atraer inversiones de largo plazo

Mendoza participó en la misión Calgary 2026, desarrollada en Alberta, Canadá, donde presentó su cartera de proyectos hidrocarburíferos en recursos no convencionales y convencionales ante gobiernos, empresas, proveedores, universidades e instituciones del sector energético.

La delegación provincial estuvo integrada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio; y el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López.

Durante la jornada Argentina Day, realizada en el marco del Global Energy Show, la provincia expuso las oportunidades de inversión en Vaca Muerta Mendoza, donde YPF, la UTE Quintana–TSB y Tango Energy desarrollan proyectos de exploración avanzada.

Los resultados obtenidos en los pozos perforados en las áreas Paso de las Bardas Norte y CN VII A confirmaron el potencial productivo de la formación y permitieron identificar escenarios de desarrollo con capacidad para más de 300 pozos horizontales en distintos niveles de la roca.

La presentación incluyó también el desempeño de Mendoza en producción convencional. Entre 2021 y 2025, la provincia registró una caída del 6% en su producción de hidrocarburos, frente a una disminución promedio nacional del 15,8%, posicionándose como la jurisdicción con mejor comportamiento relativo en el período posterior a la pandemia.

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En este segmento, se destacó el avance del Plan Andes, impulsado junto a YPF para la reactivación de áreas maduras mediante la incorporación de nuevos operadores, que ya generó compromisos de inversión por más de USD 700 millones.

Otro de los ejes expuestos fue el desarrollo de proyectos de recuperación terciaria y crudo pesado, considerados líneas estratégicas para incrementar la productividad de yacimientos maduros y fortalecer el abastecimiento energético. La experiencia de Alberta en estos campos fue identificada como referencia relevante para la provincia, por su trayectoria en petróleo convencional, crudo pesado, recuperación mejorada y regulación técnica.

La delegación mendocina presentó además las oportunidades derivadas de las últimas licitaciones hidrocarburíferas, con áreas adjudicadas, procesos en curso y futuras convocatorias para exploración y explotación. En el plano institucional, se detalló el trabajo en marcha para actualizar la Ley Provincial de Hidrocarburos, con el objetivo de simplificar procedimientos, modernizar herramientas regulatorias, brindar mayor previsibilidad a los inversores y fortalecer las capacidades de control del Estado.

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La agenda en Alberta incluyó reuniones con autoridades del gobierno provincial, organismos de desarrollo económico, universidades, centros tecnológicos y el Alberta Energy Regulator (AER), así como una visita al Core Research Centre (CRC), uno de los principales centros de información geológica y petrolera del mundo.

Estas instancias se orientaron a consolidar vínculos de cooperación técnica, intercambiar experiencias en regulación, sostenibilidad e innovación y promover nuevas oportunidades para empresas y proveedores mendocinos.

La participación en Calgary 2026 se inscribe en la estrategia de Mendoza de posicionarse en los principales circuitos energéticos internacionales, mostrar los avances de su política hidrocarburífera y reforzar su perfil como destino atractivo para inversiones energéticas de largo plazo en recursos no convencionales y convencionales.

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Adani Ports ingresa al negocio del GNL argentino con la compra del 51% de Meridian y se integra a la logística de Southern Energy

El conglomerado indio Adani Ports and Special Economic Zone (APSEZ) concretó su ingreso al sector energético argentino mediante la adquisición del 51% de Meridian Transportes Marítimos, empresa que prestará servicios logísticos al proyecto Southern Energy (SESA), la iniciativa que desarrollará la primera exportación de gas natural licuado (GNL) del país desde el Golfo San Matías, en Río Negro.

La operación se realizará a través de Adani Harbour International FZCO, que adquirirá 510.000 acciones Clase A de Meridian. La transacción será abonada en efectivo y no requiere aprobaciones regulatorias. El acuerdo se enmarca en la estrategia global de expansión de Adani Ports, que busca ampliar su presencia internacional en infraestructura portuaria y logística vinculada a grandes desarrollos energéticos.

Meridian Transportes Marítimos forma parte de Meridian Group y fue seleccionada por Southern Energy para proveer servicios marítimos durante diez años. El contrato contempla la incorporación de seis embarcaciones destinadas a la operación logística del proyecto: cuatro buques metaneros, una unidad para transporte de personal y una embarcación para soporte offshore. La inversión estimada asciende a USD 70 millones.

Southern Energy está integrado por YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El proyecto prevé instalar dos unidades flotantes de licuefacción —el Hilli Episeyo en una primera etapa y el MKII en 2028— que permitirán alcanzar una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a unos 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

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La iniciativa contempla inversiones superiores a USD 15.000 millones y requerirá la construcción de un gasoducto exclusivo entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías.

En el plano comercial, Southern Energy firmó un contrato de largo plazo con la empresa estatal alemana SEFE para la exportación de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, acuerdo valuado en aproximadamente USD 7.000 millones. Este compromiso de compra constituye un ancla relevante para la estructuración financiera del proyecto.

El ingreso de Adani Ports se suma al avance de otros grupos indios en infraestructura energética vinculada a Vaca Muerta, como el caso de Welspun en la provisión de cañerías para el gasoducto hacia Río Negro.

La presencia de operadores internacionales en logística marítima y portuaria refuerza la capacidad operativa requerida para el desarrollo de la cadena de exportación de GNL y consolida el interés de capitales globales en la infraestructura asociada al shale argentino.

La adquisición de Meridian y la creación de una sociedad conjunta en Emiratos Árabes Unidos para operar la flota destinada a Southern Energy integran verticalmente la logística del proyecto y aportan capacidad técnica para la etapa de exportación. La operación posiciona a Vaca Muerta dentro del mapa de inversiones estratégicas de India en materia energética y logística.

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Rystad proyecta a la Argentina en el Top 5 mundial de crecimiento energético

La consultora noruega Rystad Energy, una de las principales referencias globales en análisis de mercados energéticos, identificó a la Argentina como uno de los cinco países con mayor potencial de crecimiento en la oferta mundial de hidrocarburos para la próxima década, junto con Brasil, Guyana, Estados Unidos y Canadá.

La evaluación se apoya en un escenario de precios del petróleo que, aun con una eventual normalización geopolítica en Medio Oriente, se mantendrían por encima de los 80 dólares por barril debido a la necesidad de recomponer inventarios globales, que se encuentran un 20% por debajo de los niveles históricos. Este contexto favorece el desarrollo de plays no convencionales y offshore, segmentos donde la Argentina posee recursos de escala internacional.

Rystad sostiene que el crecimiento de la oferta global provendrá casi exclusivamente del shale y de proyectos offshore en el Atlántico, dado que la OPEP perdió capacidad incremental relevante. En ese marco, la Argentina aparece como un “swing country” para la expansión de la producción mundial, con un potencial que permitiría alcanzar 1,5 millones de barriles diarios de petróleo en un horizonte de cinco a diez años.

Si se incorporan los líquidos de gas natural, la producción total podría acercarse a los dos millones de barriles equivalentes por día, volumen que posicionaría al país entre los diez principales productores del mundo. La materialización de ese escenario depende de la continuidad de precios altos, la disponibilidad de capital y la capacidad de ejecutar programas de perforación a gran escala.

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El análisis de Rystad destaca que la ventana de oportunidad para el gas natural licuado (GNL) también se encuentra abierta, aunque condicionada por la infraestructura. La consultora proyecta un período de sobreoferta global en los próximos cinco años debido a la entrada en operación de proyectos en Estados Unidos y Qatar, pero anticipa un déficit estructural hacia 2030 que podría impulsar los precios a niveles de entre 15 y 20 dólares por millón de BTU.

Para capturar esa demanda futura, la Argentina necesita definir en los próximos dos o tres años un marco económico estable y un plan de infraestructura que incluya gasoductos hacia la costa y capacidad de licuefacción. La oportunidad existe, pero requiere decisiones anticipadas para alinearse con el próximo ciclo inversor global.

En relación con el offshore, Rystad considera que el potencial argentino permanece vigente pese al resultado negativo del primer pozo exploratorio en aguas profundas. La plataforma continental del país es extensa y comparable en escala con otras regiones que demandaron múltiples perforaciones antes de obtener descubrimientos comerciales.

La consultora señala que, con precios altos y un entorno geopolítico incierto, las compañías internacionales tenderán a mantener la exploración en cuencas de frontera. El horizonte temporal para un desarrollo offshore argentino se ubica en torno a los diez años, condicionado por la continuidad de la actividad exploratoria y la evolución de los mercados internacionales.

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El informe también incorpora la transición energética como un vector de oportunidad. La Argentina posee recursos relevantes en litio, energía solar y eólica, además de una geografía favorable para el desarrollo de proyectos de hidrógeno y almacenamiento. Rystad identifica que la combinación de recursos fósiles y renovables permite al país diversificar su matriz de crecimiento y atraer inversiones en múltiples segmentos de la cadena energética.

La condición para capturar ese potencial es la definición de marcos regulatorios estables y la coordinación entre políticas de hidrocarburos y políticas de transición.

Otro eje del análisis es el rol del contenido local. Rystad sostiene que la integración de proveedores nacionales es un componente crítico para maximizar el impacto económico de los desarrollos energéticos. La consultora observa que la actividad onshore argentina ya genera un ecosistema de servicios con capacidad de expansión, similar al de otras regiones productoras.

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Sin embargo, advierte que la ausencia de reglas claras puede derivar en una dependencia excesiva de importaciones, lo que reduce el efecto multiplicador de la inversión. La recomendación es establecer mecanismos que equilibren competitividad, desarrollo industrial y eficiencia operativa.

En materia de inversión, Rystad identifica un cambio en el clima internacional hacia la Argentina, impulsado por la expectativa de estabilidad macroeconómica y por la magnitud de los recursos disponibles.

La consultora señala que, en un contexto de precios altos y necesidad global de nueva oferta, los países con proyectos competitivos y marcos regulatorios previsibles captarán la mayor parte del capital disponible. La Argentina se encuentra en esa categoría, pero su capacidad de atraer inversiones dependerá de la continuidad de políticas orientadas a reducir incertidumbre y facilitar la planificación de largo plazo.

El análisis concluye que la Argentina enfrenta una década decisiva. La combinación de precios internacionales favorables, recursos de escala global y demanda creciente de hidrocarburos y minerales críticos configura un escenario de oportunidad.

Sin embargo, la materialización de ese potencial requiere resolver cuellos de botella en infraestructura, definir marcos regulatorios estables y coordinar políticas que integren hidrocarburos, GNL, offshore y transición energética.

La ventana está abierta, pero su aprovechamiento dependerá de la capacidad del país para sostener condiciones que permitan ejecutar inversiones de largo plazo en un entorno global competitivo.

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Neuquén avanza en la ratificación del acuerdo fiscal con YPF para el desarrollo del GNL y fija un esquema de regalías por bandas de precio

La Legislatura de Neuquén emitió dictamen de mayoría para el proyecto de ley que ratifica el acuerdo firmado entre el gobierno provincial y YPF, que establece un régimen fiscal específico para el gas de Vaca Muerta destinado a la cadena de GNL.

El plenario de comisiones de Asuntos Constitucionales, Energía y Presupuesto habilitó el tratamiento en sesión el 24 de junio, donde el oficialismo prevé contar con los votos necesarios para su aprobación.

El acta acuerdo fija estabilidad fiscal por 30 años y define un esquema de regalías diferenciales basado en el precio internacional del GNL, tomando como referencia el índice JKM. La alícuota será del 7,5% cuando el precio se ubique por debajo de USD 16 por millón de BTU, del 10% cuando se encuentre entre USD 16 y USD 20, y del 12% cuando supere ese nivel.

La estructura busca alinear la carga fiscal provincial con la variabilidad del mercado internacional y con los requerimientos de competitividad del proyecto Argentina LNG.

El acuerdo también establece que la provincia no aplicará Ingresos Brutos sobre la venta de gas entre los Vehículos de Proyecto Único (VPU) cuando el destino final sea la exportación de GNL.

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El oficialismo enmarcó esta disposición como parte del esquema de estabilidad fiscal, en línea con el criterio vigente de no gravar exportaciones y con antecedentes judiciales que limitan la aplicación de tributos provinciales sobre operaciones destinadas al exterior.

El entendimiento incorpora un bono de infraestructura por USD 175 millones, que YPF deberá ejecutar una vez que se formalice la Decisión Final de Inversión (FID). La asignación de esos fondos será definida por la provincia en función de las necesidades vinculadas al desarrollo del proyecto.

Durante el debate en comisiones, los bloques opositores cuestionaron el nivel de las regalías diferenciales y solicitaron mayor información sobre la estructura de costos utilizada para definir el esquema. El oficialismo sostuvo que la estructura fiscal acordada es un componente necesario para viabilizar inversiones de gran escala en la cadena de GNL y que la provincia mantendrá un flujo de ingresos asociado al desarrollo del proyecto.

El dictamen obtuvo mayoría en las tres comisiones intervinientes. De replicarse esa correlación en el recinto, la ratificación del acuerdo quedará aprobada en la sesión del 24 de junio.

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Argentina Week en París: el primer test del acuerdo Mercosur–UE y la disputa por el capital europeo

Argentina Week tendrá en París su edición más estratégica desde la creación del programa. Será el primer evento de promoción económica realizado tras la entrada en vigor provisional del acuerdo Mercosur–Unión Europea, en un momento en que el Gobierno busca acelerar la llegada de capital europeo a sectores donde la escala y el financiamiento externo son determinantes: energía, minería, infraestructura y tecnología.

La elección de Francia no es protocolar. París es el centro político de la Unión Europea que más condicionó la negociación del acuerdo birregional durante dos décadas y, al mismo tiempo, el país donde operan compañías con posiciones relevantes en la economía argentina: TotalEnergies en gas y offshore, Eramet en litio, Vinci en infraestructura y Air Liquide en servicios industriales.

La Argentina Week se convierte así en un espacio de diplomacia económica orientado a destrabar resistencias, consolidar alianzas y presentar proyectos bajo un marco regulatorio que Europa observa con atención.

El Gobierno utilizará el encuentro para mostrar un portafolio de inversiones que incluye Vaca Muerta, los proyectos de cobre en la Cordillera, el desarrollo del litio en el NOA y obras de transporte y logística vinculadas a la expansión de la producción energética. La estrategia oficial apunta a posicionar estos activos dentro de la agenda europea de seguridad de suministro, en un contexto en el que la UE busca diversificar proveedores de gas, minerales críticos y tecnologías asociadas a la transición energética.

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En paralelo al evento, el presidente Javier Milei y el economista francés Philippe Aghion recibirán una distinción en el Paris Economic Forum. La presencia de Aghion —referente internacional en crecimiento, innovación y competencia— otorga visibilidad académica a una agenda centrada en reformas pro‑mercado y en la búsqueda de condiciones que faciliten la inversión extranjera directa.

El reconocimiento funciona como un instrumento de posicionamiento institucional en un momento en que Argentina necesita mostrar previsibilidad regulatoria y capacidad de ejecución.

La entrada en vigor provisional del acuerdo Mercosur–UE opera como marco estructural de esta edición. La reducción progresiva de aranceles, las reglas de origen comunes y la apertura de mercados generan un escenario más previsible para proyectos de exportación y para inversiones de largo plazo.

Sin embargo, la implementación del acuerdo exige que los países del bloque presenten proyectos concretos, con financiamiento estructurado y cronogramas definidos, para evitar que la ventana de oportunidad se diluya.

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Europa llega a esta instancia con una demanda clara: energía, minerales críticos e infraestructura. Argentina llega con una necesidad equivalente: capital, tecnología y acceso a mercados. La asimetría entre ambas agendas define la tensión central del encuentro.

El desafío para el Gobierno será transformar la visibilidad política del evento en compromisos de inversión verificables, en un contexto global donde la competencia por capital es creciente y los estándares ambientales y regulatorios europeos son cada vez más exigentes.

Argentina Week en París se presenta así como un punto de inflexión: un espacio donde se pondrá a prueba la capacidad del país para convertir el nuevo marco birregional en proyectos concretos y para posicionarse como proveedor estratégico de energía y minerales en la próxima década.

El resultado dependerá de la solidez del portafolio presentado, de la consistencia regulatoria y de la capacidad de articular intereses entre el sector público, las empresas y los inversores europeos.

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AbraSilver reporta resultados que amplían el potencial de cobre y oro en La Coipita

AbraSilver Resource informó nuevos resultados de perforación en La Coipita, proyecto ubicado en San Juan y desarrollado bajo un acuerdo de participación con una subsidiaria de Teck Resources. Los datos obtenidos en la campaña 2026 refuerzan la presencia de un sistema porfírico de cobre, oro y molibdeno dentro del cinturón epitermal‑porfírico del Mioceno, una zona que reúne depósitos de referencia en la Cordillera.

El sondeo DDH‑LC26‑010 registró 747,5 metros con 0,69% de cobre, 0,06 g/t de oro y 142 ppm de molibdeno desde los 396 metros de profundidad, con un tramo interno de 108 metros con 1,06% de cobre. Este resultado aporta información relevante sobre la continuidad vertical de la mineralización y la presencia de zonas de mayor ley dentro del sistema.

En el objetivo Yaretas Sur, ubicado a unos dos kilómetros de la zona principal de perforación, el pozo DDH‑LC26‑012 interceptó 42 metros con 1,03% de cobre, 0,63 g/t de oro y 41 g/t de plata desde los 264 metros.

Por su parte, el DDH‑LC26‑011 aportó 250,6 metros con 0,39% de cobre, 0,07 g/t de oro y 119 ppm de molibdeno desde los 550 metros, permitiendo vincular sectores previamente identificados y avanzar en la interpretación geológica del área.

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La campaña incluyó siete perforaciones que totalizaron 5.248 metros y el primer estudio magnetotelúrico realizado en la propiedad. El relevamiento geofísico permitió delimitar con mayor precisión el sistema mineralizado y detectar posibles extensiones hacia el sur que serán evaluadas en futuros programas.

Teck Resources ha destinado aproximadamente USD 23 millones al proyecto desde 2024, superando el compromiso inicial de USD 20 millones previsto para la etapa de exploración. En este período se ejecutaron 11.270 metros de perforación en 19 pozos, lo que refleja el interés de la compañía en avanzar en la caracterización del activo ubicado entre los 3.500 y 4.500 metros sobre el nivel del mar.

En paralelo, AbraSilver continúa con el desarrollo de Diablillos, su proyecto de plata y oro en Salta y Catamarca, que cuenta con recursos medidos e indicados estimados en 213 millones de onzas de plata y 2 millones de onzas de oro. La empresa prevé avanzar hacia una decisión de construcción mientras La Coipita se posiciona como una de sus principales oportunidades de crecimiento en metales base.

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Estados Unidos reactiva cuencas maduras con geociencias avanzadas e IA y amplía el valor energético y mineral de su subsuelo

Estados Unidos inició una nueva fase de actividad en cuencas maduras mediante la aplicación de técnicas geocientíficas avanzadas y modelos de análisis basados en inteligencia artificial. La revisión del subsuelo en formaciones como Eagle Ford, Bakken, Marcellus, Utica, Haynesville y Anadarko se apoya en herramientas que no estaban disponibles durante la primera etapa de desarrollo del shale.

Este proceso permite identificar intervalos no explotados, optimizar refracturaciones y evaluar recursos asociados como litio y helio presentes en aguas de producción y gas natural.

El Laboratorio Nacional de Tecnología Energética del Departamento de Energía de Estados Unidos (NETL) confirmó que las aguas de producción de la formación Marcellus en Pensilvania contienen concentraciones de litio que oscilan entre 70 y 200 miligramos por litro, con variaciones asociadas a la madurez térmica y a la transformación diagenética de minerales arcillosos.

La presencia de litio en salmueras profundas introduce un componente adicional en la evaluación económica del upstream. En paralelo, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) estimó en abril de 2026 que las pegmatitas de los Apalaches contienen alrededor de 2,3 millones de toneladas métricas de litio, lo que amplía el alcance mineral de la región más allá de los recursos vinculados a hidrocarburos.

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La Administración de Información Energética (EIA) actualizó en 2023 la cartografía de cuencas sedimentarias y plays no convencionales, destacando la continuidad lateral de unidades productivas y la superposición de bancos en sistemas como STACK, SCOOP y Three Forks.

Esta información se integra con modelos de inversión de forma de onda completa (FWI) y migración en tiempo inverso (RTM), que permiten resolver variaciones de velocidad y estructuras de yacimiento a escala métrica.

En la formación Utica profunda, los modelos derivados de FWI se utilizan para predecir gradientes de presión de poro en zonas sobrepresionadas, un factor crítico para la perforación en contextos de alta presión y alta temperatura.

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La detección acústica distribuida (DAS) y la detección de temperatura distribuida (DTS) aportan información directa sobre la eficiencia de los grupos de perforación en pozos horizontales multietapa.

El análisis de pozos completados entre 2010 y 2015 muestra que entre el 30 y el 40 por ciento de los grupos no recibieron un flujo significativo de fluidos durante la fracturación hidráulica. La integración de datos DAS con modelos geomecánicos 3D permite identificar zonas no estimuladas y seleccionar candidatos para refracturaciones dirigidas en formaciones como Eagle Ford y Austin Chalk.

En la cuenca de Williston, la variabilidad lateral de la dolomitización y la porosidad intergranular en el miembro Middle Bakken explica la heterogeneidad en la respuesta a las terminaciones originales. La formación Three Forks, dividida en cuatro niveles, presenta oportunidades en los bancos segundo, tercero y cuarto, donde las litofacies difieren de las del nivel superior ampliamente desarrollado.

La baja recuperación primaria del Bakken —entre el 5 y el 8 por ciento del petróleo original in situ— constituye un incentivo para evaluar técnicas de recuperación mejorada y refracturaciones basadas en datos.

En Haynesville, el gradiente de presión aumenta desde 0,7 hasta 0,92 psi por pie hacia el oeste, lo que define una zona de mayor energía del yacimiento y mayores recuperaciones estimadas por pozo. La continuidad lateral de la celda de sobrepresión es la variable geológica determinante para la expansión de la actividad en la zona occidental.

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El análisis de presión de poro a escala de cuenca se consolidó como una de las tareas geofísicas de mayor valor en este play.

La combinación de IA aplicada a registros de pozo, sísmica reprocesada con algoritmos avanzados, monitoreo con fibra óptica y geoquímica de aguas de producción permite revalorizar recursos que permanecían sin explotar en cuencas maduras. Este proceso extiende la vida útil de plays desarrollados hace más de una década y ajusta la valoración energética y mineral del subsuelo estadounidense en función de nueva información geológica y operativa.

La integración de estas tecnologías modifica la estructura de costos, amplía la oferta potencial de gas y líquidos y abre oportunidades en minerales críticos asociados a la transición energética.

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Inversiones en shale fuera de Vaca Muerta: avances en Santa Cruz, Chubut y Mendoza y llegada de capital canadiense a Palermo Aike

Santa Cruz, Chubut y Mendoza concentran compromisos de inversión por USD 108 millones destinados a perforación exploratoria de shale, según datos de la Secretaría de Energía. Los desembolsos corresponden a YPF, Pan American Energy (PAE) y la Compañía General de Combustibles (CGC), y se orientan a plays no convencionales que comienzan a desarrollarse fuera de la Cuenca Neuquina.

En Santa Cruz, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, confirmó que en octubre arribarán inversores canadienses para evaluar el potencial de Palermo Aike. La visita se enmarca en las gestiones realizadas en Canadá en abril y en el interés por el avance de los trabajos exploratorios en la Cuenca Austral.

El funcionario recordó que YPF comprometió perforaciones durante 2026 y que la provincia espera resultados que permitan atraer nuevos operadores.

YPF encabeza el volumen de inversiones con USD 86,92 millones distribuidos entre Mendoza y Santa Cruz. En Palermo Aike, la compañía destinará más de USD 50 millones al bloque La Azucena y USD 17,08 millones a El Campamento Este.

El pozo pionero Cañadón Deus, desarrollado junto a CGC con una inversión de USD 60 millones, registró indicios positivos de gas y condensados que habilitaron la continuidad de los estudios sísmicos 3D sobre más de mil kilómetros cuadrados.

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En Mendoza, YPF asignará USD 19,24 millones al yacimiento CN VII A, ubicado en la lengua mendocina de Vaca Muerta. Los ensayos realizados en 2024 mostraron producción de petróleo y gas que validó el atractivo geológico del área, pese a las restricciones logísticas derivadas de la alta demanda de infraestructura en la Cuenca Neuquina. Operadores privados aguardan estos resultados para definir inversiones adicionales en la región.

En Chubut, Pan American Energy invertirá USD 20,47 millones en exploración de shale en el área Cerro Tortuga, dentro del bloque Cerro Dragón, y proyecta USD 15,41 millones para la etapa de explotación.

La compañía confirmó la viabilidad de shale gas en la formación D‑129 y prevé un pozo de estudio geomecánico de 3.700 metros, seguido de una rama lateral de 3.000 metros con 50 etapas de fractura.

CGC mantiene su actividad en el área Paso Fuhr, en Santa Cruz, con una inversión inicial de USD 0,17 millones destinada a tareas preliminares. La empresa sostiene su presencia en Palermo Aike y amplió su participación en Vaca Muerta mediante la adquisición del 49% del bloque Aguada del Chañar en Neuquén.

Las inversiones anunciadas consolidan una etapa de exploración no convencional en provincias que históricamente no formaban parte del desarrollo shale a escala industrial.

Los resultados de los pozos en ejecución y la llegada de capital extranjero serán determinantes para definir la continuidad de los proyectos y el ritmo de expansión de los plays emergentes.

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Integración local en minería: tensiones entre competitividad, escala y modelos de desarrollo

La compra de módulos habitacionales importados para el proyecto Vicuña reabrió el debate sobre la capacidad de la industria local para abastecer bienes y servicios en proyectos de gran escala. El caso representa una proporción marginal del CAPEX total, pero expone diferencias entre los modelos de desarrollo minero basados en clústeres industriales y aquellos con baja integración local.

Los antecedentes internacionales muestran trayectorias divergentes. En Suecia, la articulación entre minería, metalmecánica y sistemas de automatización permitió consolidar un clúster que concentra una parte significativa del mercado global de maquinaria subterránea.

En Australia, los planes obligatorios de participación de la industria local y la previsibilidad en los procesos de compra impulsaron un ecosistema de proveedores que aporta decenas de miles de millones de dólares a la economía y emplea a cientos de miles de personas. Ambos casos se apoyan en políticas de largo plazo, financiamiento industrial y estándares técnicos unificados.

En Argentina, la estructura actual de proveedores está dominada por pymes nacionales con participación mayoritaria en servicios, construcción y logística.

La oferta local de bienes de capital presenta limitaciones asociadas a escala de producción, certificaciones internacionales, costos financieros y tiempos de entrega. Estas restricciones condicionan la sustitución de importaciones en proyectos cordilleranos de alta complejidad técnica.

Desde Vicuña señalaron que el 95% del personal del proyecto es argentino, que el 97% de las 264 empresas proveedoras son nacionales y que el 60% tiene origen en San Juan. La empresa indicó que solo recurre al exterior para bienes o servicios sin oferta competitiva a nivel local.

Otros actores del sector plantearon que la previsibilidad en los procesos de compra es un factor crítico para que los proveedores puedan anticipar inversiones y cumplir con los requisitos técnicos de los proyectos.

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En respuesta a estas tensiones, San Juan aprobó una ley que establece que el 80% de los trabajadores de cada proyecto deben ser residentes provinciales y que el 60% del monto anual de contrataciones debe corresponder a empresas locales. La normativa obliga a las operadoras a publicar planes de demanda de bienes y servicios con cronogramas estimados y a justificar técnicamente la ausencia de oferta local competitiva. El esquema incorpora un Certificado de Crédito Fiscal transferible como incentivo para el cumplimiento.

La iniciativa recibió el respaldo de la cámara provincial, pero generó objeciones en cámaras nacionales que advierten sobre el riesgo de fragmentación de la cadena de valor y la imposibilidad técnica de abastecer bienes de capital complejos con oferta exclusivamente provincial. También señalaron que los cupos de mano de obra especializada son difíciles de cumplir en proyectos de gran escala.

El sector empresario coincide en que la integración local depende de la coordinación entre provincias, operadoras y proveedores, de la reducción de cargas tributarias y de la disponibilidad de financiamiento para inversiones productivas. La expansión prevista de la actividad minera y el aumento de la demanda de personal técnico y profesional plantean la necesidad de mecanismos de articulación que permitan sostener la competitividad y ampliar la participación de la industria nacional en los proyectos.

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La renuencia empresaria a invertir no es cultural: es una respuesta racional a un entorno que castiga el capital productivo

La persistente falta de inversión privada en Argentina suele explicarse como un rasgo cultural o como una falla de voluntad empresaria. Sin embargo, la evidencia histórica, económica y comparada muestra un fenómeno distinto: durante décadas, el entorno macroeconómico, regulatorio e institucional generó incentivos que favorecieron la liquidez y la dolarización por encima de los proyectos productivos.

La conducta defensiva no surge de preferencias individuales, sino de un ecosistema que penaliza el riesgo de largo plazo y premia la salida rápida.

Desde mediados de los años setenta, la economía argentina atravesó ciclos de inflación crónica, devaluaciones abruptas, cambios regulatorios frecuentes, controles de capital, defaults y alteraciones contractuales. En ese contexto, la inversión productiva —que requiere horizontes largos, estabilidad normativa y financiamiento previsible— quedó subordinada a estrategias de preservación patrimonial.

El resultado es un patrón persistente: el ahorro privado se canaliza hacia activos líquidos, dolarizados o externos, mientras la inversión en maquinaria, infraestructura o ampliación de capacidad se mantiene en niveles estructuralmente bajos.

La economía del comportamiento aporta una lectura complementaria. La repetición de crisis severas genera estrés crónico y aversión extrema a la pérdida. La memoria colectiva de episodios traumáticos —confiscaciones, pesificaciones, atrasos cambiarios, restricciones a importaciones y exportaciones— condiciona las decisiones actuales.

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En entornos donde la probabilidad percibida de pérdida es alta, los agentes priorizan liquidez, familiaridad y protección jurídica. La preferencia por dólares, inmuebles o activos externos no es irracional: es una forma de reducir exposición a shocks que históricamente tuvieron efectos ruinosos.

La evidencia internacional muestra que la inversión productiva crece cuando se cumplen condiciones mínimas: estabilidad macro sostenida, reglas claras, marcos regulatorios previsibles, infraestructura adecuada, financiamiento de largo plazo y mecanismos de resolución de controversias que reduzcan la incertidumbre.

En Argentina, los períodos en los que estas condiciones se acercaron —telecomunicaciones en los noventa, energía entre 2017 y 2019, minería en provincias con estabilidad fiscal— registraron aumentos significativos de inversión. Cuando esas condiciones se deterioraron, la inversión se retrajo.

La experiencia comparada también es consistente. Países que lograron atraer capital productivo —Chile, Perú, Colombia, Brasil, Vietnam, Polonia— consolidaron marcos estables, fortalecieron instituciones, ampliaron infraestructura y desarrollaron mercados de capitales capaces de financiar proyectos de largo plazo. La previsibilidad, más que los incentivos fiscales, fue el factor determinante para sostener ciclos de inversión.

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En este contexto, los incentivos tradicionales —blanqueos, subsidios, reducciones impositivas o regímenes promocionales aislados— tienen efectos acotados. Pueden acelerar decisiones puntuales, pero no modifican la conducta estructural si el riesgo sistémico permanece elevado.

La inversión productiva no responde a estímulos transitorios, sino a la percepción de que el entorno no castigará el capital inmovilizado. La estabilidad y la previsibilidad no garantizan por sí solas un ciclo de inversión, pero su ausencia vuelve extremadamente difícil que el capital productivo aparezca.

La renuencia empresaria a invertir no es un problema de actitud, sino de condiciones. La evidencia muestra que, cuando el riesgo baja, la inversión aparece sin necesidad de exhortaciones ni campañas. La clave no está en convencer a los empresarios, sino en construir un entorno donde la decisión racional sea invertir y no resguardarse.

La estabilidad, la previsibilidad y la calidad institucional no aseguran crecimiento, pero son el punto de partida sin el cual ningún proyecto de largo plazo prospera.

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Nuevo beneficio para proveedores: la adhesión al RIGI habilita exenciones tributarias para insumos y bienes de capital vinculados a VPUs

El trámite de adhesión de proveedores al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) incorpora un nuevo beneficio fiscal que permite acceder a exenciones tributarias sobre importaciones destinadas a Vehículos de Proyecto Único (VPU).

La herramienta, operativa a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), extiende el alcance del régimen a la cadena de suministro y reduce el costo fiscal del equipamiento asociado al CAPEX de proyectos de infraestructura, energía y minería.

El beneficio alcanza a proveedores que importan insumos, bienes intermedios o bienes finales clasificados como Bienes de Capital (BK) o Bienes de Informática y Telecomunicaciones (BIT), definidos en el Anexo 1 del Decreto 557/23.

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La adhesión habilita la exención de derechos de importación, tasas estadísticas y comprobación de destino, junto con la eliminación de regímenes de recaudación y percepción sobre IVA, IVA adicional e Impuesto a las Ganancias aplicados a las importaciones. También contempla la exención de Ingresos Brutos cuando las provincias adhieren al RIGI y lo incorporan como beneficio.

Para acceder, los proveedores deben contar con CUIT y clave fiscal nivel 3 o superior, estar inscriptos en el perfil importador/exportador y presentar la identificación y descripción de las mercaderías sujetas a exenciones.

El procedimiento se formaliza mediante expedientes electrónicos en TAD, donde se cargan las planillas técnicas que vinculan cada importación con el VPU correspondiente.

La incorporación de proveedores al RIGI consolida un esquema regulatorio que traslada los incentivos fiscales más allá del titular del proyecto y los extiende a la cadena de valor, alineando a empresas locales e internacionales que abastecen equipamiento crítico.

El nuevo beneficio se integra como un componente central de la arquitectura tributaria del régimen, con impacto directo en la competitividad del CAPEX y en la logística de abastecimiento de proyectos de gran escala.

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La SSN habilita nuevas inversiones para aseguradoras y abre un canal de financiamiento para proyectos RIGI y empresas con mercadería en depósito

La Superintendencia de Seguros de la Nación modificó el Reglamento General de la Actividad Aseguradora e incorporó dos instrumentos que amplían la capacidad de inversión del sector asegurador en proyectos productivos.

La Resolución 498/2024 habilita a las compañías a financiar desarrollos incluidos en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y a otorgar préstamos respaldados por mercadería almacenada bajo el sistema de warrant.

La medida integra ahorro institucional al financiamiento de infraestructura, energía, minería y actividades industriales que requieren capital de trabajo.

El primer cambio permite que las aseguradoras inviertan en Obligaciones Negociables y fideicomisos financieros autorizados por la Comisión Nacional de Valores, siempre que estén destinados a proyectos RIGI.

Esto incorpora al régimen un actor con capacidad de inversión estable y de largo plazo, en un contexto donde los desarrollos de gran escala demandan fondeo diversificado y mecanismos que reduzcan el costo financiero. La norma amplía el universo de instrumentos elegibles para la cartera regulada del sector y formaliza la participación de las aseguradoras en el financiamiento de proyectos intensivos en infraestructura.

El segundo instrumento incorporado son los préstamos garantizados con warrant, una herramienta que permite otorgar financiamiento respaldado por mercadería depositada en almacenes fiscales o depósitos habilitados. El warrant funciona como un certificado que acredita la existencia de bienes almacenados y permite utilizarlos como garantía.

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La resolución autoriza a las aseguradoras a otorgar préstamos hasta el 50% del valor de mercado de esos bienes, dentro de los límites establecidos para su cartera. El mecanismo facilita el acceso al crédito para empresas que cuentan con inventario pero requieren liquidez operativa, especialmente en cadenas agroindustriales, industriales y logísticas.

La actualización del reglamento articula dos líneas de financiamiento complementarias: inversión de largo plazo para proyectos RIGI y crédito de corto plazo para empresas con mercadería en depósito. La medida integra al sector asegurador en la arquitectura financiera del régimen y amplía las alternativas disponibles para desarrollos que requieren capital intensivo y para empresas que operan con ciclos de producción basados en inventarios.

La incorporación de estos instrumentos fortalece la conexión entre ahorro institucional y actividad productiva, en un esquema que busca ampliar la profundidad del mercado y mejorar las condiciones de financiamiento para proyectos de escala y para empresas que utilizan garantías reales.

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La compra de Raízen por Mercuria introduce un nuevo esquema de gestión para la red Shell y abre una etapa de cambios para los operadores

La adquisición de los activos de Raízen Argentina por parte de Mercuria, en una operación valuada en USD 1.420 millones, instala un nuevo esquema empresarial en el negocio de combustibles y en la relación con los operadores de la red Shell.

La transacción incorpora la refinería de Dock Sud, la logística y cerca de 900 estaciones de servicio, y coloca a Mercuria como un actor con presencia simultánea en producción, refinación y comercialización.

Para los operadores, el cambio de control implica pasar de una estructura asociada a una alianza global entre Shell y Raízen a una conducción con estrategia propia y con capacidad para coordinar toda la cadena energética.

La integración vertical permite que la producción, el procesamiento y la venta de combustibles respondan a una misma organización, lo que puede modificar la dinámica de abastecimiento, la política de precios mayoristas y la planificación comercial de la red.

Las primeras comunicaciones internas confirmaron la continuidad operativa de las estaciones Shell y el inicio de un proceso de transición destinado a ordenar la relación comercial mientras se completan las instancias regulatorias.

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Los operadores observan cómo se reorganizará la estructura comercial, qué cambios podrían producirse en los contratos de franquicia y cuál será la política de inversiones destinada a modernización, imagen y expansión.

La integración de Mercuria introduce un modelo que históricamente mostró capacidad para equilibrar los distintos segmentos del negocio frente a los cambios de ciclo del mercado petrolero. Cuando el precio del crudo sube, la rentabilidad se concentra en la producción; cuando baja, cobran mayor relevancia la refinación y la comercialización.

Un operador integrado puede compensar estos movimientos y sostener competitividad en toda la cadena, un aspecto que los estacioneros consideran central para la estabilidad del negocio.

El desafío para la nueva conducción incluye sostener referencias de precios alineadas con el mercado internacional, asegurar abastecimiento en escenarios de alta demanda y mantener los estándares de calidad asociados a la marca Shell.

La red también observa la estrategia comercial que adoptará Mercuria en un mercado donde YPF y Axion Energy son los principales referentes de integración vertical.

La operación instala a Mercuria como un nuevo actor de escala en el downstream argentino y abre una etapa en la que los operadores de la red Shell esperan definiciones sobre inversiones, logística y política comercial.

La transición se desarrolla con la red en funcionamiento y con la expectativa de que la integración de producción, refinación y venta permita fortalecer la competitividad en un mercado que exige volumen, eficiencia y capacidad de gestión.

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Vicuña expone un vacío regulatorio que habilita importar infraestructura que Argentina produce

El caso Vicuña reabrió una discusión estructural en la minería argentina: la ausencia de criterios técnicos para definir qué bienes pueden importarse en proyectos de gran escala y cuáles deben integrarse con oferta local.

La adjudicación del campamento principal —2.500 módulos en esta etapa, 10.000 en total— a un consorcio liderado por PowerChina expuso un vacío normativo que trasciende al proyecto y alcanza al diseño operativo del RIGI.

La diferencia de precios entre la oferta china y la nacional fue del 35%, equivalente a USD 18 millones dentro de un CAPEX estimado en USD 18.000 millones.

El monto es marginal frente a la escala del proyecto, pero suficiente para desplazar a fabricantes locales en un segmento donde Argentina tiene capacidad instalada, certificación técnica y experiencia acumulada en minería, energía y petróleo.

La construcción modular industrializada es un sector que el país desarrolla desde hace décadas, con proveedores distribuidos en varias provincias y estándares para alta montaña.

El punto crítico no es la adjudicación, sino la falta de reglas que ordenen la toma de decisiones en compras de infraestructura. En proyectos de cobre de escala global, la definición entre importar o producir localmente debería basarse en criterios técnicos: disponibilidad de oferta nacional, estándares requeridos, plazos, logística y costos totales del ciclo de vida.

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Sin ese marco, el precio inmediato se convierte en el único parámetro y habilita escenarios donde importar infraestructura completa resulta más barato que fabricarla localmente, aun cuando el producto sea equivalente.

La discusión incorpora un elemento técnico que no puede omitirse: la competitividad local. La industria argentina debe ser capaz de competir en segmentos donde tiene trayectoria, pero la diferencia del 35% exige una revisión.

Aun con los beneficios aduaneros del RIGI, resulta inusual que módulos equivalentes —incluido el flete desde Asia— presenten un costo tan inferior al de un fabricante local. El problema no es proteger ineficiencias, sino entender por qué un producto que Argentina produce hace décadas aparece descolocado frente a un precio internacional que incorpora transporte, ensamblado y logística intercontinental.

El RIGI amplifica esta asimetría. El régimen elimina aranceles, IVA, tasas y restricciones para bienes importados sin establecer listas positivas o negativas que diferencien entre bienes críticos —que Argentina no produce— y bienes con oferta local.

La consecuencia es un incentivo fiscal que favorece la importación total en segmentos donde existe capacidad instalada. El impacto no es solo económico: la cadena de valor que se debilita en la etapa inicial no estará disponible cuando el proyecto la necesite para ampliaciones, mantenimiento o nuevas fases.

La experiencia internacional muestra que los países mineros más competitivos —Chile, Perú, Canadá, Australia— aplican criterios técnicos para autorizar importaciones en proyectos de gran escala.

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Exigen justificación cuando el bien existe localmente, establecen mínimos de contenido nacional y promueven asociatividad entre proveedores globales y empresas locales. La lógica es simple: atraer inversión sin desarmar la base industrial que sostiene la operación durante 20 o 30 años.

En Argentina, la ausencia de un marco equivalente genera un efecto previsible: las decisiones de compra se definen por precio inmediato y no por impacto sistémico, lo que habilita la importación de infraestructura completa incluso en segmentos donde el país tiene oferta competitiva.

El caso Vicuña no cuestiona la inversión ni la adjudicación, sino el diseño operativo del régimen y la falta de criterios que ordenen la integración de proveedores locales en obras de gran escala.

En un proyecto de USD 18.000 millones, la diferencia entre desarrollar una cadena de valor local o sustituirla por importación total define el impacto económico de las próximas dos décadas.

La discusión no es política ni emocional: es técnica. La minería argentina necesita un marco de compras que distinga entre bienes críticos y bienes que el país produce, que promueva asociatividad y que evite que los incentivos fiscales terminen desindustrializando sectores donde existe capacidad instalada.

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Bahía Blanca incorpora una planta separadora de gas por más de USD 3.000 millones y amplía su función dentro de la logística energética

El Puerto de Bahía Blanca confirmó el avance de un proyecto industrial que superará los USD 3.000 millones y que contempla la construcción de una nueva planta separadora de gas natural destinada al procesamiento de líquidos asociados al gas de Vaca Muerta.

La instalación operará con un esquema similar al de MEGA y permitirá fraccionar etano, propano, butano y gasolina natural para abastecimiento industrial y exportación.

El crecimiento del shale oil incrementó el volumen de gas asociado en más de 20% interanual, presionando la capacidad de fraccionamiento existente. La infraestructura actual opera con márgenes ajustados y obliga a reinyectar o limitar volúmenes en determinados momentos. La nueva planta ampliará la capacidad de procesamiento y reducirá los cuellos de botella del sistema.

El proyecto tendrá impacto directo en la infraestructura portuaria. El Consorcio de Gestión estima entre 800 y 1.000 empleos durante la construcción, con un plazo de obra de tres años. El aumento de cargas energéticas se concentrará en el área de Puerto Galván, donde ya operan MEGA, Profertil, Oiltanking Ebytem y terminales de Oldelval y TGS.

Para sostener el crecimiento operativo, el puerto ejecutará este año USD 44 millones en obras internas y USD 9 millones en accesos viales.

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El desarrollo se articula con un proyecto ferroviario que busca conectar Bahía Blanca con Vaca Muerta para el transporte de insumos como arenas de fractura. La logística actual depende de transporte por camión, con costos elevados y limitaciones de escala.

La conexión ferroviaria permitiría aumentar capacidad, reducir costos y mejorar la eficiencia del abastecimiento.

Bahía Blanca opera como nodo energético y agroexportador de escala global. Es el séptimo puerto agroexportador del mundo y concentra infraestructura petroquímica, fertilizantes, fraccionamiento y exportación de crudo y GLP.

La nueva planta se integra a ese sistema y refuerza el rol del puerto como punto de salida de productos energéticos en un contexto de expansión del shale.

El crecimiento operativo del puerto se sostiene sobre infraestructura existente, con incrementos sucesivos en volúmenes movilizados. La ampliación del fraccionamiento y las inversiones en accesos viales y ferroviarios son componentes necesarios para acompañar la expansión de Vaca Muerta y evitar restricciones logísticas que limiten la producción.

La articulación entre inversión privada y obras públicas locales compensa la ausencia de infraestructura vial nacional y permite sostener la curva de actividad del nodo logístico.

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La rotación del liderazgo en Vaca Muerta revela un sistema competitivo donde la infraestructura y la arquitectura societaria definen la escala

La producción de petróleo alcanzó en abril un máximo histórico de 893 mil barriles diarios, con un crecimiento interanual del 19% y con Vaca Muerta aportando el 78,1% del total nacional.

Dentro de ese volumen, la rotación del liderazgo entre áreas confirma que el shale argentino opera bajo un esquema competitivo donde la eficiencia, la capacidad de ejecución y la disponibilidad de infraestructura determinan quién puede escalar producción.

En abril, La Amarga Chica encabezó el ranking con 89.436 barriles diarios, desplazando a Loma Campana, que registró 89.002 barriles. Es la primera vez desde octubre de 2025 que Loma Campana no ocupa el primer lugar.

El tercer puesto correspondió a Bandurria Sur, con 61.382 barriles, mientras que Bajada del Palo Oeste, operada por Vista, se ubicó cuarta con 60.293 barriles diarios. La Angostura Sur también mostró incrementos asociados a mejoras tecnológicas en perforación y completación.

La estructura societaria detrás de estos bloques explica parte de la rotación. YPF opera las tres áreas de mayor producción y mantiene alianzas con Chevron (Loma Campana), Vista (La Amarga Chica tras la salida de Petronas), Shell y, en menor medida, Equinor en Bandurria Sur.

Vista Energy, tras adquirir los activos de Equinor, se consolidó como el principal productor independiente y participa en los bloques que definen el podio. Shell combina operación directa en Sierras Blancas, Cruz de Lorena y CASO con participación en Bandurria Sur y en consorcios de infraestructura como VMOS.

TotalEnergies, aunque no compite por el liderazgo en petróleo, opera Aguada Pichana Este y San Roque, dos de los bloques gasíferos más relevantes, y sostiene la oferta invernal junto a Wintershall Dea y PAE.

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La competencia entre áreas se apoya en mejoras operativas que reducen tiempos de perforación y completación entre 12% y 18%, aumentan la productividad por pozo y permiten sostener curvas de aprendizaje aceleradas.

Sin embargo, el límite ya no está en la roca sino en la infraestructura. Los oleoductos de evacuación operan cerca del 90–95% de su capacidad en picos, el Gasoducto NK requiere completar su segunda etapa y las terminales de exportación necesitan ampliación de tanques y capacidad de bombeo.

La disponibilidad de midstream condiciona la posibilidad de sostener el crecimiento y define qué operadores pueden escalar producción sin restricciones.

La rotación del liderazgo también refleja la integración vertical de los actores. Shell participa en el oleoducto Sierras Blancas–Allen y en VMOS; Vista integra producción con comercialización a través de su alianza con Trafigura; YPF articula upstream, midstream y refinación; TotalEnergies combina shale gas con offshore en la Cuenca Marina Austral, aportando estabilidad al sistema.

La capacidad de cada empresa para financiar, operar y asegurar evacuación determina su posición competitiva más allá del volumen puntual de cada área.

El sistema muestra que Vaca Muerta ya no depende de un único bloque ni de un único operador. La competencia interna acelera la eficiencia, pero la infraestructura y la arquitectura societaria definen la escala posible.

La producción puede seguir creciendo, pero su sostenibilidad requiere ampliar ductos, completar proyectos de transporte y consolidar reglas que reduzcan el riesgo operativo. La rotación en el podio confirma la madurez técnica del shale argentino, pero también expone los límites físicos y regulatorios que condicionan su expansión.

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Argentina Metals reúne 24 propiedades en Malargüe y obtiene aprobación condicional para cotizar en la TSX Venture

Argentina Metals Corp., compañía canadiense de exploración, reunió en menos de un año una cartera de 24 propiedades mineras en el sur de Mendoza, dentro del Distrito Minero Malargüe Occidental, con foco en proyectos de cobre en etapa temprana.

La empresa controla 146.728 hectáreas, resultado de adquisiciones sucesivas iniciadas a fines de 2025.

El portafolio incluye activos como Las Estrellas, Vecindario y La Herradura, junto con los proyectos Riesling, Malbec, Merlot, Sirah y los bloques Pinot I al Pinot X, incorporados tras la compra del “Mendoza Portfolio” de Mirasol Resources en enero de 2026.

A estos se sumaron El Salado, La Quimera, Angellica, Roma, Veneto y Belluno. Todos los proyectos se encuentran en fase exploratoria, sin recursos NI 43-101 publicados, sin perforación avanzada y sin estudios de prefactibilidad o factibilidad.

La compañía informó que recibió aprobación condicional para cotizar en la TSX Venture Exchange, mercado canadiense especializado en firmas mineras junior. El ticker previsto es VLLC y la fecha estimada de inicio de negociación es el 16 de junio de 2026, sujeta al cumplimiento de requisitos regulatorios.

La aprobación condicional habilita el acceso a capital para financiar campañas de exploración, estudios geológicos y trabajos de campo, sin implicar validación técnica de los proyectos ni habilitación para explotación.

El Distrito Minero Malargüe Occidental funciona como esquema de ordenamiento territorial para actividades de exploración. No habilita explotación y requiere, para cualquier avance posterior, estudios de impacto ambiental, permisos específicos y evaluación técnica.

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La actividad exploratoria demanda logística de montaña, servicios de campamento, uso de caminos y proveedores locales, con temas sensibles asociados a empleo, capacitación, convivencia productiva y controles ambientales.

Las Estrellas, ubicado en zona cordillerana cercana a la frontera con Chile, es el proyecto con mayor nivel de estudios preliminares, con muestreos geoquímicos y magnetometría terrestre orientados a identificar objetivos. El resto de los activos se encuentra en etapas iniciales de análisis y recopilación de información.

La aprobación condicional en la TSX Venture conecta los proyectos mendocinos con mercados internacionales de capital, en un contexto donde la provincia promueve el Distrito Malargüe Occidental como herramienta para atraer inversión en exploración.

El impacto territorial y económico dependerá de resultados técnicos, permisos ambientales, disponibilidad de infraestructura y participación local en etapas posteriores.

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YPF habilita la compra directa de acciones desde su aplicación y ejecuta un split accionario para ampliar el acceso minorista

YPF anunció que, a partir del 1 de agosto, los usuarios de su aplicación digital podrán comprar acciones de la compañía de manera directa. La medida incorpora un canal de inversión dentro de una plataforma utilizada por millones de clientes y se complementa con un split accionario que multiplicará por diez la cantidad de acciones en circulación en el mercado local.

El objetivo operativo es reducir el precio unitario de cada papel y facilitar el ingreso de inversores minoristas en un contexto de mayor actividad en Vaca Muerta y resultados financieros positivos.

La compra de acciones se integrará en la App YPF, que actualmente funciona como medio de pago y billetera digital. Para operar, la aplicación se vinculará con un agente de liquidación y compensación autorizado, lo que permitirá ejecutar órdenes de compra bajo los requisitos regulatorios del mercado de capitales.

La compañía señaló que la incorporación del servicio busca ordenar la demanda minorista y reducir estafas que utilizan la marca para ofrecer inversiones fraudulentas.

El split accionario establecerá una relación de diez acciones locales por cada ADR que cotiza en Nueva York. Con esta modificación, el precio unitario en la Bolsa de Buenos Aires pasará de niveles cercanos a los 83.000 pesos a valores en torno a los 8.300 pesos por acción, sin alterar la capitalización bursátil ni la participación relativa de los accionistas.

La operación mejora la liquidez del papel y alinea su precio con el rango de otras compañías del sector energético.

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YPF registró en el primer trimestre una ganancia neta de 409 millones de dólares, en contraste con el resultado negativo del mismo período del año anterior.

La mejora se explica por mayor producción en Vaca Muerta, eficiencia operativa y desempeño del negocio de combustibles. La compañía mantiene una participación del 51% controlada por el Estado y un flotante que cotiza en Buenos Aires y Nueva York.

La habilitación de la compra directa de acciones y la ejecución del split consolidan un esquema que amplía la base de inversores y mejora la liquidez del papel.

La integración del servicio en la aplicación corporativa incorpora un canal masivo para el acceso minorista y formaliza un mecanismo de inversión dentro de una plataforma utilizada por consumidores del mercado de combustibles.

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El financiamiento es el cuello de botella, pero la presencia de YPF, ENI y ADNOC convierte los proyectos estratégicos en iniciativas financiables

La etapa actual del sistema energético argentino está definida por un cambio estructural: los proyectos dejaron de depender de ingeniería, permisos o infraestructura, y pasaron a depender de la capacidad de cerrar financiamiento internacional en montos y plazos que exceden la escala histórica del país.

La disponibilidad de capital se convirtió en la variable que ordena la velocidad, la secuencia y la magnitud del desarrollo energético y minero.

El caso central es Argentina LNG. La primera etapa del proyecto requiere una estructura financiera compleja para integrar el gasoducto dedicado desde Vaca Muerta, la planta de licuefacción en Punta Colorada y la terminal marítima.

La conducción del consorcio integrado por YPF, ENI y ADNOC modifica la ecuación: la presencia de dos operadores globales con capacidad financiera y experiencia en proyectos de GNL permite que la iniciativa sea evaluada bajo estándares internacionales de project finance.

El financiamiento sigue siendo el principal desafío, pero la escala y el perfil del consorcio lo convierten en un proyecto financiable, sujeto a contratos de venta de largo plazo, garantías aceptables para la banca global y estabilidad regulatoria.

El financiamiento también condiciona la expansión del petróleo. Vaca Muerta Oil Sur logró estructurar un préstamo sindicado internacional para ampliar la capacidad exportadora hacia Punta Colorada, en un esquema que funcionó como referencia para otros desarrollos de midstream. Transportadora de Gas del Sur avanza en la búsqueda de recursos para su proyecto de procesamiento de líquidos, mientras que Southern Energy negocia el financiamiento para su iniciativa de GNL en el Golfo San Matías.

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La secuencia de inversiones en transporte, procesamiento y exportación depende de la disponibilidad de capital externo, pero los antecedentes recientes muestran que los proyectos con consorcios sólidos pueden cerrar financiamiento aun en un contexto de riesgo país elevado.

La minería enfrenta una dinámica equivalente. Los proyectos de cobre en etapas de factibilidad requieren estructuras financieras de largo plazo para iniciar construcción, y la Secretaría de Minería identifica el acceso a capital internacional como el principal factor que condiciona su avance.

La competencia global por fondos para proyectos de cobre, litio y metales críticos obliga a la Argentina a ofrecer marcos regulatorios estables y previsibilidad operativa, pero la presencia de operadores globales en varios de estos desarrollos permite que los proyectos sean evaluados en estándares internacionales.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones reúne un conjunto creciente de proyectos energéticos y mineros en distintas etapas de evaluación. La ventana actual es favorable por la combinación de recursos de escala mundial, marcos regulatorios específicos y la participación de empresas con capacidad de financiamiento global. La materialización de los proyectos depende de transformar el interés inversor en cierres financieros efectivos, en un entorno donde el riesgo país sigue siendo determinante, pero donde los consorcios con operadores internacionales muestran capacidad real de avanzar.

La nueva etapa del sector muestra que el cuello de botella ya no está en la disponibilidad de recursos ni en la ingeniería, sino en la capacidad de estructurar financiamiento internacional a la escala que exige el desarrollo energético y minero del país. La diferencia la marcan los consorcios: los proyectos liderados por empresas locales con socios globales —como YPF, ENI y ADNOC— son los que hoy tienen condiciones objetivas para avanzar hacia decisiones de inversión.

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La alianza GMXT–Wabtec se prepara para competir por la operación de Belgrano Cargas y Logística con un plan de inversión ferroviaria de USD 3.000 millones

Grupo México Transportes USA (GMXT) y la empresa estadounidense Wabtec acordaron presentarse en conjunto a la licitación para la operación de Belgrano Cargas y Logística (BCYL), la compañía estatal que administra las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza.

El proceso forma parte del esquema de privatizaciones previsto por el gobierno nacional para reducir el déficit operativo y modernizar la infraestructura ferroviaria de carga, con el objetivo de mejorar la competitividad logística de los sectores agrícola, minero y energético.

BCYL opera actualmente una red de alrededor de 9.000 kilómetros y transporta cerca de 7,5 millones de toneladas anuales, con predominio de productos agroindustriales.

La infraestructura presenta niveles significativos de obsolescencia en vías, material rodante y sistemas de señalamiento, lo que se traduce en bajas velocidades comerciales y limitaciones para aumentar los volúmenes de carga.

La propuesta de GMXT–Wabtec apunta a introducir estándares operativos similares a los que aplican en México y Estados Unidos, con locomotoras de nueva generación, sistemas de control digital y esquemas de mantenimiento orientados a elevar la disponibilidad de la red.

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Según trascendió en ámbitos empresariales, GMXT estaría dispuesta a comprometer inversiones del orden de los 3.000 millones de dólares si resulta adjudicataria de la operación de BCYL. Ese nivel de CAPEX sería consistente con la necesidad de rehabilitar tramos críticos, renovar material rodante y desplegar tecnologías de gestión de tráfico que permitan aumentar la capacidad de transporte y reducir costos logísticos.

La mejora de la infraestructura ferroviaria en las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza es considerada un factor clave para el traslado de cargas desde el norte y el oeste del país hacia los puertos de la región de Rosario, donde se concentra la mayor parte de las exportaciones agroindustriales.

La licitación prevista para BCYL se inscribe en un contexto en el que el sistema ferroviario de carga argentino requiere inversiones de gran escala para recuperar su rol como soporte de la competitividad exportadora.

La eventual entrada de un operador privado con experiencia internacional y respaldo tecnológico podría modificar la estructura de la infraestructura de transporte de cargas, siempre que los pliegos definan metas claras de rehabilitación, niveles de servicio y mecanismos de control regulatorio sobre la operación y el cumplimiento de los compromisos de inversión.

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YPF anticipa la demanda de su plan a cinco años y estandariza el ingreso de proveedores locales en Neuquén y Río Negro

YPF presentó ante empresas de Neuquén y Río Negro la proyección de demanda de bienes y servicios para los próximos cinco años, en el marco de su programa de Academia de Proveedores.

La agenda de trabajo incluyó la descripción de los principales proyectos previstos para el período, entre ellos el desarrollo de Argentina LNG y la expansión de la actividad en Vaca Muerta, junto con los requisitos técnicos y de gestión necesarios para integrarse a la cadena de valor de la compañía.

Durante las jornadas, la empresa expuso el funcionamiento de sus procesos internos de abastecimiento y el ciclo de vida de un proveedor, desde la instancia de alta y calificación hasta la participación en licitaciones y el cumplimiento de estándares de compliance para terceros.

El esquema presentado contempla exigencias en materia de seguridad, ambiente, trazabilidad documental y capacidad técnica, alineadas con la criticidad de los servicios requeridos en proyectos de gran escala.

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La iniciativa se desarrolló en articulación con organismos provinciales de Neuquén y Río Negro vinculados a industria y energía, y convocó a más de 160 pymes de la región.

Las actividades incluyeron espacios de trabajo orientados a identificar oportunidades de negocio y a fortalecer la vinculación entre empresas, con el objetivo de mejorar la integración de proveedores locales en segmentos como servicios industriales, metalmecánica, logística, ingeniería y mantenimiento.

En territorios con alta concentración de actividad energética, la anticipación de la demanda y la estandarización de requisitos de ingreso permiten a las empresas ajustar sus capacidades a las necesidades de proyectos como Argentina LNG y a la expansión del upstream en Vaca Muerta.

La Academia de Proveedores funciona como herramienta para ordenar el acceso a la cadena de valor, elevar los estándares técnicos y reducir asimetrías entre compañías de distinto tamaño.

La política de YPF en materia de desarrollo de proveedores se inscribe en un contexto en el que los proyectos energéticos de gran escala requieren cadenas de suministro con niveles crecientes de especialización y cumplimiento normativo.

La formalización de procesos de calificación y la difusión de criterios de contratación constituyen un componente relevante para la integración de pymes regionales a la estructura de servicios que demanda la expansión de la infraestructura y la producción de hidrocarburos.

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Chile propone integrar su infraestructura portuaria y el corredor Biobío–Neuquén para habilitar una salida energética argentina al Pacífico 

Chile planteó la utilización de su infraestructura portuaria para que la producción energética argentina tenga una vía de salida hacia el Pacífico y los mercados de Asia. La propuesta se apoya en la condición de Argentina como segundo proveedor energético de Chile y en la disponibilidad de terminales de GNL, puertos de aguas profundas y capacidades logísticas instaladas en la franja centro-sur del país vecino.

El objetivo es articular la producción de gas y petróleo de Vaca Muerta con una red de transporte y embarque que permita diversificar rutas de exportación y reducir la dependencia de los puertos atlánticos.

En paralelo, las autoridades de Chile y de la provincia de Neuquén avanzaron en declaraciones conjuntas orientadas al desarrollo comercial, logístico y energético, con foco en el Corredor Bioceánico entre la región del Biobío y Neuquén.

El esquema prevé la habilitación del Paso Internacional Pichachén como punto de conexión entre ambos territorios, acompañado por obras viales de pavimentación del lado chileno y mejoras de caminos del lado argentino para asegurar transitabilidad permanente y sistemas de control integrados.

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Desde la perspectiva energética, la integración propuesta permitiría que parte de la producción de Vaca Muerta se canalice hacia puertos chilenos, utilizando infraestructura existente de terminales de GNL y muelles aptos para buques de gran porte.

La combinación de rutas terrestres bioceánicas y facilidades portuarias abre la posibilidad de reducir tiempos de navegación hacia Asia y mejorar la competitividad de los productos energéticos argentinos en mercados del Pacífico.

El desarrollo del corredor Biobío–Neuquén y la coordinación regulatoria en materia de transporte, aduanas y energía se presentan como condiciones necesarias para que la oferta argentina pueda aprovechar la infraestructura chilena.

La definición de estándares operativos, la interoperabilidad de los sistemas de control fronterizo y la planificación conjunta de inversiones viales y logísticas serán determinantes para que la propuesta se traduzca en una opción efectiva de salida energética hacia el Pacífico.

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TGS avanza en el proyecto de líquidos y destraba el cuello de botella del gas asociado en Vaca Muerta

Transportadora de Gas del Sur (TGS) ingresó en una nueva fase del proyecto de líquidos de gas natural tras la aprobación de los acuerdos comerciales por parte del directorio. La firma confirmó contratos con YPF, Pluspetrol y Chevron que cubren más del 80% de la capacidad prevista, y mantiene negociaciones avanzadas para completar el volumen restante.

Con esta estructura, el proyecto pasa de la etapa de diseño a la de ejecución, con un esquema comercial que asegura el abastecimiento de gas rico necesario para su operación.

El desarrollo contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes desde Vaca Muerta, nuevas instalaciones de procesamiento en Tratayén, un poliducto hacia Bahía Blanca, una planta de fraccionamiento y obras complementarias en la terminal marítima.

La infraestructura permitirá procesar y exportar líquidos del gas natural, un componente clave para adecuar el gas asociado del shale oil y evitar restricciones en los sistemas de transporte.

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El avance del proyecto tiene impacto directo sobre la dinámica del petróleo. El crecimiento del shale oil incrementa la producción de gas asociado y, con ello, la necesidad de capacidad adicional de procesamiento y fraccionamiento.

Sin esta infraestructura, la expansión del crudo enfrenta límites operativos por saturación de plantas y gasoductos. La iniciativa de TGS funciona como un mecanismo de alivio que permite sostener la curva de producción y habilitar mayores volúmenes de exportación.

El proyecto también se integra a la secuencia de inversiones de midstream que ordenan la expansión de Vaca Muerta. La experiencia reciente de financiamiento en Vaca Muerta Oil Sur y la participación de productores de primera línea en los acuerdos comerciales muestran que los desarrollos con estructuras contractuales sólidas pueden avanzar aun en un contexto de riesgo país elevado.

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La combinación de contratos firmes, ingeniería definida y demanda internacional para los líquidos convierte al proyecto en una iniciativa financiable dentro del escenario actual.

La ejecución de la obra implica un volumen significativo de actividad en Neuquén y Buenos Aires, con impacto en empleo directo e indirecto durante la etapa de construcción.

La infraestructura proyectada permitirá aumentar la capacidad de procesamiento, mejorar la calidad del gas transportado por los sistemas troncales y consolidar un flujo exportador de líquidos que complementa la estrategia de expansión del petróleo y del gas.

El avance de TGS confirma que la resolución de los cuellos de botella del gas asociado es una condición necesaria para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.

La articulación entre productores y midstream, sumada a la capacidad de estructurar contratos de largo plazo, permite que proyectos de esta escala ingresen en fase de ejecución y contribuyan a estabilizar la matriz de transporte y procesamiento del sistema gasífero.

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La petroquímica impulsa ampliaciones para adaptarse al crudo liviano de Vaca Muerta y sostener la nueva matriz de insumos industriales

El avance del shale oil neuquino sobre la producción nacional está modificando la estructura de abastecimiento del sistema de refinación y, en consecuencia, la demanda de insumos petroquímicos y servicios industriales asociados.

La mayor participación del crudo Medanito, de menor densidad y diferente composición respecto de los crudos convencionales históricos, obliga a las refinerías a recalibrar procesos, modernizar instalaciones y adecuar unidades de conversión para maximizar rendimientos y sostener márgenes operativos.

El cambio en la composición del crudo disponible impacta directamente en la petroquímica, que depende de corrientes intermedias y subproductos de la refinación para su producción.

La transición hacia un crudo más liviano modifica los balances de naftas, gasoil, gasolinas naturales y corrientes de destilación que alimentan a las plantas petroquímicas, lo que exige inversiones en flexibilidad operativa y en sistemas de separación y tratamiento.

Las refinerías argentinas iniciaron en los últimos años un proceso de modernización que incluye nuevas unidades de proceso, mejoras en almacenamiento, digitalización de operaciones y optimización energética. La refinería de Campana, operada por Axion Energy, es uno de los casos más representativos.

La planta, históricamente abastecida por crudos pesados de la Cuenca del Golfo San Jorge, debió adaptar su estrategia de procesamiento ante el declino natural de esos yacimientos y el crecimiento sostenido del shale oil neuquino.

La integración entre producción y refinación permitió avanzar en una transición gradual hacia una mayor participación del crudo Medanito en la dieta de procesamiento.

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Este cambio requiere ajustes en torres de destilación, balances de hidrógeno, sistemas de craqueo y unidades de hidrotratamiento, además de inversiones en control avanzado de procesos y reutilización de calor residual para mejorar la eficiencia energética.

El sector destaca que la industria logró reducir de manera significativa las paradas no programadas y alcanzar niveles récord de confiabilidad operativa. Sin embargo, la nueva etapa exige optimizar la eficiencia molecular de cada barril procesado, orientando cada corriente hacia el producto de mayor valor económico.

Este enfoque impacta de manera directa en la petroquímica, que depende de corrientes específicas para sostener su producción y ampliar su capacidad.

La adaptación tecnológica y las inversiones en flexibilidad operativa generan una demanda creciente de bienes y servicios industriales. La transición hacia crudos livianos requiere equipamiento especializado, ingeniería de procesos, instrumentación, válvulas, bombas, sistemas de control, servicios de mantenimiento, logística industrial y adecuaciones en infraestructura energética.

La cadena de proveedores vinculada a la petroquímica se convierte así en un componente central para sostener la modernización del sistema.

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El crecimiento de Vaca Muerta no solo transforma la producción de petróleo y gas, sino que reconfigura toda la cadena industrial asociada al downstream.

La petroquímica aparece como un eslabón crítico para capturar valor agregado y acompañar la expansión energética. La disponibilidad de corrientes livianas y la necesidad de maximizar rendimientos impulsan inversiones que fortalecen la integración entre refinación, petroquímica y proveedores industriales.

La consolidación de esta nueva etapa depende de la capacidad del sistema para sostener inversiones de largo plazo, desarrollar recursos humanos especializados y asegurar la disponibilidad de infraestructura adecuada.

La modernización de las refinerías y la adaptación de la petroquímica al crudo de Vaca Muerta configuran un escenario en el que la cadena de proveedores industriales adquiere un rol determinante para el desarrollo energético del país.

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Trafigura y Vista crean Unconventional Resources para posicionarse en toda la cadena de valor de Vaca Muerta

La constitución de Unconventional Resources S.A., publicada en el Boletín Oficial del 10 de junio, incorpora un nuevo vehículo societario al mapa de Vaca Muerta. La compañía fue creada con un capital inicial de $30 millones y un objeto social que habilita operaciones en toda la cadena de valor de los hidrocarburos, con foco en recursos no convencionales.

La estructura accionaria reparte el control casi en partes iguales entre Vista Energy y Trafigura Holding SARL, que poseen cada una el 49% del capital, mientras que el 2% restante quedó en manos de los ejecutivos Diego Celaá y Sebastián Maggio.

El estatuto de la nueva sociedad permite intervenir en exploración y explotación de petróleo y gas convencional y no convencional, perforación y fractura hidráulica, procesamiento, refinación, transporte, almacenamiento y exportación de hidrocarburos.

También habilita la participación en proyectos de generación eléctrica, iniciativas petroquímicas, desarrollos vinculados al gas natural licuado y obras de infraestructura energética, incluyendo oleoductos, gasoductos, poliductos y terminales de exportación.

La presidencia de Unconventional Resources quedó a cargo de Pablo Daniel De Michelis, en representación de Vista, mientras que la vicepresidencia será ejercida por Carlos Firpo, designado por Trafigura.

La configuración de autoridades refleja el esquema de control compartido entre ambas compañías y la intención de articular capacidades operativas y comerciales en un mismo vehículo corporativo.

Vista Energy aporta su experiencia en el desarrollo de yacimientos no convencionales de la Cuenca Neuquina. La empresa concentra sus principales activos en áreas como Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y Aguada Federal, donde se ubican algunos de los bloques de shale oil más productivos del país.

Su estrategia se ha orientado a incrementar la producción y consolidar un perfil exportador, con presencia en los mercados internacionales a través de su cotización en las bolsas de Nueva York y México.

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Trafigura, por su parte, opera como uno de los mayores traders globales de materias primas, con actividades que abarcan petróleo, derivados, gas natural, metales y minerales. Su negocio incluye logística, almacenamiento, transporte marítimo, infraestructura portuaria y financiamiento de operaciones.

En Argentina, su principal plataforma es Puma Energy, que gestiona una red de estaciones de servicio, terminales y plantas logísticas, además de participar en la exportación de crudo y en el comercio internacional de energía.

La creación de Unconventional Resources permite combinar la capacidad operativa de Vista en el upstream de Vaca Muerta con la potencia financiera y logística de Trafigura en los mercados globales.

El alcance del objeto social indica que la sociedad no fue diseñada únicamente para operar áreas petroleras, sino para intervenir en proyectos de infraestructura, exportación y desarrollo energético de mayor escala, tanto en Argentina como en el exterior.

El vehículo societario está habilitado para participar en joint ventures, contratos de operación conjunta, acuerdos de farm-in y farm-out, adquisiciones de activos y asociaciones estratégicas.

Esta flexibilidad le permite adaptarse a distintas oportunidades de negocio en un contexto en el que Vaca Muerta atraviesa un ciclo de expansión de producción, exportaciones y obras de transporte como Duplicar, el Oleoducto Trasandino y VMOS, además de proyectos de GNL en evaluación.

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La constitución de la nueva compañía se produce en un momento en que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) abre una ventana específica para proyectos de gran escala vinculados con energía, infraestructura y exportaciones.

La amplitud del estatuto sugiere que los socios buscaron construir una plataforma capaz de adquirir activos, participar en licitaciones, desarrollar terminales y oleoductos, o integrarse a futuros proyectos de gas natural licuado.

La estructura accionaria, con participaciones equivalentes y control compartido, refuerza la lectura de una alianza de largo plazo orientada a capturar la próxima etapa de crecimiento de Vaca Muerta.

Aunque todavía no se anunciaron activos concretos bajo la órbita de Unconventional Resources, en el mercado energético la creación de la sociedad es interpretada como un movimiento relevante en la competencia por el negocio no convencional y por la infraestructura que acompañará el aumento de la producción y las exportaciones en la cuenca.

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Marco legal del Atlántico Sur: delimitación jurídica, empresas sancionadas y diferencias entre operaciones legítimas e ilegítimas

El Atlántico Sur presenta dos regímenes jurídicos diferenciados que suelen ser tratados de manera imprecisa en el debate público. La Cuenca Malvinas Norte se encuentra bajo control británico de facto y es reclamada por Argentina, mientras que la Cuenca Malvinas Oeste y la Cuenca Marina Austral operan dentro de la jurisdicción argentina reconocida por las Naciones Unidas.

La distinción entre ambas áreas es determinante para evaluar la legalidad de las actividades hidrocarburíferas y el alcance de las sanciones vigentes.

El marco internacional aplicable está definido por la Resolución 2065 (XX) y la Resolución 31/49 de la Asamblea General de la ONU, que reconocen la existencia de una disputa de soberanía y exhortan a las partes a no introducir modificaciones unilaterales mientras esta persista.

En este contexto, Argentina considera ilegítima toda actividad de exploración y explotación realizada en la Cuenca Malvinas Norte sin autorización de Buenos Aires.

A este esquema se suma la decisión de la Comisión de Límites de la Plataforma Continental (CLPC), que en 2016 aprobó la presentación argentina para extender la plataforma continental hasta las 350 millas. La resolución reconoce la continuidad geológica de la plataforma argentina, incluyendo áreas marítimas que rodean las islas.

Sin embargo, la CLPC no tiene competencia para pronunciarse sobre disputas de soberanía, por lo que toda zona vinculada a Malvinas quedó expresamente sujeta al principio de “sin perjuicio” de la controversia. El reconocimiento técnico de la plataforma no modifica el estatus político de la disputa ni implica validación o invalidación de licencias otorgadas por el Reino Unido.

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En el plano interno, la Ley 26.659 establece un régimen específico para las empresas que operen en áreas en disputa bajo licencias emitidas por el gobierno isleño.

La norma prevé inhabilitaciones administrativas de entre 5 y 20 años, multas equivalentes al valor de la producción obtenida y la imposibilidad de participar en licitaciones o proyectos dentro del territorio continental argentino. La Secretaría de Energía mantiene un registro público de entidades alcanzadas por este régimen.

Las compañías sancionadas incluyen a Rockhopper Exploration, Borders & Southern, Argos Resources, Desire Petroleum, Falkland Oil and Gas, Premier Oil —hoy Harbour Energy—, dos razones sociales de Noble Energy, Edison International y Navitas Petroleum.

La incorporación de Navitas responde a su rol como operador mayoritario del proyecto Sea Lion, ubicado en la Cuenca Malvinas Norte.

Sea Lion constituye el principal desarrollo hidrocarburífero en el área en disputa. Se trata de un descubrimiento de petróleo en aguas profundas, con recursos contingentes significativos y un plan de desarrollo basado en una unidad FPSO. La iniciativa no cuenta con reconocimiento argentino y se encuentra alcanzada por las sanciones previstas en la Ley 26.659.

La actividad se desarrolla bajo licencias otorgadas por el gobierno isleño y carece de validez jurídica para Argentina.

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En contraste, los proyectos ubicados en la Cuenca Marina Austral y en la Cuenca Malvinas Oeste operan dentro de la jurisdicción argentina. El caso más relevante es el proyecto Fénix, desarrollado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Sur, que aporta volúmenes de gas firmes al sistema energético nacional.

Estas operaciones se encuentran plenamente habilitadas, dado que se desarrollan en áreas reconocidas internacionalmente como parte de la plataforma continental argentina.

La diferenciación entre ambas zonas también se extiende a los bloques offshore adjudicados en la Cuenca Argentina Norte. El bloque MLO-123, operado por TotalEnergies, YPF y Equinor, continúa en fase de estudios sísmicos dentro del marco regulatorio argentino.

Los bloques vecinos fueron abandonados por otras compañías tras resultados geológicos insuficientes, sin implicancias legales.

En relación con Harbour Energy, la empresa se retiró del proyecto Sea Lion en 2021 y no participa actualmente en actividades en áreas en disputa.

Su presencia en proyectos de gas en Tierra del Fuego se desarrolla dentro de la legalidad vigente, dado que la sanción prevista por la Ley 26.659 se aplica a actividades en zonas bajo reclamo y no impide operar en áreas bajo jurisdicción argentina cuando la compañía no mantiene participación en proyectos ilegítimos.

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La aplicación del régimen sancionatorio es competencia exclusiva del Estado nacional. Las provincias no tienen facultades para habilitar ni deshabilitar empresas alcanzadas por la Ley 26.659, ni para modificar el estatus jurídico de las actividades en disputa. La coordinación Nación–Provincia es necesaria para asegurar coherencia en la política hidrocarburífera, pero no altera el alcance de la normativa nacional.

El marco legal vigente establece con claridad qué operaciones son legítimas y cuáles no. Las actividades en la Cuenca Malvinas Norte carecen de reconocimiento argentino y están sujetas a sanciones.

Las operaciones en la Cuenca Marina Austral, la Cuenca Malvinas Oeste y la Cuenca Argentina Norte se desarrollan dentro de la jurisdicción argentina y forman parte del régimen regulatorio ordinario. La distinción entre ambas áreas es esencial para evitar interpretaciones erróneas y para sostener una política de Estado consistente en materia de soberanía y recursos naturales.

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Argentina y Chile avanzan en Añelo en una agenda de integración energética y logística con foco en gas, corredores transcordilleranos y el rol del Biobío

Autoridades de Argentina y Chile mantuvieron en Añelo una agenda bilateral centrada en el suministro de gas natural desde Vaca Muerta, la consolidación de corredores logísticos transcordilleranos y el posicionamiento de la Región del Biobío como nodo estratégico para la integración energética.

La reunión forma parte de un esquema de cooperación que ambos países buscan profundizar en función del crecimiento de la producción neuquina y de la necesidad chilena de asegurar abastecimiento firme para su sistema eléctrico e industrial.

La delegación chilena estuvo encabezada por el gobernador del Biobío, Sergio Giacaman, acompañado por funcionarios nacionales, entre ellos la ministra de Energía, Ximena Rincón, y el canciller José Francisco Pérez Mackenna. Por parte de Argentina participaron autoridades de la Provincia del Neuquén y representantes del sector energético.

La actividad se desarrolló en Añelo y continuará en la ciudad de Neuquén, luego de que las condiciones climáticas impidieran realizar la cumbre en el Paso Pichachén, previsto inicialmente como sede del encuentro.

La agenda bilateral incluyó el análisis del suministro de gas desde Vaca Muerta hacia Chile, en un contexto en el que el país trasandino busca diversificar fuentes y reducir su dependencia del gas natural licuado importado.

La región del Biobío cuenta con infraestructura existente para recibir gas argentino a través del Gasoducto del Pacífico y mantiene conexión con Argentina mediante el Oleoducto Trasandino, lo que facilita la integración energética entre ambas jurisdicciones.

Las autoridades chilenas destacaron el interés en avanzar hacia esquemas de abastecimiento que permitan complementar la matriz eléctrica del país, caracterizada por una alta participación de energías renovables que requieren respaldo térmico.

La disponibilidad de gas neuquino en períodos de mayor oferta constituye un elemento relevante para la planificación energética chilena y para la estabilidad de su sistema.

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El encuentro también abordó la situación del Paso Internacional Pichachén, considerado por ambos gobiernos como un corredor prioritario para el desarrollo logístico entre Neuquén y el Biobío. La agenda incluyó la evaluación de obras viales, equipamiento para operación invernal, mejoras en infraestructura aduanera y la posibilidad de avanzar hacia un esquema de funcionamiento anual.

La consolidación del paso permitiría fortalecer el intercambio comercial y facilitar el tránsito de cargas vinculadas a la industria energética.

La presencia de funcionarios nacionales chilenos en la reunión refleja el interés del país en elevar la integración energética a un nivel estratégico. La ministra Rincón y el canciller Pérez Mackenna coincidieron en que el desarrollo de Vaca Muerta abre oportunidades para ampliar la cooperación bilateral y para profundizar la articulación entre ambas economías.

La visita a Añelo permitió a la delegación conocer de primera mano la infraestructura y los proyectos asociados al crecimiento de la cuenca.

La Provincia del Neuquén destacó que la integración energética con Chile se enmarca en una estrategia más amplia que incluye la ampliación de la capacidad de transporte de gas, la diversificación de mercados y la consolidación de corredores logísticos que conecten la producción neuquina con puertos del Pacífico.

La articulación con el Biobío se presenta como un componente central de esa estrategia, dada la infraestructura portuaria y la capacidad industrial de la región chilena.

La reunión en Añelo se inscribe en un proceso de cooperación que combina intereses energéticos, logísticos y comerciales. El crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta y la necesidad chilena de contar con abastecimiento firme generan un marco favorable para avanzar en acuerdos de mediano plazo.

La consolidación del Paso Pichachén y la integración del Biobío como nodo logístico aparecen como elementos clave para sostener ese proceso.

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El proyecto de NGLs de TGS se consolida como infraestructura crítica para evitar un nuevo límite al crecimiento del gas y del petróleo en Vaca Muerta

Transportadora de Gas del Sur (TGS) avanzó en la etapa final de documentación para el desarrollo del complejo de procesamiento de líquidos del gas natural (NGLs) asociado a Vaca Muerta, una inversión estimada en USD 3.000 millones que busca resolver el principal cuello de botella que enfrenta la producción de hidrocarburos en la cuenca.

El proyecto apunta a captar, transportar y fraccionar propano, butano y gasolinas naturales provenientes del gas asociado que acompaña el crecimiento del petróleo no convencional.

La iniciativa contempla la construcción de una planta de acondicionamiento en Tratayén, un sistema de transporte de líquidos hacia Bahía Blanca y la ampliación del complejo de fraccionamiento en esa ciudad, junto con adecuaciones portuarias para exportación. El esquema permitirá procesar alrededor de 2,7 millones de toneladas anuales de NGLs y generar exportaciones estimadas en USD 1.200 millones por año, según cálculos del sector.

El CEO de TGS, Oscar Sardi, señaló que la expansión de la capacidad de evacuación de crudo mediante obras como Duplicar, la reactivación del Oleoducto Trasandino y la futura entrada en operación del VMOS incrementará de manera significativa la producción de petróleo. Ese crecimiento traerá aparejado un mayor volumen de gas asociado con alto contenido de líquidos, cuya composición excede la capacidad actual de tratamiento y transporte del sistema.

El ejecutivo advirtió que, sin nueva infraestructura de procesamiento, el gas rico no podrá ingresar a los gasoductos existentes y obligará a restringir la producción de petróleo.

La limitación no proviene del recurso ni de la capacidad de perforación, sino de la imposibilidad de manejar el volumen de líquidos presentes en el gas asociado. La extracción de propano, butano y gasolina natural es condición necesaria para que el gas cumpla las especificaciones técnicas del sistema de transporte.

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El proyecto de NGLs busca corregir ese desfasaje entre el ritmo de crecimiento del shale y la infraestructura disponible. La planta de Tratayén permitirá separar y acondicionar el gas rico, mientras que el gasoducto de líquidos transportará la mezcla hacia Bahía Blanca para su fraccionamiento.

La ampliación del complejo de Cerri y las adecuaciones portuarias completan el esquema logístico que habilitará la exportación de los productos obtenidos.

La construcción del complejo demandará aproximadamente 45 meses, por lo que su entrada en operación se proyecta para fines de 2029 o comienzos de 2030. Durante ese período, TGS evalúa soluciones transitorias para evitar restricciones en la producción.

Entre ellas se encuentra la construcción de un gasoducto paralelo de 100 kilómetros para separar corrientes de gas seco y gas rico dentro de Vaca Muerta, lo que permitiría liberar capacidad en la planta de acondicionamiento existente.

El sistema actual de gasoductos internos en la cuenca, de unos 180 kilómetros, mezcla gases con distintos niveles de riqueza, lo que limita la eficiencia del tratamiento. La separación temprana de corrientes permitiría manejar parte del volumen sin necesidad de acondicionamiento completo, reduciendo la presión sobre las instalaciones de TGS hasta la puesta en marcha del proyecto principal.

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El desarrollo del complejo de NGLs cuenta con el respaldo de los principales productores de Vaca Muerta, entre ellos YPF, que aprobó su incorporación como cargador de gas para abastecer la futura infraestructura. La participación de los operadores es un elemento central para asegurar la viabilidad económica del proyecto y para sostener el crecimiento de la producción en la cuenca.

El proyecto representa la mayor inversión industrial vinculada al procesamiento de gas natural en Argentina y se integra a la estrategia de ampliación de la capacidad exportadora del sector energético. Su ejecución permitirá evitar restricciones en la producción de petróleo, aumentar la disponibilidad de gas tratado y generar un flujo adicional de exportaciones de líquidos.

La consolidación del complejo de NGLs como infraestructura habilitante para Vaca Muerta responde a una necesidad estructural del sistema energético. La capacidad de procesar gas rico determinará el ritmo de crecimiento del petróleo y del gas en los próximos años. La puesta en marcha del proyecto permitirá sostener la expansión de la cuenca y evitar que la falta de infraestructura limite el desarrollo de los recursos no convencionales.

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El RIGI se instala como el eje de la estrategia nacional para atraer inversiones mineras de gran escala

Según declaró el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, la minería concentra nueve proyectos aprobados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que representa casi la mitad de las iniciativas admitidas y el 25% de la inversión comprometida.

La afirmación expone el peso que el Gobierno asigna al sector en la competencia global por capitales destinados a cobre, litio y minerales estratégicos, en un momento en que las compañías internacionales ajustan sus decisiones de inversión a horizontes de largo plazo.

El régimen incorpora un elemento que no existía en la arquitectura regulatoria argentina: estabilidad normativa por 30 años. Los proyectos adheridos quedan protegidos frente a la creación de nuevos tributos o incrementos en la carga impositiva vigente, un componente central para emprendimientos que requieren desembolsos de miles de millones de dólares y cuyos retornos se extienden por décadas. La previsibilidad fiscal se convierte así en un punto de negociación directa con las casas matrices de las compañías que evalúan inversiones en el país.

El esquema establece una reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias del 35% al 25%, junto con una tasa del 7% para los dividendos distribuidos, que puede descender al 3,5% después de siete años de permanencia en el régimen. Para las empresas que operan en múltiples jurisdicciones, la comparación entre marcos fiscales es determinante en la asignación de capital. El RIGI busca ubicar a la Argentina en un rango competitivo frente a países que disputan los mismos proyectos, en particular Chile y Perú.

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Durante la etapa de construcción, el régimen habilita el uso de certificados de crédito fiscal de IVA para cancelar obligaciones con proveedores o en operaciones de importación. La medida apunta a reducir la presión financiera en la fase de mayor inversión, cuando los proyectos aún no generan ingresos y dependen de flujos de capital intensivos. En paralelo, el RIGI establece un esquema de libre disponibilidad progresiva de divisas: 20% desde el segundo año, 40% desde el tercero y 100% desde el cuarto. Para proyectos estratégicos con exportaciones superiores a USD 2.000 millones, los plazos se reducen en un año.

El régimen incorpora además la posibilidad de llevar la contabilidad y presentar estados financieros directamente en dólares bajo normas IFRS, lo que facilita el reporte corporativo y reduce riesgos contables. A esto se suma la modificación de la Comisión Nacional de Valores, que simplificó el doble listado de acciones para compañías extranjeras y eliminó la obligación de registrar una sucursal local para operar en el mercado de capitales argentino. El objetivo es reducir costos administrativos y acelerar los tiempos de entrada para grupos internacionales.

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10 Hyou

En este marco, San Juan aparece como una de las provincias con mayor capacidad para capitalizar el régimen. La provincia concentra proyectos de cobre de escala mundial en distintas etapas de avance —Los Azules, Altar, El Pachón, Hualilán y Josémaría— y cuenta con institucionalidad minera estable y cercanía logística con Chile. Para estos proyectos, el RIGI opera como un componente que puede modificar la ecuación de financiamiento y acelerar los procesos hacia decisiones finales de inversión.

La estrategia oficial busca posicionar a la minería como uno de los principales generadores de divisas de la próxima década, en un escenario internacional marcado por la demanda creciente de minerales estratégicos para la transición energética. El avance del RIGI en minería instala un nuevo marco de referencia para las decisiones de inversión y redefine la relación entre el Estado y las compañías que evalúan proyectos de gran escala. La capacidad de convertir este régimen en proyectos concretos dependerá de la articulación entre Nación, provincias y empresas, en un sector que opera con horizontes largos y exige coordinación institucional sostenida.

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La diversificación energética europea abre espacio para contratos argentinos de petróleo, GNL y minerales críticos

La Unión Europea redujo de manera acelerada su dependencia del gas y el petróleo ruso y abrió un espacio para proveedores capaces de ofrecer volúmenes estables y contratos de largo plazo.

Ese movimiento dejó una demanda estructural que hoy se reparte entre Estados Unidos, Noruega y un grupo creciente de países latinoamericanos. En ese escenario, Argentina aparece como un oferente marginal con capacidad de expansión en petróleo, GNL y minerales críticos, tres segmentos que forman parte de la agenda estratégica del bloque.

La caída del suministro ruso modificó la estructura de importaciones del continente. En gas, la participación de Rusia pasó del 45% al 12%; en petróleo, del 26% al 2,2%. Estados Unidos absorbió la mayor parte de esos volúmenes, pero la Comisión Europea busca ampliar la lista de abastecedores para reducir la exposición a shocks geopolíticos. Brasil, Guyana y México ya ingresaron como proveedores de crudo. Argentina, que exporta cerca de 320.000 barriles diarios y avanza con el sistema Vaca Muerta Oil Sur para operar buques de gran porte en Punta Colorada, queda posicionada para contratos de abastecimiento a partir de 2027.

El interés europeo también se concentra en el gas natural licuado. El primer contrato de largo plazo firmado por el país fue con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SESE), que adquirió el 80% de la capacidad del primer buque de licuefacción del consorcio Southern Energy. El acuerdo prevé la provisión de 2 millones de toneladas anuales desde 2027. En paralelo, YPF y la italiana ENI desarrollan un proyecto que contempla hasta tres unidades flotantes de licuefacción, con ENI como comprador principal. La UE busca contratos firmes para asegurar volúmenes más allá de 2030, en un contexto de demanda eléctrica creciente y transición energética en marcha.

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La agenda europea incorpora además minerales críticos. En 2023, la Comisión Europea firmó una alianza con Argentina para desarrollar cadenas de valor sostenibles de litio y cobre. La producción local de litio creció con la entrada en operación de proyectos como el de Eramet en Salta, que ya exporta al continente. La demanda europea de estos minerales está asociada a la fabricación de baterías, paneles solares y equipamiento industrial para la descarbonización.

La posibilidad de capturar esta ventana depende de factores internos. En petróleo, el ritmo de ejecución de VMOS y la disponibilidad de capacidad de transporte condicionan la oferta exportable. En GNL, los proyectos de licuefacción requieren gas firme, contratos de largo plazo y ampliaciones en el sistema de transporte. En minerales críticos, la expansión de la producción y la integración con cadenas de valor europeas son determinantes para sostener volúmenes crecientes.

Europa busca proveedores estables y contratos previsibles. Argentina tiene recursos y proyectos en marcha. La oportunidad existe, pero su materialización depende de convertir infraestructura, regulación y producción en una oferta confiable para un mercado que ya modificó su patrón de abastecimiento.

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La producción minera creció 9,5% interanual en abril impulsada por litio, boratos y no metalíferos

El índice de producción industrial minera registró en abril un crecimiento interanual de 9,5% y acumuló una variación de 7,4% en el primer cuatrimestre, según datos del INDEC.

El desempeño estuvo explicado por el aumento de la producción de litio, el avance de los minerales no metalíferos y la mayor actividad en boratos y minerales destinados a la industria química, que concentraron las variaciones más relevantes del período.

La producción de carbonato de litio aumentó 79% interanual, en línea con la ampliación de capacidad en proyectos del NOA y la entrada en régimen de operaciones iniciadas en años previos. Los minerales para la industria química crecieron 73%, mientras que los no metalíferos y rocas de aplicación avanzaron 45,5%, con variaciones positivas en clínker y piedra caliza vinculadas a la demanda de insumos industriales y de construcción. Estos segmentos explican la mayor parte del crecimiento del componente estrictamente minero del índice.

El IPI Minero incluye, por definición metodológica del INDEC, la extracción de petróleo y gas. En abril, este componente registró un incremento interanual de 19,1% en petróleo crudo y una variación de 2,8% en gas natural, impulsadas por la producción no convencional. Estos movimientos corresponden al sistema energético y no forman parte del núcleo minero, aunque impactan en el índice agregado.

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Algunos rubros presentaron caídas. Los servicios de apoyo para la extracción de petróleo y gas disminuyeron 19,8% interanual y acumularon una baja de 17,2% en el primer cuatrimestre. La extracción de carbón y turba retrocedió 21,6%, mientras que arcilla y caolín cayeron 17,1%. Las arenas industriales disminuyeron 22,3% y la arena de fractura 5,8%, en un contexto de ajustes operativos y variaciones en la demanda de insumos específicos.

El comportamiento del índice muestra una estructura heterogénea, con litio, boratos y no metalíferos como principales impulsores del crecimiento minero, y actividades tradicionales con variaciones negativas. La evolución del sector depende de la disponibilidad de infraestructura eléctrica y logística en zonas mineras, del abastecimiento energético firme y del ritmo de inversión en proyectos de escala que requieren equipamiento, transporte y servicios especializados.

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Horacio Marín aseguró que el plan de YPF en Vaca Muerta permitirá superar los USD 100.000 millones en exportaciones

YPF instaló un objetivo público que ordena su estrategia para la próxima década. Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, aseguró que el desarrollo integral del proyecto en Vaca Muerta permitiría superar los USD 100.000 millones en exportaciones en el mediano y largo plazo.

La afirmación forma parte del esquema de crecimiento que la empresa presentó ante inversores y autoridades, y que combina expansión productiva, infraestructura y un cambio en la política financiera.

El plan contempla inversiones por USD 25.000 millones en 15 años, orientadas a ampliar la producción de petróleo y gas no convencional. La compañía proyecta alcanzar entre 600.000 y 700.000 barriles diarios en los próximos años, apoyada en la perforación de más de 1.100 pozos y en la disponibilidad de capacidad de transporte asociada a proyectos como Vaca Muerta Oil Sur. Según la empresa, este desarrollo permitiría generar exportaciones anuales cercanas a USD 6.000 millones hacia 2032, en la etapa de maduración del proyecto.

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En paralelo, YPF avanza en iniciativas de gas natural licuado junto a ENI y XRG, con inversiones adicionales estimadas en USD 30.000 millones. El objetivo es asegurar volúmenes firmes para contratos de largo plazo y posicionar a la Argentina como proveedor de GNL en un mercado internacional que demanda estabilidad y previsibilidad. La compañía considera que el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) es un componente central para viabilizar proyectos de esta escala.

El componente financiero introduce un cambio relevante. Marín afirmó que YPF prevé iniciar el pago de dividendos en 2028, lo que implicaría una nueva etapa en la política de retorno a los accionistas. El esquema combina reinversión para sostener la expansión productiva con un mecanismo de distribución que incluye tanto al Estado —titular del 51% del capital— como a los inversores privados. La empresa sostiene que el aumento de escala permitiría financiar la inversión sin comprometer la rentabilidad futura.

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YPF también destacó el interés de inversores internacionales en el sector energético argentino, impulsado por el potencial de Vaca Muerta y por la posibilidad de desarrollar proyectos de exportación a gran escala. En el mercado interno, la compañía mantiene mecanismos de estabilización de precios para amortiguar la volatilidad internacional del petróleo y preservar el equilibrio operativo.

La estrategia presentada por la conducción de YPF combina crecimiento productivo, infraestructura y una política financiera orientada a capturar ingresos externos. La definición pública de objetivos por parte de su CEO marca el rumbo de una empresa que busca sostener su presencia operativa en los mercados internacionales y asegurar un flujo exportador de largo plazo.

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El retorno del capital global hacia Argentina incorpora a la energía como variable crítica para escalar inteligencia artificial, biotech y servicios digitales

El capital emprendedor internacional volvió a operar en Argentina durante 2026 con un volumen superior al registrado en 2025, impulsado por rondas de financiamiento en compañías tecnológicas y por el regreso de fondos globales que habían reducido su exposición en la región.

La recuperación del flujo de inversiones coincide con un aumento de la demanda energética asociada a inteligencia artificial, biotech, fintech y servicios digitales, sectores que requieren infraestructura eléctrica estable para escalar operaciones.

Los datos de ARCAP muestran que las startups argentinas levantaron más de US$ 400 millones en los primeros meses del año, superando el total de 2025. La actividad se concentró en compañías con uso intensivo de datos y procesos computacionales, lo que incrementa la necesidad de capacidad eléctrica firme para centros de datos, laboratorios y plataformas de servicios. La expansión de estos sectores incorpora a la energía como componente estructural de la competitividad tecnológica.

El retorno de fondos internacionales se explica por la combinación de talento técnico, costos relativos y mercados con fricciones operativas que pueden ser resueltas mediante inteligencia artificial. Para los inversores, la capacidad de escalar modelos basados en IA depende de la disponibilidad de infraestructura energética capaz de sostener cargas computacionales crecientes. La instalación de centros de datos y la operación de modelos avanzados requieren potencia continua, refrigeración y estabilidad de red, variables que condicionan la localización de nuevas inversiones.

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La diversificación sectorial observada en 2025 y 2026 también tiene implicancias energéticas. Biotech, healthtech y agtech demandan laboratorios, procesos de simulación y equipamiento especializado con requerimientos eléctricos específicos. Fintech y SaaS dependen de centros de procesamiento y almacenamiento de datos que operan de manera ininterrumpida. La infraestructura energética se convierte en un insumo transversal para todas las verticales que hoy concentran capital.

La presencia de inversores globales en el país, incluida la visita de referentes de Silicon Valley, refuerza la necesidad de ordenar la relación entre energía e inversión tecnológica. La disponibilidad de electricidad firme, la capacidad de transporte y la estabilidad regulatoria son factores que inciden en la decisión de instalar centros de datos, ampliar operaciones digitales o financiar compañías intensivas en cómputo. La competitividad del ecosistema argentino depende de la capacidad de integrar talento, capital y energía en un marco operativo previsible.

La dinámica de 2026 muestra que el flujo de inversiones tecnológicas no puede analizarse de manera aislada del sistema energético. La expansión de inteligencia artificial, biotech y servicios digitales requiere infraestructura eléctrica capaz de sostener cargas crecientes y garantizar continuidad operativa. La articulación entre capital global y energía se convierte en un componente central para definir la posición de Argentina en la economía digital.

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El RIGI no fue diseñado para importar ciudades enteras: El caso Vicuña expone un efecto no deseado que sustituye industria local por bienes que sí se fabrican en Argentina

El megaproyecto Vicuña, la mayor inversión minera de la historia argentina con un CAPEX estimado en USD 18.000 millones, adjudicó la construcción de su campamento habitacional a un consorcio liderado por PowerChina.

La obra —2.500 camas en esta etapa, 10.000 en total— se importará completa desde Asia bajo los beneficios aduaneros del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La diferencia entre la oferta china y la argentina fue de USD 18 millones, equivalente al 0,1% del proyecto.

El dato es técnico, no emocional: el RIGI está generando un efecto no deseado. Al eliminar aranceles, IVA, tasas y restricciones para bienes importados, el régimen vuelve más barato traer desde China infraestructura que la industria argentina produce hace décadas.

El resultado es la sustitución de proveedores locales en segmentos donde existe capacidad instalada, certificación técnica y experiencia en minería, energía y petróleo.

La construcción modular industrializada es un sector que Argentina domina. Produce campamentos para yacimientos, obras de infraestructura, parques eólicos, proyectos petroleros y desarrollos energéticos. Tiene estándares para alta montaña, normas climáticas, procesos certificados y proveedores distribuidos en varias provincias.

La decisión de importar una ciudad completa implica la pérdida de una cadena de valor que genera empleo industrial, servicios, logística, mantenimiento y encadenamientos productivos en San Juan y en el país.

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El caso Vicuña no es un problema de competitividad. La diferencia de precio fue marginal frente a la escala del proyecto. Es un problema de incentivos fiscales desbalanceados: el régimen elimina costos para la importación total y no establece distinciones entre bienes críticos —que Argentina no produce— y bienes que sí se fabrican localmente.

El resultado es que el Estado argentino subsidia, vía exenciones, la importación de infraestructura básica que podría producirse en el país.

La contradicción es evidente. El Gobierno sostiene un alineamiento estratégico con Estados Unidos y ha limitado la participación china en sectores sensibles.

Sin embargo, bajo el RIGI, se habilita la importación masiva de infraestructura construida en China para un proyecto de cobre estratégico, con beneficios fiscales otorgados por el propio Estado argentino. La política exterior declarada y el diseño operativo del régimen no están alineados.

Para la empresa, la decisión también tiene implicancias. Una mina de cobre de 25 años necesita proveedores locales para ampliaciones, reemplazos, mantenimiento y nuevas etapas.

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Si la cadena se destruye hoy, no estará disponible mañana. La licencia social, un activo crítico en minería, se sostiene con empleo, proveedores y desarrollo territorial. Importar una ciudad completa erosiona ese equilibrio.

El RIGI puede corregirse sin alterar su objetivo central. Los países mineros más competitivos del mundo —Chile, Perú, Canadá, Australia— establecen listas positivas y negativas, exigen justificación técnica para importar bienes que se producen localmente y fijan mínimos de contenido local en segmentos donde existe capacidad instalada.

Argentina puede adoptar criterios similares para evitar que un régimen pensado para atraer inversiones termine desindustrializando sectores que sí tienen competitividad.

El caso Vicuña es una señal. No cuestiona la inversión ni el proyecto, sino el diseño operativo del régimen. El RIGI debe distinguir entre bienes críticos y bienes que se producen en el país. Si no lo hace, no estará promoviendo inversiones: estará promoviendo importaciones.

Y en un proyecto de USD 18.000 millones, la diferencia entre desarrollar una cadena de valor local o sustituirla por importación total define el impacto económico de las próximas dos décadas.

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El plan de USD 650 millones de MEGA amplía la capacidad de procesamiento de NGL

El programa de inversiones de MEGA —la sociedad integrada por YPF, Petrobras y Dow— constituye uno de los desarrollos de infraestructura más relevantes del midstream argentino.

El plan total asciende a USD 650 millones entre 2023 y 2028, orientado a ampliar la capacidad de fraccionamiento de líquidos del gas natural y a adecuar instalaciones en Bahía Blanca para absorber el crecimiento del shale gas neuquino.

La primera etapa del programa incluyó obras de adecuación y ampliaciones iniciales. La segunda fase, actualmente en ejecución, incorpora un nuevo tren de fraccionamiento en el complejo de Bahía Blanca con una inversión de USD 260 millones, destinada a incrementar la capacidad de separación de etano, propano, butano y gasolina natural.

El objetivo es elevar la capacidad total de procesamiento de NGL en hasta un 50%, evitando restricciones en la evacuación del gas húmedo producido en Vaca Muerta.

MEGA procesa alrededor del 40% del gas natural de la Cuenca Neuquina y opera el poliducto Neuquén–Bahía Blanca, infraestructura que conecta la producción con el principal polo petroquímico del país y con las terminales de exportación de GLP.

La ampliación permite sostener el crecimiento de la producción de shale gas, reducir el riesgo de saturación del sistema y mejorar la continuidad de los flujos exportadores.

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El plan completo de USD 650 millones incluye obras asociadas a la expansión de capacidad, mejoras en seguridad operativa, adecuaciones en transporte y ampliación de instalaciones vinculadas al abastecimiento de etano para la industria petroquímica.

La segunda fase fue presentada bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, dado que se trata de proyectos con horizontes de amortización largos y alta intensidad de capital.

El crecimiento de los NGL se consolidó como uno de los segmentos de mayor expansión del sector energético. La producción nacional crece a tasas superiores al 20% anual y las exportaciones de GLP superaron el millón de toneladas en 2025.

La capacidad de fraccionamiento y logística se volvió un componente crítico para evitar restricciones en origen y asegurar que el incremento de producción se traduzca en mayor oferta exportable y abastecimiento industrial.

La ampliación de MEGA refuerza el rol de Bahía Blanca como nodo petroquímico y logístico, y se integra con los gasoductos troncales y la infraestructura de transporte desde Neuquén.

La continuidad del programa de inversiones y la estabilidad regulatoria serán determinantes para sostener el crecimiento del shale gas y consolidar la expansión de la cadena de valor del gas natural en la próxima década.

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La región coincide en que el desafío energético ya no es el recurso sino la capacidad de convertirlo en suministro estable y competitivo

La Conferencia ARPEL 2026 expuso un diagnóstico transversal entre ejecutivos de petróleo, gas y refinación: América Latina dispone de recursos en volumen y calidad, pero enfrenta restricciones estructurales para transformarlos en abastecimiento confiable.

La seguridad energética depende de infraestructura, eficiencia y marcos regulatorios que permitan inversiones sostenidas.

En petróleo, la discusión se centró en logística y competitividad. La disponibilidad de recursos dejó de ser el problema; el desafío es ejecutar proyectos con estabilidad regulatoria y capacidad operativa.

En gas natural, las empresas destacaron que la región cuenta con reservas suficientes, pero necesita diversificación de fuentes, resiliencia frente a shocks de precios y ampliación de redes para sostener demanda interna y exportaciones.

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El desarrollo del shale argentino fue presentado como caso de estudio. La experiencia de Vaca Muerta muestra que la escala depende de infraestructura, contratos estables y cooperación público‑privada. Países como México y Colombia analizan replicar el modelo, condicionado a estabilidad institucional y capacidad de ejecución.

En refinación, los expositores coincidieron en que el sector enfrenta márgenes ajustados y mayor presión regulatoria. La competitividad se definirá por eficiencia, flexibilidad y mayor integración con la petroquímica.

La agenda regional converge en tres ejes: reformas regulatorias, gas como pilar estructural y fortalecimiento de la integración para ganar escala. El desafío no es el recurso, sino la capacidad de convertirlo en suministro confiable mediante planificación, infraestructura y reglas estables.

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El proyecto de USD 3.000 millones de TGS instala la infraestructura que define la próxima década del petróleo argentino

El desarrollo de Transportadora de Gas del Sur (TGS) para industrializar gas asociado en Vaca Muerta se convierte en la pieza central de la infraestructura energética argentina para los próximos diez años.

Con un CAPEX estimado en USD 3.000 millones, el proyecto incorpora cuatro módulos de procesamiento, un poliducto de 573 kilómetros, una planta de fraccionamiento de 2,7 millones de toneladas anuales y una terminal de exportación en Bahía Blanca. Su escala, su función y su integración con la producción de shale oil lo ubican entre las inversiones más relevantes del midstream desde la privatización del sistema gasífero.

La novedad operativa es la firma de contratos de abastecimiento entre TGS y las principales productoras de la cuenca. YPF, Pampa Energía, Pluspetrol y Chevron aportarán gas asociado proveniente de sus desarrollos de petróleo no convencional.

Estos acuerdos aseguran el volumen necesario para operar los cuatro módulos de procesamiento —dos existentes y dos nuevos— que permitirán tratar hasta 43 millones de metros cúbicos diarios de gas rico en líquidos. La disponibilidad contractual de gas asociado es el elemento que convierte al proyecto en una infraestructura con horizonte de largo plazo.

El gas asociado es el factor que condiciona la expansión del shale oil. La producción de petróleo en Vaca Muerta contiene proporciones crecientes de gas que deben procesarse para evitar restricciones, venteos o limitaciones operativas. Sin capacidad de tratamiento y evacuación, la producción de crudo no puede superar determinados umbrales.

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El proyecto de TGS permite destrabar ese límite y habilita un sendero de crecimiento que, según proyecciones técnicas, podría superar 1,5 millones de barriles diarios en la próxima década. La industrialización del gas asociado deja de ser un complemento y pasa a ser un requisito estructural para sostener la expansión del petróleo.

La infraestructura se completa con un poliducto de 573 kilómetros que conectará Neuquén con Bahía Blanca, atravesando Río Negro, La Pampa y Buenos Aires. Desde allí, la nueva planta de fraccionamiento separará propano, butano y gasolina natural, mientras que el metano se integrará al sistema troncal.

La terminal de exportación permitirá colocar NGL en mercados regionales e internacionales, con un flujo estimado de USD 1.200 millones anuales. La escala del fraccionamiento —2,7 millones de toneladas por año— convierte a Bahía Blanca en el nodo más relevante de industrialización de gas del Cono Sur.

El financiamiento se estructura bajo un esquema de project finance, con participación de Citibank, Santander y JP Morgan, que podrían aportar alrededor de USD 1.000 millones. El resto provendrá de aportes de capital de los accionistas de TGS, principalmente Pampa Energía y el Grupo Inversor Petroquímica (GIP).

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La empresa presentará el proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) mediante dos Vehículos de Proyecto Único, con el objetivo de asegurar estabilidad fiscal y cambiaria durante el período de construcción y operación.

El desarrollo se integra con la infraestructura existente en Bahía Blanca, que concentra el principal polo petroquímico del país y las terminales de exportación de GLP. La ampliación de capacidad de procesamiento y fraccionamiento complementa los proyectos de Compañía Mega y refuerza el rol del sur bonaerense como nodo logístico y energético.

La combinación de Mega + TGS crea una plataforma industrial que permite monetizar el gas asociado, mejorar el saldo externo energético y sostener el crecimiento del petróleo no convencional.

La construcción demandará alrededor de 45 meses y generará unos 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos. Más allá del impacto laboral, el proyecto establece una infraestructura que define la competitividad del petróleo argentino en la próxima década.

La disponibilidad de capacidad para procesar gas asociado se convierte en el factor que ordena la expansión del shale oil, la planificación de inversiones y la estrategia exportadora del país.

El proyecto de TGS no es una obra más: es la infraestructura que permite que Vaca Muerta pase de un ciclo de crecimiento a un ciclo de escala.

La combinación de contratos de abastecimiento, financiamiento internacional, ingreso al RIGI y obras de gran magnitud configura un desarrollo que modifica la capacidad del país para industrializar gas, sostener producción y generar exportaciones. La próxima década del petróleo argentino se juega en esta infraestructura.

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La Armada inició operaciones de reconocimiento en Punta Colorada mientras avanza la fase marítima del sistema VMOS

La Armada Argentina realizó tareas de reconocimiento costero, navegación en aguas restringidas y relevamientos hidrográficos en el golfo San Matías, en particular en la zona de Punta Colorada, donde se construye la terminal marítima del sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

La presencia de unidades navales y del Servicio de Hidrografía Naval confirma que el proyecto ingresó en su fase marítima, etapa en la que se definen accesos, profundidades, zonas de fondeo y corredores de navegación para buques tanque de gran porte.

Punta Colorada es el punto elegido para la exportación de crudo de la Cuenca Neuquina mediante un oleoducto de más de 400 kilómetros, una playa de tanques de almacenamiento y un sistema de monoboyas offshore.

La infraestructura requiere relevamientos batimétricos, modelado de corrientes y verificación de fondos para instalar ductos submarinos y anclajes. El Servicio de Hidrografía Naval desplegó equipamiento de sonar de barrido lateral para actualizar la cartografía y determinar las condiciones del área donde operarán los buques.

El patrullero oceánico ARA “Almirante Storni” y el aviso ARA “Teniente Olivieri” realizaron navegación costera, maniobras en proximidades del muelle existente y ejercicios de aproximación en aguas restringidas.

Estas tareas forman parte de los procedimientos previos a la habilitación de un corredor marítimo destinado a buques petroleros, que requieren validación de rutas, identificación de riesgos y definición de zonas de exclusión para embarcaciones menores y tráfico pesquero.

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La intervención de la Armada se integra con el avance de las obras terrestres y marítimas del sistema VMOS. La playa de tanques, el oleoducto terrestre y el tramo submarino se encuentran en ejecución, mientras que la instalación de monoboyas y equipos de amarre exige coordinación entre Defensa, Hidrografía y Prefectura Naval.

La presencia militar en la zona responde a la necesidad de asegurar la infraestructura energética y establecer protocolos de operación y vigilancia en un nodo que será crítico para las exportaciones de crudo.

El Comandante de Adiestramiento y Alistamiento de la Armada recorrió el predio donde se construyen los tanques de almacenamiento y la terminal marítima, y mantuvo reuniones con equipos técnicos del Servicio de Hidrografía Naval.

La articulación entre las fuerzas y los desarrolladores del proyecto permite avanzar en la definición de accesos, maniobras y condiciones de seguridad para la futura operación de buques de gran porte en el golfo San Matías.

La fase marítima de VMOS implica la integración de infraestructura energética, logística portuaria y capacidades de defensa. La habilitación del corredor de exportación desde Punta Colorada requiere relevamientos hidrográficos, entrenamiento de unidades navales y actualización de cartas náuticas.

La intervención de la Armada confirma que el proyecto avanza hacia su etapa operativa y que el Estado incorpora capacidades de vigilancia y control en una zona que se convertirá en un nuevo nodo estratégico para la salida de hidrocarburos de la Cuenca Neuquina.

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Total Austral activa la expansión del offshore en Tierra del Fuego y abre una nueva fase exploratoria en la Cuenca Malvinas Oeste

Total Austral inició el análisis técnico para incorporar nuevos pozos offshore en Tierra del Fuego y avanzar en la exploración del bloque MLO‑123 en la Cuenca Malvinas Oeste, en un movimiento que redefine la estrategia de producción de gas en la Cuenca Austral.

La compañía opera seis plataformas frente a las costas fueguinas y concentra una parte central del abastecimiento nacional. Su director general en Argentina, Sergio Mengoni, afirmó que “hoy somos el principal productor de gas natural de Argentina y queremos seguir siéndolo”, y confirmó que la empresa evalúa alternativas de expansión tanto en Vaca Muerta como en el offshore.

Los estudios se desarrollan en dos frentes. El primero corresponde a pozos submarinos satélite conectados a las plataformas existentes mediante infraestructura subsea, una modalidad que permite incorporar producción incremental en cuencas maduras utilizando instalaciones ya operativas.

El segundo frente está vinculado al bloque exploratorio MLO‑123, donde Total Austral trabaja junto con YPF y Equinor. La sísmica 3D del área fue completada y se encuentra en proceso de interpretación para determinar la existencia de oportunidades de perforación en la Cuenca Malvinas Oeste.

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La directora de Activos de Tierra del Fuego de Total Austral, Eduarda Pina, señaló que la compañía “tiene potencial de seguir creciendo en los bloques actuales” y que los pozos satélite representan una alternativa concreta para ampliar la producción en el corto y mediano plazo. También indicó que el análisis de la sísmica en Malvinas Oeste permitirá definir el alcance de la actividad exploratoria en el extremo sur del país.

Mengoni precisó que la expansión en el offshore “puede materializarse mediante nuevas plataformas o mediante proyectos subsea conectados a las instalaciones existentes”, en función de los resultados técnicos y de la capacidad de tratamiento en superficie.

La infraestructura actual incluye plataformas, líneas submarinas y el complejo de procesamiento de Cañadón Alfa, desde donde se inyecta la producción al Gasoducto San Martín.

La actividad offshore en Tierra del Fuego constituye un componente estructural del abastecimiento de gas natural y un segmento con potencial de desarrollo incremental a partir de pozos satélite y de la exploración en la Cuenca Malvinas Oeste.

La disponibilidad de infraestructura existente, la finalización de la sísmica 3D y la evaluación de nuevos pozos definen el alcance de los proyectos en estudio por parte de Total Austral.

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Vaca Muerta y el mapa de inversiones por más de US$10.000 millones para integrar energéticamente a Sudamérica

Un informe conjunto de la International Gas Union (IGU), Arpel y Olade identifica a Vaca Muerta como el principal recurso capaz de abastecer de gas natural a Argentina, Brasil, Chile, Uruguay y Bolivia, y detalla que la región requiere más de US$10.000 millones en infraestructura para habilitar exportaciones firmes y optimizar la red de interconexión existente.

El estudio destaca que Sudamérica cuenta con 16 gasoductos internacionales construidos durante las últimas décadas, muchos de ellos subutilizados por falta de excedentes exportables.

Los recursos recuperables de gas natural de Vaca Muerta equivalen a entre 45 y 124 años del consumo conjunto actual de los cinco países analizados. La producción no convencional argentina pasó de 17 millones de metros cúbicos diarios en 2015 a 90 millones en 2025, lo que representa más del 60% del gas nacional y permitió compensar el declino del convencional.

Este crecimiento habilita la posibilidad de utilizar capacidad ociosa en los sistemas de transporte regional.

El informe identifica obras prioritarias para sostener exportaciones firmes. La ampliación del sistema de Transportadora de Gas del Norte (TGN) y la optimización de la reversión del Gasoducto Norte demandan alrededor de US$2.300 millones y permitirían habilitar hasta 5,5 millones de metros cúbicos diarios hacia Chile, Bolivia y Brasil.

La expansión del sistema Centro-Oeste y del GasAndes, estimada en US$1.400 millones, elevaría a 16 millones de metros cúbicos diarios la capacidad de exportación hacia Chile durante todo el año.

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9 Dour

La integración con Brasil requiere inversiones mayores. El estudio menciona la necesidad de completar el corredor hacia Uruguaiana y construir infraestructura entre Neuquén y La Carlota para garantizar suministros firmes desde Vaca Muerta.

El conjunto de estas obras asciende a unos US$4.500 millones y apunta al mercado que los autores consideran más relevante para la expansión regional. Brasil busca reducir el costo del gas para impulsar su industrialización y evalúa fuentes competitivas de abastecimiento.

El análisis también incluye inversiones en plantas de procesamiento y separación de líquidos, necesarias para acompañar el crecimiento productivo y abastecer futuros proyectos de exportación. Entre ellas se destaca la iniciativa de TGS para desarrollar instalaciones de procesamiento en origen, con una inversión estimada en US$3.000 millones.

El informe señala que Chile continúa siendo el principal destino del gas argentino, aunque los volúmenes exportados se mantienen por debajo de la capacidad disponible de interconexión.

Uruguay podría reducir costos de abastecimiento mediante contratos firmes, mientras que Bolivia enfrenta una caída acelerada de producción y podría utilizar su infraestructura como corredor de tránsito hacia Brasil.

La combinación de recursos abundantes en Vaca Muerta, infraestructura regional ya construida y demanda creciente de gas competitivo en los países vecinos configura una ventana para avanzar en una integración energética más profunda.

El desafío identificado por IGU, Arpel y Olade es movilizar las inversiones necesarias y asegurar acuerdos de largo plazo que permitan transformar la capacidad física disponible en flujos comerciales sostenidos.

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El mensaje estructural de Horacio Marín: Vaca Muerta requiere múltiples operadores y una arquitectura industrial distribuida

Las definiciones del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante la apertura de la Conferencia Arpel, ordenan un punto central del desarrollo del no convencional: la escala de Vaca Muerta excede la capacidad de una sola compañía y requiere la participación de nuevos operadores, incluidos actores extranjeros que avancen sobre zonas de frontera geológica.

“Vaca Muerta no es para una sola compañía, necesita de otras empresas extranjeras”, afirmó el directivo, al reconocer que la ampliación del mapa productivo depende de inversiones en áreas con mayor riesgo y menor madurez operativa.

El mensaje se inscribe en un proceso de reorganización interna de YPF que separó sus proyectos en cuatro unidades: petróleo, gas para el mercado interno, GNL y exploración. La segmentación busca asignar recursos y metas específicas a cada actividad y evitar interferencias entre proyectos con dinámicas distintas.

La compañía concentra su estrategia en el desarrollo de Vaca Muerta y en la expansión de la infraestructura de evacuación, un componente que Marín destacó como resultado de la articulación sectorial. Según el directivo, la industria logró estructurar un oleoducto financiado por privados que habilita una capacidad de transporte que modifica la escala operativa de la cuenca.

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Marín sostuvo que la disponibilidad de gas asociado del shale permitirá abastecer a la industria local con energía competitiva y fortalecer la posición exportadora del país. En ese marco, afirmó que la estructura de ingresos del proyecto de GNL que YPF desarrolla junto con ENI y Adnoc combina aportes de gas y líquidos, y que la magnitud del desarrollo permitirá ampliar la capacidad productiva de la compañía.

Las declaraciones del directivo se centraron en la necesidad de consolidar contratos de largo plazo y en la importancia de la infraestructura para sostener flujos firmes hacia mercados regionales.

El presidente de YPF también ratificó la continuidad de los proyectos de exploración offshore junto con ENI, tanto en Uruguay como en la Argentina. Indicó que la compañía evalúa los resultados de los estudios realizados y que a fin de año se definirá si se avanza hacia una campaña de perforación. La estrategia offshore forma parte de la diversificación de la cartera exploratoria y de la búsqueda de nuevos recursos en cuencas de alto potencial.

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Al analizar el rol de YPF en la economía, Marín sostuvo que la compañía debe concentrarse en su actividad principal y que otros actores privados pueden impulsar proyectos industriales asociados a la disponibilidad de energía competitiva. Señaló que la abundancia de gas habilita iniciativas de mayor valor agregado, como desarrollos petroquímicos en la región.

También afirmó que la exportación de gas hacia países vecinos será un proceso compartido entre distintas empresas, con volúmenes distribuidos según la capacidad de cada operador y la disponibilidad de infraestructura.

La mirada del directivo plantea una arquitectura industrial en la que YPF concentra el desarrollo de Vaca Muerta, mientras que nuevos operadores amplían la frontera geológica y actores privados avanzan sobre proyectos industriales derivados.

La combinación de infraestructura en ejecución, reorganización interna y participación de múltiples compañías configura el esquema que Marín considera necesario para sostener la expansión del no convencional.

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La experiencia sueca: cómo un país construyó un clúster industrial global a partir de la minería

Suecia desarrolló un modelo industrial basado en la minería que permitió crear un clúster tecnológico con alcance global. El país no se limitó a exportar minerales, sino que construyó alrededor de ellos una red de proveedores que hoy controla el 65% del mercado mundial de maquinaria subterránea, según la cámara minera sueca Svemin.

Empresas como ABB, Sandvik y Epiroc surgieron de este ecosistema y se consolidaron como referentes internacionales en automatización, electrificación y equipos para minería.

La industrialización sueca se apoyó en una larga curva de aprendizaje. La actividad minera se realiza desde tiempos anteriores a Cristo y la necesidad de operar en condiciones climáticas extremas impulsó innovaciones tempranas en sistemas de elevación, bombeo y transporte de energía. La mina de Falun, que llegó a producir dos tercios del cobre mundial, fue uno de los centros donde se desarrollaron estas tecnologías.

El hierro fue otro pilar del proceso. Suecia suministró más del 90% del hierro de Europa y utilizó ese recurso para impulsar su industria siderúrgica y automotriz, con marcas como Volvo y Scania que mantienen presencia en el sector minero como proveedores de equipos pesados.

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7 Vruo

La combinación de recursos naturales, manufactura avanzada y desarrollo tecnológico permitió que el clúster minero sueco genere 125.000 empleos en un país con 5,7 millones de trabajadores, y que sus exportaciones sean ocho veces superiores a la exportación directa de minerales.

El modelo sueco no se basó en regulaciones de compra obligatoria. Las autoridades locales facilitaron espacios de encuentro entre empresas mineras y proveedores, pero la selección se definió por calificaciones técnicas.

Programas como Swedish Mining Innovation y Swedish Metals and Minerals integran a empresas, universidades y centros de investigación para desarrollar soluciones aplicadas y financiar proyectos de innovación. Las minas activas funcionan como bancos de prueba para que compañías como Epiroc y Sandvik testeen nuevas tecnologías.

Frente a la competencia internacional, los referentes del sector destacan que la clave no está en el costo inicial de inversión, sino en el costo operativo del ciclo de vida. La proximidad de proveedores locales permite reducir tiempos de mantenimiento y asegurar continuidad operativa, un factor que consideran determinante para sostener un ecosistema industrial.

El documento también señala oportunidades de cooperación con Argentina en cobre y litio, especialmente a partir del acuerdo comercial entre la Unión Europea y el Mercosur. Las empresas suecas mencionan la posibilidad de avanzar en proyectos conjuntos de innovación, acuerdos universidad‑empresa y programas internacionales como Horizon Europe.

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Iniciativas como el convenio entre Epiroc y la Universidad Nacional de San Juan, que incorpora simuladores de maquinaria en la formación técnica, apuntan a reducir la brecha entre educación y requerimientos operativos.

Según autoridades locales, la minería sueca generó efectos multiplicadores en sectores como caucho, informática, transporte y logística, contribuyendo a la expansión de infraestructura y vivienda en regiones mineras.

El caso muestra cómo un país utilizó sus recursos naturales como base para construir una industria de alto valor agregado con impacto sostenido en empleo, exportaciones y desarrollo tecnológico.

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Pluspetrol abre la convocatoria Young Trails 2026 para incorporar jóvenes profesionales a sus equipos de Exploración y Producción

Pluspetrol lanzó la edición 2026 de Young Trails, su programa de jóvenes profesionales orientado a incorporar talento técnico para las áreas de Exploración y Producción. La convocatoria está dirigida a graduados y próximos a graduarse que busquen integrarse a equipos vinculados al desarrollo de Vaca Muerta.

Las inscripciones estarán habilitadas a partir del 4 de junio a través de la plataforma oficial del programa: https://youngtrails.pluspetrol.net/.

Young Trails cuenta con más de una década de continuidad y constituye el principal canal de incorporación de perfiles técnicos de la compañía.

El programa se orienta a disciplinas vinculadas a ingeniería, geociencias, operaciones y procesos, en línea con la expansión de la actividad de Pluspetrol en la cuenca neuquina y con la necesidad de reforzar dotaciones para proyectos de desarrollo y producción.

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6 Tjno

Pluspetrol es una empresa privada internacional con más de 45 años de trayectoria y presencia en Argentina, Perú, Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.

En el país es el cuarto productor de petróleo y el sexto de gas, con operaciones relevantes en Vaca Muerta y en áreas convencionales. La convocatoria forma parte de su estrategia de fortalecimiento de capacidades técnicas para sostener el crecimiento de sus operaciones.

La información institucional del programa y las vías de contacto se encuentran disponibles en los canales oficiales de la compañía:

LinkedIn: Pluspetrol

Instagram: @pluspetrol.arg

Facebook: Pluspetrol Argentina

X: @pluspetrolArg

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La salida de Raízen abre una operación de hasta USD 1.500 millones que altera la estructura del mercado energético argentino

La desinversión de Raízen en Argentina ingresó en su tramo final y se encamina a convertirse en una de las operaciones corporativas más relevantes del año. El grupo suizo Mercuria, junto con el empresario argentino José Luis Manzano, negocia la adquisición de los activos locales de la compañía por un monto estimado entre 1.000 y 1.500 millones de dólares.

La transacción incluye la refinería de Dock Sud, la planta de lubricantes y la red de alrededor de 700 estaciones de servicio que operan bajo la marca Shell, además de terminales logísticas y capacidad de almacenamiento.

Raízen, controlada por Cosan y Shell, enfrenta un proceso de reestructuración global orientado a reducir un endeudamiento cercano a los 12.600 millones de dólares. La venta de su operación argentina forma parte de un programa de desinversiones que busca reforzar su posición financiera luego de varios trimestres de resultados negativos.

Las auditorías y procesos de due diligence ya fueron completados y la firma de los contratos depende de la aprobación de los acreedores del grupo brasileño.

Para Mercuria, uno de los principales traders energéticos del mundo, la operación representa un avance en su estrategia de integración vertical. La compañía ya participa en la producción de hidrocarburos en la cuenca neuquina y la incorporación de activos de refinación y comercialización le permitiría capturar márgenes a lo largo de toda la cadena de valor.

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La refinería de Dock Sud, con una capacidad de procesamiento de 110.000 barriles diarios y un índice de complejidad Nelson de 7,8, constituye un activo industrial relevante dentro del sistema de abastecimiento nacional.

La participación de Manzano y su socio Daniel Vila se inscribe en un proceso de expansión que los llevó a consolidar posiciones en producción de hidrocarburos, generación eléctrica, minería y logística. La eventual adquisición de los activos de Raízen permitiría al grupo integrar producción, refinación, transporte y comercialización bajo una misma estructura empresarial.

La red de estaciones Shell, con una participación del 17% del mercado, aporta escala comercial y presencia en segmentos de combustibles premium.

La salida de Raízen no implica la desaparición de la marca Shell del mercado local. El comprador podrá mantener la licencia comercial, tal como ocurre en otros países donde la operación downstream está en manos de terceros. Sin embargo, la transacción modifica la estructura competitiva del sector.

El segundo operador del mercado de combustibles pasaría a estar controlado por un consorcio integrado por un trader global y un grupo empresario argentino con presencia en toda la cadena energética.

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Los activos incluyen terminales en Dock Sud, Barranqueras, Rosario y Mendoza, además de infraestructura de almacenamiento con capacidad superior al millón de metros cúbicos. Esta red permite abastecer centros urbanos y zonas industriales estratégicas, además de facilitar operaciones de importación y exportación de combustibles y productos derivados.

Para el mercado energético argentino, la operación introduce un cambio relevante en la estructura de propiedad de activos de refinación y comercialización. La integración de refinación y retail con operaciones de producción en Vaca Muerta puede alterar la dinámica de abastecimiento y contratos en el sector.

La presencia de un actor global con capacidad financiera y acceso a mercados internacionales agrega un nuevo nivel de competencia en el downstream.

La concreción de la operación dependerá de la aprobación regulatoria y de la validación del proceso de reestructuración de Raízen por parte de sus acreedores. De avanzar, se convertirá en una de las mayores inversiones privadas del año y en un movimiento que redefine la distribución de activos estratégicos dentro de la industria energética argentina.

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El rechazo del rehearing en banc deja firme el fallo favorable a Argentina en el caso YPF y reduce el riesgo legal del Estado

La Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York rechazó el pedido de rehearing en banc presentado por Burford Capital en el litigio por la nacionalización de YPF.

La decisión mantiene vigente el fallo emitido el 27 de marzo por un panel de tres jueces, que había revertido la condena de primera instancia por 16.100 millones de dólares. Con esta resolución, el caso queda cerrado en la instancia de apelación y el riesgo legal asociado al reclamo se reduce de manera sustancial.

El rehearing en banc es un recurso excepcional dentro del sistema judicial estadounidense. Su concesión requiere que la totalidad de los jueces activos del circuito consideren que el caso presenta una cuestión de importancia institucional o un conflicto entre precedentes.

Las estadísticas del Segundo Circuito muestran que menos del uno por ciento de las solicitudes son aceptadas, lo que convierte al rechazo en un indicador de solidez del fallo original. La corte entendió que no existían fundamentos para revisar la sentencia que favoreció a Argentina.

La decisión deja a Burford con la opción de solicitar un permiso para apelar ante la Corte Suprema de Estados Unidos. Sin embargo, la probabilidad de que el máximo tribunal tome el caso es baja. La Corte Suprema acepta entre uno y dos por ciento de los pedidos de certiorari y prioriza asuntos constitucionales, conflictos entre circuitos o cuestiones de alcance federal amplio.

El litigio por YPF se basa en la interpretación del estatuto societario de Delaware y no presenta elementos que encuadren en esos criterios.

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El intento de Burford y Eton Park de iniciar un arbitraje ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones constituye una vía paralela con alcance limitado. El CIADI no revisa decisiones de tribunales estadounidenses ni actúa como instancia de apelación de fallos emitidos bajo jurisdicción federal.

Para que un reclamo prospere en ese ámbito, debe demostrarse una violación concreta de un tratado bilateral de inversión, algo que no surge de los fundamentos del caso original, centrado en obligaciones societarias y no en compromisos internacionales del Estado.

La resolución del Segundo Circuito tiene implicancias directas sobre la exposición contingente del Tesoro argentino. La reversión de la condena de primera instancia elimina un pasivo potencial de magnitud y reduce la probabilidad de embargos o medidas cautelares en el exterior. Para YPF, la decisión despeja un riesgo que afectaba su posición patrimonial y su costo de financiamiento.

El balance presentado en mayo muestra activos por 30.358 millones de dólares y un patrimonio neto de 11.635 millones, cifras que se mantienen sin la necesidad de provisionar un litigio de alto impacto.

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El fallo también establece un precedente relevante para futuros litigios vinculados a expropiaciones o adquisiciones forzadas. La corte reafirmó que las obligaciones derivadas de estatutos societarios deben analizarse bajo la ley aplicable a la compañía y que la compra de derechos litigiosos no amplía el alcance de los reclamos posibles.

Este criterio reduce el incentivo para demandas especulativas y aporta previsibilidad jurídica a emisores soberanos y empresas estatales con títulos listados en mercados internacionales.

La combinación del rechazo del rehearing en banc, la baja probabilidad de intervención de la Corte Suprema y las limitaciones del arbitraje internacional configura un escenario de riesgo legal acotado para Argentina.

El caso YPF, que representaba una contingencia significativa para el Estado y para la petrolera, queda así en una posición jurídica más estable dentro del sistema judicial estadounidense.

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Agua Negra pasa a ser infraestructura clave para la logística minera del cobre

El Túnel Internacional de Agua Negra volvió al centro de la agenda técnica por la presión logística que genera la expansión minera en la cordillera sanjuanina. El proyecto, diseñado con dos galerías unidireccionales de casi 14 kilómetros y portales a menor altura que el paso actual, apunta a garantizar una conexión estable entre San Juan y la Región de Coquimbo.

La obra cuenta con financiamiento inicial del Banco Interamericano de Desarrollo por 280 millones de dólares y con estudios binacionales actualizados bajo la órbita de EBITAN.

La cartera minera de San Juan incorporó proyectos de cobre de escala global que requieren un corredor permanente hacia los puertos del Pacífico. La distancia, el tiempo de tránsito y la previsibilidad operativa se volvieron variables centrales para el traslado de concentrados, insumos y equipos de gran porte.

Los estudios de tránsito elaborados por organismos técnicos de ambos países muestran que la demanda potencial supera la capacidad del paso actual, especialmente durante los meses de mayor actividad minera.

El corredor Agua Negra forma parte del eje bioceánico que vincula el sur de Brasil, el centro de Argentina y la costa chilena. La infraestructura vial existente presenta limitaciones de capacidad y estacionalidad que afectan el flujo de cargas pesadas.

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La pavimentación de los accesos y la mejora de los tramos de montaña son condiciones previas para cualquier avance en la obra principal. La altitud del cruce y la variabilidad climática continúan siendo factores que restringen su uso como vía permanente para cargas de alto valor y gran volumen.

La discusión técnica reciente incorpora la posibilidad de que el túnel funcione como corredor multipropósito. La integración de fibra óptica, líneas eléctricas, conducciones para agua industrial y ductos para transporte de minerales permitiría optimizar la inversión y ampliar el alcance regional de la obra.

Este enfoque coincide con prácticas internacionales en infraestructura de montaña, donde los túneles se utilizan como soporte para servicios energéticos y logísticos de uso compartido.

El paso actual registró mejoras operativas y períodos de habilitación más extensos, pero su ubicación a casi 4.800 metros de altura mantiene restricciones estructurales. La minería de cobre requiere disponibilidad continua y condiciones estables de tránsito, algo que solo puede garantizarse mediante infraestructura de baja cota y operación permanente.

La combinación de demanda logística, financiamiento multilateral y planificación binacional vuelve a colocar a Agua Negra dentro del conjunto de obras relevantes para la cadena de valor minera del Cono Sur.

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Advertencia técnica: el RIGI no garantiza derrame si no integra a los proveedores locales

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones establece un marco de estabilidad normativa, fiscal y cambiaria orientado a proyectos de gran escala en minería, hidrocarburos y energía.

El diseño del régimen busca reducir el riesgo macroeconómico y facilitar la ejecución de inversiones intensivas en capital mediante beneficios impositivos, amortizaciones aceleradas y acceso preferencial al mercado de cambios.

Sin embargo, el esquema no incorpora mecanismos específicos para articular a los proveedores locales con las cadenas de valor que se expandirán a partir de estos proyectos.

La ausencia de un módulo de desarrollo de proveedores limita la capacidad del régimen para generar encadenamientos productivos y empleo formal en sectores industriales y de servicios.

El diseño actual concentra los incentivos en la inversión directa de las empresas operadoras, sin establecer criterios de adicionalidad que permitan verificar si los beneficios fiscales se traducen en nuevos proyectos o en ampliaciones que no hubieran ocurrido sin el régimen.

Esta situación es especialmente relevante en actividades con alta rentabilidad, como el petróleo no convencional, donde no está claro que los incentivos generen inversiones adicionales.

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El riesgo de un esquema sin articulación productiva es la consolidación de una estructura económica fragmentada, con sectores basados en recursos naturales que expanden producción y exportaciones, mientras que el resto del entramado productivo enfrenta restricciones persistentes de crédito, logística, carga tributaria y acceso a energía.

La experiencia de países con fuerte inserción minera muestra que altos niveles de inversión no garantizan mejoras estructurales si no existen políticas que integren a proveedores locales y fortalezcan capacidades industriales.

Los modelos internacionales que utilizaron sus recursos naturales como plataforma de desarrollo aplicaron instrumentos concretos de articulación productiva.

Australia implementó el esquema Australian Industry Participation, que exige planes de integración de proveedores y seguimiento de desempeño en minería y energía. Canadá desarrolló programas de certificación y contenido local administrados por agencias provinciales para vincular a proveedores con proyectos de hidrocarburos y minería.

Noruega estructuró un sistema de desarrollo de proveedores para la industria offshore basado en estándares técnicos, contratos de largo plazo y monitoreo permanente de resultados. En todos estos casos, la presencia de proveedores locales permitió asegurar disponibilidad de repuestos, mantenimiento y servicio de postventa, un aspecto que no puede garantizarse cuando los bienes de capital se adquieren en el exterior.

Estos instrumentos ampliaron la base productiva, diversificaron exportaciones y generaron empleo formal en actividades de mayor complejidad.

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La incorporación de proveedores locales no altera los tiempos de desarrollo de los proyectos. Los países que ejecutaron obras extractivas de gran escala con mayor velocidad —como Australia, Canadá y Noruega— integraron a sus proveedores desde la etapa de ingeniería mediante planes de participación, certificación técnica y contratos de largo plazo.

La articulación se realiza en paralelo al cronograma del proyecto y no agrega etapas adicionales. Además, la presencia de proveedores locales reduce tiempos de obra y de operación al asegurar disponibilidad de repuestos, mantenimiento y servicio de postventa, un aspecto que no puede garantizarse cuando los bienes de capital se adquieren en el exterior.

La evidencia internacional muestra que la integración temprana de proveedores mejora la confiabilidad operativa y disminuye los riesgos de demora asociados a la dependencia logística internacional.

El diseño del RIGI abre una oportunidad para atraer inversiones de gran escala, pero su impacto sobre el desarrollo productivo dependerá de la capacidad de integrar a los proveedores locales en las cadenas de valor que se expandirán.

La discusión pendiente es cómo asegurar que los beneficios fiscales y cambiarios se traduzcan en mayor contenido local, en más empresas competitivas y en una estructura productiva menos dependiente de enclaves extractivos.

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La ventana de oportunidad de Vaca Muerta: infraestructura, financiamiento y tres trayectorias posibles para las exportaciones hacia 2035

El crecimiento sostenido de la producción de petróleo y gas en Vaca Muerta volvió a instalar el debate sobre la capacidad de Argentina para consolidar una plataforma exportadora de escala.

La combinación de recursos disponibles, proyectos en ejecución y ampliaciones previstas en transporte y procesamiento permite delinear distintos escenarios hacia 2035, condicionados por la velocidad de inversión y por la estabilidad de las reglas aplicables al sector.

La producción actual de petróleo supera los 820.000 barriles diarios, con Vaca Muerta aportando cerca del 80% del total. En gas, la producción ronda los 145 millones de metros cúbicos diarios, con un aporte no convencional superior al 60%.

La infraestructura existente —oleoductos en ampliación, el Gasoducto Perito Moreno y los proyectos de procesamiento de líquidos— habilita incrementos adicionales en la oferta exportable durante la próxima década.

El análisis de especialistas del sector identifica una ventana temporal acotada para expandir exportaciones. Las proyecciones internacionales anticipan que la demanda global de petróleo podría estabilizarse hacia mediados de la década de 2030, mientras que el gas natural enfrentaría un proceso similar algunos años después.

En ese contexto, la capacidad de ejecutar inversiones en transporte, procesamiento y licuefacción será determinante para definir el volumen de exportaciones posible.

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El primer escenario contempla un crecimiento moderado basado en la infraestructura confirmada. Bajo esta trayectoria, las exportaciones de petróleo podrían ubicarse entre 500.000 y 600.000 barriles diarios hacia 2035, mientras que las ventas de gas por gasoductos alcanzarían entre 15 y 20 millones de metros cúbicos diarios.

El superávit energético se ubicaría en un rango de 16.000 a 19.000 millones de dólares, impulsado por la ampliación de oleoductos y por la segunda fase del Gasoducto Perito Moreno.

Un segundo escenario incorpora la puesta en marcha de una primera fase de producción de gas natural licuado. La exportación de alrededor de 5 millones de toneladas anuales de GNL, combinada con mayores envíos de petróleo y gas por gasoductos, permitiría alcanzar un superávit energético de entre 32.000 y 38.000 millones de dólares.

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Este camino requiere decisiones de inversión en plantas de licuefacción, financiamiento externo y contratos de largo plazo.

El tercer escenario plantea una aceleración simultánea de proyectos de midstream y GNL. En este caso, las exportaciones de petróleo podrían ubicarse entre 800.000 y 900.000 barriles diarios, mientras que las ventas de gas por gasoductos alcanzarían entre 25 y 30 millones de metros cúbicos diarios.

La exportación de entre 10 y 15 millones de toneladas anuales de GNL completaría un superávit energético superior a los 35.000 millones de dólares. Este escenario exige ampliaciones adicionales de oleoductos, plantas de procesamiento de líquidos y capacidad portuaria.

La evolución reciente del sector muestra que la recuperación productiva iniciada con el desarrollo no convencional permitió revertir más de una década de déficits energéticos. Argentina recuperó el superávit en 2024 y lo consolidó en 2025, impulsado por mayores exportaciones de petróleo y gas.

El desafío hacia adelante consiste en sostener un marco regulatorio que permita financiar la infraestructura necesaria para transformar los recursos disponibles en flujos de exportación estables.

La ventana de oportunidad está definida por la combinación de recursos geológicos, capacidad de inversión y condiciones de mercado. La magnitud de las exportaciones hacia 2035 dependerá de la velocidad con la que se ejecuten los proyectos en curso y de la capacidad del país para asegurar reglas que permitan atraer capital en un contexto internacional de transición energética.

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Challenger Gold produjo su primer doré en Hualilán y avanzó hacia la etapa de desarrollo del proyecto

Challenger Gold informó la obtención de su primer lingote de doré en el proyecto Hualilán, en San Juan, a partir del procesamiento de mineral bajo un acuerdo de maquila con Casposo Argentina, filial de Austral Gold.

La primera colada alcanzó aproximadamente 200 kilos de doré, con un contenido estimado de 500 onzas de oro y 6.000 onzas de plata, equivalentes a un valor aproximado de 2,69 millones de dólares según las cotizaciones actuales de ambos metales. El doré se obtuvo a partir de unas 15.000 toneladas de mineral enviadas a planta.

El acuerdo de procesamiento establece una capacidad anual de 150.000 toneladas y un total de 450.000 toneladas durante tres años, lo que permite a la compañía generar flujo de caja temprano mientras continúa con la etapa de desarrollo del proyecto. Challenger señaló que esta instancia se integra a su planificación para avanzar hacia la construcción, en línea con el estudio que proyecta un potencial de 1,8 millones de onzas de oro y una vida útil estimada de 14 años.

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La empresa indicó que movilizará al menos cuatro plataformas de perforación para ampliar la información geológica y acelerar la definición del modelo de recursos. El procesamiento de mineral bajo el esquema de maquila no implica el inicio de producción comercial, que requiere autorizaciones provinciales específicas para explotación y construcción de infraestructura propia.

Challenger destacó que los ingresos provenientes de la primera venta de doré constituyen la primera fuente de capital no dilutivo desde su salida a bolsa y forman parte de la estrategia para financiar la siguiente fase del proyecto. La compañía considera a Hualilán como uno de sus principales activos de crecimiento en Argentina, sujeto al avance de los permisos y a la evaluación técnica y ambiental correspondiente.

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Chevron formalizó un proyecto por USD 13.800 millones bajo el RIGI y precisó el alcance de su desarrollo en El Trapial

Chevron formalizó ante el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones un proyecto por 13.800 millones de dólares para el desarrollo de El Trapial, en la Cuenca Neuquina.

La presentación amplía y precisa el anuncio preliminar realizado a comienzos de mayo, cuando el Gobierno había anticipado que la compañía ingresaría un proyecto superior a los 10.000 millones de dólares. La diferencia entre ambos montos responde a la transición habitual entre una estimación inicial comunicada en reuniones oficiales y la presentación formal de un plan de inversión con mayor nivel de detalle.

El proyecto se orienta al desarrollo masivo de petróleo no convencional en El Trapial, área operada íntegramente por Chevron y ubicada en el norte de Neuquén. La compañía había señalado previamente que proyecta alcanzar una producción del orden de 30.000 barriles diarios en el bloque, sujeta a la disponibilidad de infraestructura de evacuación y a la evolución de la actividad.

La escala del monto declarado implica un plan multianual que incluye perforación, completación, facilidades de superficie y obras internas de transporte, aunque la empresa no difundió aún un desglose técnico ni un cronograma de ejecución.

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El RIGI establece estabilidad fiscal y cambiaria para inversiones superiores a 200 millones de dólares y constituye un marco de incentivos para proyectos de largo plazo en energía, minería e infraestructura. La presentación de Chevron se inscribe en este esquema y no implica una decisión final de inversión ni reemplaza los procesos provinciales de aprobación ambiental y de desarrollo. La aprobación del régimen tampoco garantiza la disponibilidad de capacidad de transporte, un elemento crítico para cualquier expansión productiva en Vaca Muerta.

La formalización del proyecto por 13.800 millones de dólares refuerza la posición declarada por Chevron como operador de largo plazo en la cuenca y se integra al conjunto de iniciativas que buscan encuadrarse en el régimen para asegurar previsibilidad en horizontes de recuperación extendidos. El anuncio inicial de más de 10.000 millones y la presentación posterior con un monto específico corresponden al mismo proyecto, ajustado al nivel de precisión requerido por el RIGI y sujeto a la evaluación técnica y administrativa del régimen.

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YPF confirmó que la planta de GNL demandará USD 50.000 millones y Colombia proyecta importar gas argentino desde 2027

El presidente de YPF, Horacio Marín, afirmó que la planta de licuefacción prevista para exportar gas argentino requerirá una inversión del orden de los 50.000 millones de dólares.

La definición ubica al proyecto dentro de la planificación estratégica de la compañía y establece un parámetro de escala para la infraestructura asociada, que incluye trenes de licuefacción, obras marítimas y capacidad de transporte dedicada.

En paralelo, el director ejecutivo del Grupo Energía Bogotá (GEB), Juan Ricardo Ortega, señaló que Colombia prevé importar gas natural licuado desde Argentina a partir de 2027, en un contexto de reducción progresiva del autoabastecimiento colombiano.

Ortega estimó que la demanda podría ubicarse en torno a los 400 millones de pies cúbicos diarios, volumen equivalente al arribo constante de dos embarcaciones por día. La proyección se enmarca en un escenario regional de mayor dependencia del mercado internacional para cubrir necesidades energéticas.

El interés del GEB por el gas argentino se produce mientras la compañía evaluó, pero descartó, participar en la privatización de Citelec, controlante de Transener.

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Ortega explicó que la decisión respondió a la necesidad de contar con marcos regulatorios estables en horizontes de 20 a 40 años, condición que considera determinante para inversiones en infraestructura de transmisión eléctrica. Indicó que la empresa recibió invitaciones para analizar la operación, aunque optó por no avanzar debido a la falta de previsibilidad institucional requerida para activos de largo plazo.

La confirmación del esquema de inversión para la planta de GNL y las proyecciones de demanda regional se integran en un escenario en el que Argentina busca desarrollar capacidad exportadora de gas, sujeto a la ejecución de la infraestructura de licuefacción y a la disponibilidad de transporte para abastecer los volúmenes comprometidos.

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Argentina LNG: YPF formaliza una inversión total de USD 50.000 millones y fija la escala del proyecto de exportación

YPF confirmó en la conferencia de Arpel que el desarrollo completo del proyecto Argentina LNG demandará una inversión total de 50.000 millones de dólares.

La cifra fue presentada por el presidente y director ejecutivo de la compañía, Horacio Marín, quien detalló que el esquema prevé 30.000 millones de dólares durante los primeros cuatro años y un total de 50.000 millones a lo largo de todas las fases. El monto constituye la primera estimación institucional comunicada por el operador del consorcio integrado por YPF, ENI y XRG, subsidiaria de Abu Dhabi National Oil Company.

El proyecto contempla transportar gas desde Vaca Muerta hacia la costa de Río Negro y procesarlo en dos unidades flotantes de licuefacción con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales.

La configuración incluye una expansión posible a 18 millones de toneladas, lo que permitiría alcanzar exportaciones anuales de GNL y líquidos asociadas del orden de 14.000 a 20.000 millones de dólares según los valores de mercado utilizados por la compañía.

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La escala declarada implica un incremento sustancial en la demanda de infraestructura asociada, incluyendo gasoductos troncales, ampliaciones de compresión, obras portuarias y sistemas eléctricos de potencia para abastecer las unidades de licuefacción.

Desde el punto de vista técnico, la cifra institucional de 50.000 millones de dólares excede los valores de referencia internacional para plantas de licuefacción de similar capacidad y refleja la integración de fases sucesivas, infraestructura complementaria y contingencias asociadas a un desarrollo de largo plazo.

La ingeniería de detalle del proyecto aún no está concluida y no existe una decisión final de inversión firmada por el consorcio, por lo que el monto comunicado por YPF opera como una señal de escala y no como un CAPEX definitivo. La configuración final dependerá de la selección tecnológica entre unidades flotantes, trenes modulares y obras onshore, así como de la definición del esquema de transporte desde la cuenca neuquina.

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El avance del proyecto requiere un marco regulatorio específico para la exportación de GNL que complemente los beneficios generales del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.

El RIGI aporta estabilidad fiscal y aduanera, pero no constituye un régimen sectorial para GNL y no resuelve los requisitos contractuales de largo plazo, los permisos de exportación, la amortización acelerada de infraestructura criogénica ni los criterios de abastecimiento interno que condicionan los contratos de compraventa a 20 o 30 años utilizados en la industria global. La viabilidad financiera del proyecto depende de la existencia de un marco estable que permita estructurar contratos de largo plazo con compradores internacionales.

La magnitud de la inversión declarada por YPF posiciona a Argentina LNG como un vector central de la estrategia exportadora del país. Su ejecución requerirá la coordinación entre infraestructura de transporte, obras portuarias, acuerdos regulatorios y disponibilidad de gas firme desde Vaca Muerta, en un contexto de competencia internacional creciente y de necesidad de certidumbre contractual para acceder a financiamiento de largo plazo.

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TGS proyecta una planta de líquidos de gas natural entre Neuquén y Bahía Blanca con una inversión de USD 3.000 millones

Transportadora de Gas del Sur definió la configuración básica de su proyecto de líquidos de gas natural asociado a la producción de Vaca Muerta, con una inversión estimada de 3.000 millones de dólares y un horizonte operativo declarado para el invierno de 2030.

La directora de Operaciones de la compañía, Claudia Trichilo, indicó en una conferencia sectorial que el plazo de ejecución previsto es de 45 meses y que el proyecto se encuentra en una etapa avanzada de definición técnica. El esquema apunta a industrializar los componentes pesados del gas natural para su exportación y para abastecer la demanda de la cadena petroquímica y del mercado de gas envasado.

El desarrollo se apoya en tres bloques de infraestructura. En Tratayén, en el corazón de la Cuenca Neuquina, TGS prevé instalar nueva capacidad de procesamiento de gas con un módulo diseñado para tratar 43 millones de metros cúbicos diarios, orientado a separar los líquidos del gas antes de su envío al sistema de transporte.

Desde allí partirá un poliducto de 573 kilómetros hasta Bahía Blanca, que funcionará como enlace entre la zona productiva y el nodo portuario del Atlántico sur. En Bahía Blanca se proyectan una planta de fraccionamiento de líquidos, una instalación de almacenamiento de productos y obras complementarias en la terminal marítima para habilitar la exportación sistemática de propano, butano y otros derivados.

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Según las proyecciones empresarias, la iniciativa permitiría generar exportaciones del orden de los 1.200 millones de dólares anuales una vez que el complejo opere a régimen, cifra que dependerá de la disponibilidad de gas rico en líquidos, de la utilización efectiva de la capacidad instalada y de los precios internacionales de los productos.

El proyecto se integra a la posición de TGS como principal transportista de gas natural del país, con una red de 9.000 kilómetros de gasoductos que abastecen alrededor del 60% del consumo interno. La compañía está controlada por CIESA, cuyo capital se reparte entre Pampa Energía y el grupo Sielecki junto con GIP y PCT, mientras que la ANSES mantiene una participación relevante y el resto de las acciones cotiza en los mercados de Buenos Aires y Nueva York.

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Neuquén lanza la Ronda 1/2026: licita 15 áreas y abre una nueva frontera exploratoria en Vaca Muerta

El gobierno de Neuquén abrió la Ronda 1/2026 para adjudicar 15 áreas hidrocarburíferas bajo concesión de exploración, con presentación de ofertas hasta el 19 de agosto. El proceso, instrumentado por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), busca ampliar la frontera exploratoria de Vaca Muerta y atraer compromisos de inversión en zonas con información geológica disponible pero sin desarrollo masivo.

La convocatoria fue formalizada en el Boletín Oficial y forma parte de la estrategia provincial de diversificación de operadores y expansión territorial del upstream.

Las áreas incluidas en la ronda —entre ellas Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, La Tropilla I y Santo Domingo II— se ubican en el norte y centro de la provincia, fuera del núcleo de desarrollo intensivo de la ventana de shale oil.

Se trata de bloques con distintos niveles de madurez exploratoria, que combinan pozos verticales históricos, sísmica 2D y 3D disponible y potencial para shale oil, shale gas húmedo y tight gas. La provincia apunta a incorporar nuevos operadores y a generar inventario para futuros desarrollos masivos.

GyP actuará como socio no operador con una participación de entre el 10% y el 20% en cada área. Las empresas interesadas deberán presentar un plan de trabajo y un compromiso de inversión para la etapa exploratoria, asumiendo el riesgo técnico y económico del proyecto.

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El proceso de adjudicación evaluará el monto del compromiso exploratorio, el bono de acceso, la capacidad técnica y financiera y la consistencia del programa de trabajos. El pliego técnico completo se entrega únicamente a empresas registradas en el Data Room, conforme al procedimiento habitual de GyP.

La ronda se lanza en un contexto de alta actividad en la cuenca Neuquina, con producción récord de crudo no convencional y con obras de infraestructura en ejecución que ampliarán la capacidad de transporte en los próximos años.

La provincia busca evitar la concentración de inversiones en el triángulo central de Vaca Muerta y avanzar sobre zonas frontera que requieren sísmica adicional, pozos estratigráficos y perforación exploratoria para definir su potencial.

El esquema de participación estatal permite a GyP acceder a información geológica estratégica y mantener presencia en la expansión territorial del upstream.

El proceso incorpora variables regulatorias y técnicas que pueden incidir en la competitividad de las ofertas, como la disponibilidad de infraestructura cercana, la calidad de la sísmica existente, la profundidad de la ventana objetivo y la distancia a plantas de tratamiento y ductos troncales.

La adjudicación de las áreas permitirá ampliar la superficie bajo actividad exploratoria y generar un pipeline de proyectos que complemente los desarrollos actuales de shale oil y shale gas en la cuenca. La Ronda 1/2026 se convierte así en un instrumento central para la planificación de largo plazo del sector hidrocarburífero neuquino.

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Vaca Muerta Oil Sur alcanza 70% de avance y define los hitos para iniciar exportaciones a comienzos de 2027

El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) registra un avance físico cercano al 70% y ajusta su cronograma para iniciar las pruebas de llenado hacia fin de año.

La obra, impulsada por un consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Shell, Pluspetrol y Tecpetrol, demanda una inversión de USD 3.000 millones y constituye la infraestructura de midstream más relevante desarrollada en el país en las últimas décadas.

El sistema permitirá evacuar crudo no convencional desde la cuenca Neuquina hacia la terminal marítima de Punta Colorada, en Río Negro, con destino exclusivo al mercado externo.

La cabecera de bombeo de Allen, uno de los nodos críticos del proyecto, completará su infraestructura principal en octubre. Los dos tanques de almacenamiento ya fueron probados y se encuentran en etapa final de terminación, mientras que las instalaciones de bombeo avanzan en paralelo.

El ducto troncal, de aproximadamente 570 kilómetros y diámetros de 24 y 30 pulgadas según tramo, está finalizado y será recibido operativamente en julio, con pruebas de precomisionado en ejecución. La compañía monitorea el abastecimiento de componentes importados debido a tensiones logísticas derivadas del conflicto en Medio Oriente.

La terminal de Punta Colorada concentra el mayor nivel de complejidad técnica. El parque de almacenamiento está compuesto por seis tanques de 120.000 metros cúbicos cada uno, totalizando 720.000 metros cúbicos de capacidad.

El montaje electromecánico avanza con el objetivo de alcanzar la terminación mecánica inicial durante este año, lo que habilitará un caudal operativo de 180.000 barriles diarios.

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Desde la terminal parte un ducto de 15 kilómetros que conecta con dos monoboyas marítimas, actualmente en construcción en Emiratos Árabes. El sistema de fondeo, compuesto por seis anclas y cadenas de gran porte, ya comenzó a arribar a la costa rionegrina para su instalación por parte de un buque especializado de DOF Group ASA.

El desarrollo marítimo fue diseñado para operar con buques tipo VLCC, capaces de transportar hasta dos millones de barriles por viaje. Este esquema permitirá reducir costos logísticos frente a las terminales actuales y ampliar la competitividad del crudo Medanito en mercados de la costa oeste de Estados Unidos y Asia.

Las dos monoboyas operarán en serie, alternando maniobras de carga y amarre hasta alcanzar un caudal proyectado de 550.000 barriles diarios hacia fines de 2027. La totalidad del crudo movilizado por VMOS tendrá destino de exportación.

El avance de la obra se da en un contexto de crecimiento sostenido de la producción no convencional, que en abril alcanzó 628.924 barriles diarios. La infraestructura de VMOS permitirá absorber la expansión prevista para los próximos años y reducir la dependencia de las terminales existentes en el Atlántico Sur.

El proyecto moviliza actualmente alrededor de 3.000 trabajadores en distintos frentes y está generando capacidades locales para la construcción de ductos de gran diámetro, tanques de almacenamiento y sistemas portuarios de escala internacional.

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OLACDE y CAF ponen números a la integración gasífera regional con Vaca Muerta y Brasil como ejes

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y CAF –Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe– presentaron la Fase V del Proyecto Regional de Integración Gasífera para el Mercosur y Chile, con un escenario de intercambios de gas natural de entre 60 y 70 millones de metros cúbicos diarios bajo mayores niveles de coordinación regulatoria y expansión de infraestructura.

El estudio estima que ese volumen podría sostener un mercado regional del orden de los USD 5.000 millones anuales y generar beneficios adicionales de entre USD 900 y 2.000 millones por año en menores costos de abastecimiento, ingresos por tránsito y mejor utilización de activos existentes.

El trabajo identifica diez corredores estratégicos que articulan los principales centros productores y demandantes de la región, combinando ampliaciones de gasoductos existentes y nuevas interconexiones.

Entre ellos se destacan el Gasoducto Norte, GasAndes, el Gasoducto Centro Oeste, el GNEA, la traza Tratayén–La Carlota, la interconexión vía Uruguaiana, los corredores Duque de Caxias–Taubaté y Siderópolis–Porto Alegre, la conexión San Jerónimo–Porto Alegre y el Gasoducto Bioceánico con nuevas vinculaciones entre Argentina, Bolivia y Brasil.

En conjunto, la cartera contempla unos 6.000 kilómetros de nuevos gasoductos y más de 1 millón de HP de compresión, con inversiones estimadas por corredor de entre USD 500 y 5.000 millones, superando los USD 25.000 millones en total.

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El informe ubica a Vaca Muerta y al Pré-Sal brasileño como los motores del esquema de integración. Argentina aporta excedentes potenciales de gas no convencional, mientras que Brasil concentra una demanda creciente asociada a su industria y al desarrollo de sus principales polos económicos.

Desde el Ministerio de Minas y Energía de Brasil se plantea que la integración gasífera es un instrumento para reducir el precio del gas a los consumidores y mejorar la competitividad industrial, en un contexto en el que el país combina producción offshore propia con necesidades de respaldo térmico y flexibilidad para su sistema eléctrico.

OLACDE y CAF subrayan que una mayor articulación regional permitiría reducir la dependencia de combustibles importados como GNL, gasoil para generación y energía eléctrica, al tiempo que facilitaría el aprovechamiento de infraestructura ya instalada.

El estudio identifica oportunidades específicas en cadenas de valor como fertilizantes nitrogenados, siderurgia, generación termoeléctrica de base y nuevos polos industriales vinculados al corredor bioceánico, incluyendo una demanda inicial proyectada cercana a 4 MMm³/día en el Chaco paraguayo, con potencial de expansión a medida que avance la infraestructura.

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Tango Energy obtiene control regulatorio y avanza sobre el no convencional en Río Negro

El Poder Ejecutivo de Río Negro emitió el decreto 509/2026 que autoriza la cesión a Tango Energy Argentina del 100% de cinco concesiones de explotación y tres concesiones de transporte previamente administradas por Vista Energy.

La medida incluye la reconversión de Charco del Palenque, Jarilla Quemada y una porción del área Entre Lomas a Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos por un plazo de 35 años, con regalías del 12% para la producción shale.

La compañía pasa a ejercer la operación integral de los bloques y la responsabilidad técnica sobre el desarrollo convencional y no convencional.

El esquema aprobado se articula con el acuerdo estratégico firmado entre ambas empresas, que definió la transferencia anticipada de las concesiones y la distribución de los derechos económicos sobre la producción.

Bajo la estructura contractual vigente, Tango Energy mantiene la titularidad regulatoria y los derechos económicos del convencional, mientras que los derechos económicos del no convencional se distribuyen en partes iguales entre Tango Energy S.A.U. y Vista Energy Argentina.

La operación incorpora un fideicomiso de garantía sobre los créditos de comercialización de hidrocarburos para asegurar el cumplimiento de las obligaciones asumidas.

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Los planes piloto autorizados para 2027–2028 incluyen cuatro pozos iniciales: dos horizontales en Charco del Palenque, un pozo vertical con desarrollo horizontal en Jarilla Quemada y un pozo vertical con desarrollo horizontal en Entre Lomas.

Esta fase constituye la instancia de evaluación técnica para determinar la continuidad del desarrollo no convencional en una superficie de aproximadamente 148.300 acres dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta. La empresa estima un inventario potencial de hasta 120 pozos sujeto a resultados operativos, aprobación de planes de desarrollo y condiciones regulatorias.

El nuevo esquema regulatorio redefine la posición de Tango Energy como operador único de las concesiones y establece un horizonte de explotación hasta 2061. La integración de activos convencionales y no convencionales bajo una misma conducción técnica ordena la planificación de infraestructura, la capacidad de evacuación y la articulación con el midstream regional.

El piloto funcionará como variable crítica para determinar la escala del desarrollo posterior y la demanda asociada de ingeniería, perforación y servicios especializados.

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JOGMEC incorpora a Vaca Muerta en su análisis estratégico y evalúa el impacto del RIGI en el desarrollo shale

La agencia estatal japonesa JOGMEC publicó un informe técnico en el que incorpora por primera vez a Vaca Muerta dentro de su monitoreo global de seguridad energética. El documento analiza el régimen de incentivos para grandes inversiones, la evolución del upstream no convencional y los proyectos de exportación de gas natural licuado.

La inclusión de Argentina en los reportes de la organización dependiente del Ministerio de Economía, Comercio e Industria de Japón responde a la necesidad de diversificación de suministros tras la crisis logística registrada en el Estrecho de Ormuz durante 2025.

El informe destaca que la producción nacional de petróleo alcanzó en 2025 un promedio de 859.000 barriles diarios y superó los 870.000 barriles diarios en los primeros meses de 2026.

La formación Vaca Muerta explica el 67% del total, con un crecimiento acumulado del 61,7% en dos años. JOGMEC identifica que la expansión del shale argentino se apoya en mejoras de productividad, reducción de costos operativos y ampliación de la infraestructura de evacuación.

En su revisión del régimen de incentivos, la agencia detalla los proyectos declarados por empresas con operaciones en la cuenca neuquina. Entre ellos figuran iniciativas de YPF, Pampa Energía, Tecpetrol, Pluspetrol, GeoPark y Phoenix Global Resources, con montos estimados que oscilan entre los 1.000 y los 25.000 millones de dólares.

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El análisis subraya que la exigencia de integrar el 40% de la inversión mínima en los primeros dos años constituye un punto crítico para la ejecución de los planes de desarrollo masivo.

El documento también incorpora una evaluación preliminar de los proyectos de GNL en estudio en el país. JOGMEC señala que la disponibilidad de recursos no convencionales y la ampliación de la capacidad de transporte posicionan a Argentina como un potencial oferente de gas en el mediano plazo, sujeto a la consolidación de infraestructura portuaria y a la estabilidad de los marcos regulatorios.

La inclusión de Argentina en los reportes de la agencia se enmarca en la estrategia japonesa de diversificación de fuentes de abastecimiento energético. El organismo mantiene un seguimiento sistemático de proyectos upstream y de exportación en América, Asia Central y Oceanía, y utiliza estos análisis para orientar decisiones de financiamiento, garantías y participación de empresas japonesas en desarrollos internacionales.

El informe sobre Vaca Muerta se integra a esa línea de trabajo y establece un punto de referencia para futuras evaluaciones técnicas sobre la competitividad del shale argentino.

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Santa Cruz: avance privado sobre áreas estratégicas del Macizo del Deseado para sostener operaciones y asegurar nuevas fuentes de mineral

Cerrado Gold incorporó 20.000 hectáreas en el Macizo del Deseado mediante un acuerdo con una subsidiaria de Pan American Silver.

Las propiedades Falcon, ubicadas junto a Minera Don Nicolás y al proyecto Las Calandrias, pasan a integrar el paquete de activos que la compañía utiliza para sostener la disponibilidad de mineral en una zona donde varios yacimientos enfrentan agotamiento progresivo de reservas.

La operación incluyó un pago inicial de 200.000 dólares y una regalía del 2% sobre la futura producción. El valor reducido refleja que el área no cuenta con recursos certificados bajo estándares internacionales.

Las estimaciones preliminares mencionadas por la empresa —entre 150.000 y 200.000 onzas con leyes proyectadas de 0,8 a 1,1 g/t— no constituyen recursos medidos o indicados y se basan en antecedentes históricos de perforación, que registraron interceptaciones de hasta 48 metros con leyes superiores a 1,6 g/t y sectores con más de 50 metros cercanos a 1,3 g/t.

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La compañía iniciará una campaña de perforación de 5.000 metros para confirmar y ampliar las zonas mineralizadas. El objetivo operativo es consolidar depósitos satélite cercanos a infraestructura existente, lo que permite alimentar la planta de Don Nicolás sin inversiones adicionales en procesamiento.

Buena parte del mineral identificado corresponde a óxidos similares a los que se procesan en Las Calandrias, lo que facilita su integración al circuito productivo.

Desde 2020, Cerrado Gold viene ampliando su presencia en el Macizo del Deseado mediante adquisiciones sucesivas. La incorporación de Falcon se inscribe en esa estrategia de expansión lateral orientada a asegurar recursos que permitan sostener el throughput de planta y evitar interrupciones en la operación.

El movimiento confirma la presión creciente sobre las reservas auríferas de la provincia y la necesidad de incorporar nuevas áreas para mantener la actividad en una de las principales regiones mineras del país.

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Pampa Energía: la historia de una empresa que nació chica, tomó riesgos y terminó en el centro del mapa energético argentino

A veinte años de su creación, el grupo que empezó con activos dispersos y sin peso propio se convirtió en un actor clave de la energía. Su crecimiento combinó intuición, riesgo y una apuesta sostenida por invertir en el país.

Cuando Pampa Energía apareció en 2005, no era una empresa destinada a ocupar un lugar central en el sector. Era un holding pequeño, con activos modestos y sin presencia dominante en ningún segmento.

Su historia no empieza con un gran descubrimiento ni con un golpe de suerte, sino con una decisión más simple y más difícil: apostar por un país en un momento en que casi nadie lo hacía.

La primera señal de esa apuesta apareció en 2007, cuando Pampa decidió entrar en Transener. No fue una operación evidente. La transmisión eléctrica es un negocio regulado, de retornos lentos y sin brillo, y además Pampa no compraba el control total: adquiría el 50% de Citelec, la sociedad que controla Transener, operadora del 85% de la red de alta tensión del país.

Aun así, fue el movimiento que cambió la escala del grupo. Esa decisión marcó un patrón que se repetiría en los años siguientes: entrar donde otros no miraban, invertir cuando otros dudaban y construir valor en el largo plazo.

Después vinieron las centrales térmicas, las hidroeléctricas, los parques eólicos, la compra de activos de Petrobras Argentina y la expansión en gas y petróleo. Cada movimiento tenía la misma lógica: integrar la cadena, diversificar riesgos y sostener un crecimiento que no dependiera de un solo negocio.

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El desarrollo de Vaca Muerta abrió una etapa nueva. Pampa ya no era solo un generador eléctrico o un operador de transporte. Se convirtió en productor de gas no convencional y, a través de TGS, en un actor decisivo del midstream. La planta de fraccionamiento de Bahía Blanca, los gasoductos troncales y la infraestructura asociada le dieron al grupo un rol que excede a la empresa: ser parte de la arquitectura energética del país.

Ese recorrido explica por qué hoy Pampa atraviesa su mayor ciclo de inversión. Según la documentación presentada por la compañía, el grupo —entre Pampa y TGS— tiene proyectos que califican para el RIGI por 13.200 millones de dólares, con participaciones que van del 10% al 100% según cada iniciativa.

No es un número aislado: es la consecuencia de veinte años de decisiones acumuladas.

El oleoducto Vaca Muerta Sur, de 3.000 millones de dólares, tiene a Pampa con el 10%. El proyecto de GNL, de 2.900 millones, la incluye con el 20%. El gasoducto San Matías, de 1.300 millones, también la tiene con el 20%. La planta de urea, de 2.500 millones, es 100% de Pampa.

El proyecto de líquidos del gas natural, de 2.800 millones, es 100% de TGS. La expansión del Gasoducto Perito Moreno suma otros 560 millones (780 millones con tramos finales).

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Son obras que no solo amplían la capacidad energética del país. Generan empleo en todo el territorio, movilizan cadenas industriales, metalmecánicas, logísticas y de servicios, y sostienen un ecosistema de proveedores que creció al ritmo de la empresa.

La historia de Pampa no es lineal ni perfecta.

Es una historia de decisiones tomadas en momentos de incertidumbre, de inversiones hechas cuando el contexto no acompañaba y de una convicción que atraviesa toda la trayectoria del grupo: invertir en la Argentina, incluso cuando la Argentina no parecía un lugar para invertir.

A veinte años de su creación, Pampa Energía no es la misma empresa que empezó con activos dispersos y ambiciones modestas. Es un actor central del sistema energético, con presencia en generación, gas, petróleo, transporte e industrialización.

Su recorrido no se explica por un único hito, sino por una secuencia de decisiones que, vistas en conjunto, cuentan algo más grande: la construcción paciente de una empresa que eligió crecer acá.

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Ampliación del Gasoducto Perito Moreno: TGS instala tres plantas compresoras en La Pampa bajo el RIGI

El Ministerio de Economía aprobó la adhesión de Transportadora de Gas del Sur (TGS) al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para ejecutar la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno (GPM), una obra que demandará una inversión de 550 millones de dólares y que permitirá incrementar en 14 millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta hacia el centro del país.

La resolución 676/2026 formalizó el ingreso del proyecto al régimen y habilitó el inicio de un plan de obra que incorpora infraestructura crítica en territorio pampeano.

El proyecto contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharramendi, nodos estratégicos del sistema troncal que conecta Tratayén, en Neuquén, con Salliqueló, en Buenos Aires.

La ampliación elevará la capacidad del ducto de 21 a 35 millones de metros cúbicos diarios en el tramo Tratayén–Salliqueló, lo que representa un incremento cercano al 60% respecto de la capacidad actual. Además, se sumará un equipo compresor adicional en la planta existente de Tratayén, totalizando 90.000 HP de potencia instalada.

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La obra fue declarada de interés público y adjudicada a TGS tras un proceso licitatorio realizado por Energía Argentina en 2025. La transportista deberá acreditar antes del 31 de diciembre de 2026 al menos el 40% de la inversión mínima comprometida y cumplir con el requisito de destinar un 20% del monto total a proveedores locales, conforme a las condiciones del régimen.

El cronograma prevé 18 meses de ejecución entre el 1° de noviembre de 2025 y el 1° de abril de 2027, fecha estimada para la entrada en operación comercial.

La ampliación del GPM permitirá superar las restricciones de transporte que enfrenta la cuenca neuquina y sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles líquidos utilizados en generación eléctrica. Según estimaciones técnicas, el refuerzo de capacidad permitirá un ahorro anual de divisas del orden de 700 millones de dólares por la reducción de compras externas.

Del volumen incremental, 12 millones de metros cúbicos diarios se orientarán al Gran Buenos Aires y 2 millones al polo industrial de Bahía Blanca.

En paralelo, TGS avanza con una ampliación adicional en su sistema regulado, que incluye la instalación de 20 kilómetros de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, junto con adecuaciones para operar a mayor presión.

Estas obras permitirán que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer la demanda del área metropolitana y del norte del país, integrando la expansión del GPM con la red existente.

El Banco Central evaluó el impacto cambiario del proyecto y concluyó que la demanda de divisas asociada no compromete la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales, habilitando su incorporación al régimen.

La ampliación del Gasoducto Perito Moreno se consolida así como la primera iniciativa privada aprobada bajo el RIGI en el sector de transporte de gas, con un alcance operativo que involucra a Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires y que refuerza la infraestructura necesaria para evacuar la producción incremental de Vaca Muerta.

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